煤电电价改革仍有较大空间

中国能源报 综合,  火电 2021-02-24 09:29:10
   


“基准价+上下浮动”新机制下,由于基准价是按现行煤电标杆上网电价确定的,也就继承了2017年以来电煤价格高涨而标杆电价应调未调的影响,导致现行基准价不能完全反映真实的煤电发电成本。新机制还人为划分了参与“市场交易”部分和执行新机制的“类市场交易”,割裂了除优先发电计划外的电量类别,影响通过市场交易形成的价格信号的准确性。


“目前,我国已初步建成具有中国特色的电价体系和监管制度框架,为电力行业健康发展和电力市场建设完善提供了有力支撑。但是,通过电力企业经营发展和电力市场建设实践可以看到,目前电价管理中仍存在体制机制顶层设计有待加强等问题。”中电联近日发布的《当前电价政策机制相关问题》(以下简称《报告》)指出了当前电价机制中存在的问题。


针对煤电电价机制,《报告》指出,燃煤机组上网电价政策仍需完善,受政策影响,近年来煤电行业总体经营困难,且可再生能源富集地区煤电企业生存面临严峻考验。对此,业内人士建议,需设计备用容量补偿机制,并逐步向市场化电价过渡,助力能源转型提速。


电价调整不到位 煤电联动不及时


国家发改委于2019年发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(以下简称《意见》),燃煤标杆上网电价机制正式退出历史舞台,改为“基准价+上下浮动”新机制,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。


《报告》指出,“基准价+上下浮动”机制不能完全反映真实的电价成本。“新机制下,由于基准价是按现行煤电标杆上网电价确定的,也就继承了2017年以来电煤价格高涨而标杆电价应调未调的影响,导致现行基准价不能完全反映真实的发电成本。”


中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室近日发布的《CECI指数分析周报》(2021.1.7-2021.1.15)显示,坑口煤价继续40-70元/吨的较大涨幅,其中CECI曹妃甸指数(日)和CECI沿海指数(周)现货成交价连续6周创三年来最高。


重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示,目前“基准价”替代旧机制下的煤电上网标杆电价,按旧机制,标杆电价应在一定周期或煤价大幅波动情况下进行调整,但2017年后煤价发生了较大变化,但煤电标杆电价并未调整。


煤价高企,电价却未联动。《报告》显示,煤电联动机制自建立以来,始终存在煤电联动不及时、电价调整不到位的问题,导致煤电企业合理收益难以保证。


“新机制人为规定的上下浮比例是否合理有待商榷,尤其《意见》规定2020年电价只能下浮、不能上浮的政策,加剧了真实发电成本与实际价格的矛盾。”陈曦说。对此,中国价格协会能源和供水专委会秘书长侯守礼解释,《意见》之所以规定2020年电价不能上浮,旨在稳定市场,避免价格大幅上涨造成市场紊乱。“2021年如何变动,既取决于基准电价是否调整,也取决于上下浮动的幅度。”


可再生能源越富集 煤电生存环境愈严峻


煤电电价机制的另一尴尬之处在于,可再生能源装机大省,煤电“日子”普遍不好过。《报告》显示,可再生能源富集地区煤电企业生存面临严峻考验。


公开信息显示,四川煤电机组发电利用小时数自2016年以来逐年递减,省调煤电机组利用小时数在1800—2900小时之间持续低水平徘徊;云南煤电机组发电利用小时数从2009年的5348小时降至2016年的1264小时;甘肃省内可再生能源发电装机已占统调装机的60%,发电量占统调发电量的36.7%,煤电机组发电小时数多年维持在较低水平。


一位不愿具名的研究人员表示,利用小时数低不代表煤电企业日子难过,问题的症结在于,没有容量补偿机制。“未来新能源成为主力电源之后,煤电在其中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力。煤电如何实现容量回收,如何更好地支持新能源的发展,是个大问题。”


该研究人员表示:“目前我国电力总体相对过剩,容量机制似乎不那么迫切,但是拉长时间尺度来看,大部分机组得不到合理补偿,中长期市场一定是会出现问题。容量补偿机制需要提前规划,短期可以帮助发电企业收回固定投资、避免亏损,长远则是为能源转型兜底。”


对此,《报告》建议,合理疏导电煤价格波动,缓解煤电企业经营困难;对以可再生能源发电为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制,针对长期为可再生能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价,缓解火电企业严重的生存问题。


价格信号准确性低 供需情况难反映


长远来看,煤电电价机制市场化程度较低,难以形成准确的价格信号。《报告》显示,“基准价+上下浮动”新机制下,人为划分了参与“市场交易”部分和执行新机制的“类市场交易”,割裂了除优先发电计划外的电量类别,不利于通过市场交易形成价格的信号的准确性。


陈曦表示,价格应该是供需在市场上对商品价值和稀缺性的体现,现行煤电上网电价中,将优先发电量从商品需求中抽离出来,不能反映市场全部供需,不利于市场的价格发现。上述研究人员表示,即使在完全市场化的现货市场中,煤电价格信号也打了折扣,各类成本还是以煤电企业内部消化为主。


《报告》指出,电价改革中仍未全面树立市场定价理念。目录电价、标杆电价的概念根深蒂固,导致电力市场中目录电价、标杆电价的“身影”仍随处可见;电源项目建设的政策环境不稳定,项目管理中行政审批色彩依然浓厚,投资主体难以获取长期有效的价格信号。


对此,厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示,虽然煤电现行电价机制并不完善,但比此前“标杆电价+煤电联动”机制优化不少,向市场化迈进了一大步。“未来,仍需对燃煤发电价格机制进行市场化改革。”侯守礼认为,全部计划和全部市场化电价之间,必然会有一段时间的过渡,当前的煤电电价政策即处于过渡时期,仍需在实践中逐步完善。


(编辑:张艳  审校:寇建仁)
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