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煤電產業需追求更高層次的發展

發布時間:2019-11-20 09:02    作者:蜜桔视频软件下载   

  -今後煤電的發展不宜一味追求高參數、大容量,而應結合地理環境、氣候條件、燃料供應情況、老機組特點等因素,選擇可行技術,向質量型、輔助型模式轉型。

  -煤電企業的使命不再是發更多的電,而是如何更好地調峰,讓可再生能源最大限度地避免棄風棄光現象,讓電力係統更多地消納可再生能源。

  -政府要出台配套政策,建立容量電價機製,出台輔助服務價格機製,社會也要對煤電機組的調峰作用給予充分認可,不能妖魔化煤電,更不能簡單關停煤電。

  近日,國家發改委發布了《關於深化燃煤發電上網電價形成機製改革的指導意見》。

  其核心變化是:將現行燃煤發電標杆上網電價機製改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機製。基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定,浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體製改革方案開展的現貨交易,不受此限製。國家發改委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度範圍進行調整。

  煤電聯動退出曆史舞台是必然選擇

  煤電聯動機製始於2004年,2005年首次執行聯動。到2015年底,全國煤電機組標杆上網電價共進行了11次調整。

  2009年11月,為合理反映燃煤電廠投資、煤價、煤耗等情況變化,相應調整電價;2013年9月,為支持可再生能源發展,鼓勵燃煤發電企業進行脫硝、除塵改造,下調電價0.9分/千瓦時至2.5分/千瓦時;2014年9月,為進一步緩解燃煤發電企業脫硝、除塵等環保電價矛盾,下調電價0.93分/千瓦時。

  除這3次以外,明確因煤電聯動而調整全國煤電機組標杆上網電價的有8次。在這8次中,6次為上調、2次為下調,最近一次發生在2015年年底。實施煤電聯動後,火電上網電價全國平均下調3分/千瓦時。

  2015年12月31日,國家發改委發布《關於完善煤電價格聯動機製有關事項的通知》,對已經執行了12年的煤電價格聯動機製進行調整,明確煤電價格聯動機製以一年為一個周期,由國家發改委統一部署啟動,以省(自治區、直轄市)為單位組織實施;依據的電煤價格按照中國電煤價格指數確定;對煤電價格實行區間聯動,分檔累退聯動;燃煤機組標杆上網電價和銷售電價的測算公式嚴格按照煤電價格聯動機製測算確定。

  根據新聯動機製的測算公式,2015年11月至2016年10月,全國電煤平均價格為347.54元/噸。以2016年1月1日舊聯動機製最後一次執行前的標杆電價作為基準電價測算可知,2017年1月1日起,燃煤機組上網電價相比2014年的基準電價理論上應上調0.18分/千瓦時,不足0.2分/千瓦時,沒有達到執行聯動的觸發條件。

  2017年,麵對上漲的煤價與經營困難的火電企業,政府取消工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金征收標準。此舉一方麵降低了銷售電價以減輕下遊工商業用戶用電負擔,另一方麵提高了煤電上網電價以緩解火電企業經營困難。

  2017年7月7日,河南省發改委率先發布了《關於合理調整電價結構有關事項的通知》,宣布自2017年7月1日起,將省內燃煤發電機組標杆上網電價統一提高到2.28分/千瓦時。之後,江蘇、陝西、河北、重慶等地陸續發布電價結構調整的通知。全國31個省(自治區、直轄市)中,有24個地區上調了煤電標杆上網電價。

  2017年,電煤價格始終保持高位運行,2016年11月至2017年10月的電煤平均價格為514.94元/噸。根據燃煤機組標杆上網電價與煤價聯動計算公式可知,2018年1月1日起,燃煤機組平均上網電價相比2014年平均上網電價理論上應上調1.76分/千瓦時,與2017年7月1日調整後的標杆電價相比,理論上應上調3.67分/千瓦時。

  《2018年政府工作報告》提出,要大幅降低企業非稅負擔。進一步清理規範行政事業性收費,調低部分政府性基金征收標準。繼續階段性降低企業“五險一金”繳費比例。降低電網環節收費和輸配電價格,一般工商業電價平均降低10%。

  在此背景下,煤電聯動放慢步伐。

  2018年電煤價格相比2017年進一步上漲,2017年11月至2018年10月的電煤平均價格為533.28元/噸。

  2019年1月1日起,燃煤機組平均上網電價相比2014年理論上應上調2.49分/千瓦時,與2017年7月1日調整後的標杆電價相比理論上應上調4.40分/千瓦時。

  今年3月5日,《2019年政府工作報告》指出,要深化電力市場化改革,清理電價附加收費,降低製造業用電成本,一般工商業平均電價再降低10%。

  連續2年降低下遊銷售環節中的一般工商業電價,上遊發電側的上網電價執行煤電聯動上調僅是奢望,煤電聯動機製已名存實亡。

  實施煤電聯動政策,初衷是為了反映用電成本,但畢竟是臨時性幹預措施,與新電改方案、價改意見中的“放開競爭性環節電價”“建立主要由市場決定價格的機製”等要求相違背。

  現行燃煤發電標杆上網電價機製已難以適應新形勢,突出表現為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業成本變化,不利於電力上下遊產業協調可持續發展,不利於市場在電力資源配置中發揮決定性作用。尤其是煤電聯動的調整滯後性,導致電力價格調整不能及時反映煤炭價格變化,從而加劇了周期性波動的影響。

  同時,伴隨市場化交易電量比例的逐步提升,煤電聯動的存在意義已經不大。在電力市場化逐步深入的過程中,煤電聯動退出曆史舞台成為必然。

  煤電發展模式由數量型轉向質量型、輔助型

  該指導意見提出,基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定,浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。同時明確,實施“基準價+上下浮動”價格機製的省份,2020年電價暫不上浮,確保工商業平均電價隻降不升。

  從上述表述可以看出,該指導意見嚴格規定上浮區間,而對下浮則區間則用了“原則上不超過”的概念,為下浮區間帶來了更多的想象空間。同時,明確了明年價格不上浮,也就是最多持平,存在下調可能性。

  一方麵,這樣的製度安排符合當前的電力市場供需形勢和工商業降成本的總體要求。

  近年來,我國電力供應總體寬鬆,其中煤電總裝機容量已經超過10億千瓦,2018年的發電利用時間為4361小時,如果按照火電合理利用時間5000小時計算,目前火電機組的富餘容量占比達29.5%。

  我國部分省份煤電過剩的局麵比較嚴重,所以從供需決定價格的角度考慮,下浮範圍可能會超過15%。但從全國範圍來看,“原則上不超過15%”是相對合理的安排。

  從成本端考量,工業製造業成本中的能源成本是很重要的一項。工商業降成本的途徑之一便是降低能源成本。在當前中美貿易摩擦階段,通過降低成本來提升工業製造業的競爭力是一項重要課題。

  目前,美國工業用電平均電價為0.43元人民幣/千瓦時,商業用電平均電價為0.67元人民幣/千瓦時。

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