電力市場化改革深入推進市場交易電量同比增長58.8%

2017-08-14 11:51:35 中國經濟時報　點擊量：評論 (0)

當前電力行業困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網建設滯后等因素直接相關，我國電力市場建設尚處于起步階段，剛開始放開發電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙

第二，煤炭價格反彈致成本上升。

煤價下跌，電企盈利水平提高;相反，煤價一旦反彈，電企則盈利堪憂。去年下半年，煤價的大幅反彈讓電企的盈利水平急速下降。數據顯示，去年最后一次環渤海動力煤價格指數報收于593元/噸，雖然已連續8期下行，但相比年初漲幅近60%。為此，去年年底，國家發改委、能源局連推“組合拳”，包括啟動抑制煤價過快上漲響應機制、推動煤電企業簽訂中長期合同等。近日，神華等煤企集體呼吁重啟煤炭限產，以此來控制煤價保持在一定水平。神華和中煤等煤企集體呼吁重新出臺煤炭限產方案，以控制煤價保持在合理水平。煤炭限產后，煤價將會控制在一定水平。整體上來看，2017年煤價會高于去年，這也意味著電企的日子會比去年難過。

第三，清潔可再生能源限電棄電仍在惡化。

清潔可再生能源限電仍在惡化是電力產能過剩的問題之一，我國80%以上的風能、太陽能分布在西部和北部地區，85%以上的待開發水能資源分布在西南地區，當地用電負荷有限，需要跨區跨省消納。在新能源集中開發地區，本地消納不足，區域內電源結構性矛盾日益突出。2016年全國“棄水、棄風、棄光”電量共計近1100億千瓦時，超過當年三峽電站發電量約170億千瓦時。2016年，國家電網調度范圍內棄風電量約396億千瓦時，主要集中在我國東北和西北地區;棄光電量69億千瓦時，以西北為主。去年1-11月，國電集團公司平均棄風率達到14.6%。布局、輸送、市場以及系統調節等問題，都是“棄風棄光”情況愈演愈烈的推手。前幾年因為電力需求增長較快，新能源與常規能源都可以得到有效利用。現在電力需求放緩，新能源裝機量仍然很高，新的用電市場根本支撐不了這么大的增長。同時，為了趕上國家政策享受較高電價，2015年底出現了大量的突擊搶裝，直接造成2016年窩電現象的直接上升。

三、應對電力企業困境的對策建議

當前電力行業困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網建設滯后等因素直接相關，我國電力市場建設尚處于起步階段，剛開始放開發電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現貨市場，新能源邊際成本低的優勢難以體現，跨省跨區輸送新能源的現貨市場機制還處于研究階段。煤電處在同一利益鏈條上，只有雙方互利共贏才能良性發展。暴跌之下必有反彈，煤電雙方都要保持理智合作，煤炭市場較好時，煤價不要過度暴漲;電力供大于求，也不要大力抑制煤價。電力企業要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規模，加大清潔高效能源發展力度。解決新能源消納問題，還是要在更大范圍內進行優化配置，要建立傳統能源與新能源發電之間的補充和調峰機制，提升整個網絡的調節靈活性。電網的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。搭建外送通道固然重要，但只有能源結構上是需要外送的，電網才需要加強外送。在合理配套電網的同時，新能源開發本身也需要調整格局。以風能為例，目前我國風能技術開發量達到102億千瓦，但已開發量僅為1.49億千瓦。在巨大的潛力下，更應結合具體情況加快東部和南方中低風速的資源勘探和開發。另一方面，中東部雖不存在限電問題，但是否具備開發所需的土地、水和環境條件，也應當引起行業的重視。同樣，在光伏領域，多元化利用將是未來太陽能發展的重要思路。