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煤电产业需追求更高层次的发展

发布时间:2019-11-20 09:02    作者:机械之力   

  -今后煤电的发展不宜一味追求高参数、大容量,而应结合地理环境、气候条件、燃料供应情况、老机组特点等因素,选择可行技术,向质量型、辅助型模式转型。

  -煤电企业的使命不再是发更多的电,而是如何更好地调峰,让可再生能源最大限度地避免弃风弃光现象,让电力系统更多地消纳可再生能源。

  -政府要出台配套政策,建立容量电价机制,出台辅助服务价格机制,社会也要对煤电机组的调峰作用给予充分认可,不能妖魔化煤电,更不能简单关停煤电。

  近日,国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。

  其核心变化是:将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当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%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,不受此限制。国家发改委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。

  煤电联动退出历史舞台是必然选择

  煤电联动机制始于2004年,2005年首次执行联动。到2015年底,全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整。

  2009年11月,为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化,相应调整电价;2013年9月,为支持可再生能源发展,鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造,下调电价0.9分/千瓦时至2.5分/千瓦时;2014年9月,为进一步缓解燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾,下调电价0.93分/千瓦时。

  除这3次以外,明确因煤电联动而调整全国煤电机组标杆上网电价的有8次。在这8次中,6次为上调、2次为下调,最近一次发生在2015年年底。实施煤电联动后,火电上网电价全国平均下调3分/千瓦时。

  2015年12月31日,国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,对已经执行了12年的煤电价格联动机制进行调整,明确煤电价格联动机制以一年为一个周期,由国家发改委统一部署启动,以省(自治区、直辖市)为单位组织实施;依据的电煤价格按照中国电煤价格指数确定;对煤电价格实行区间联动,分档累退联动;燃煤机组标杆上网电价和销售电价的测算公式严格按照煤电价格联动机制测算确定。

  根据新联动机制的测算公式,2015年11月至2016年10月,全国电煤平均价格为347.54元/吨。以2016年1月1日旧联动机制最后一次执行前的标杆电价作为基准电价测算可知,2017年1月1日起,燃煤机组上网电价相比2014年的基准电价理论上应上调0.18分/千瓦时,不足0.2分/千瓦时,没有达到执行联动的触发条件。

  2017年,面对上涨的煤价与经营困难的火电企业,政府取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准。此举一方面降低了销售电价以减轻下游工商业用户用电负担,另一方面提高了煤电上网电价以缓解火电企业经营困难。

  2017年7月7日,河南省发改委率先发布了《关于合理调整电价结构有关事项的通知》,宣布自2017年7月1日起,将省内燃煤发电机组标杆上网电价统一提高到2.28分/千瓦时。之后,江苏、陕西、河北、重庆等地陆续发布电价结构调整的通知。全国31个省(自治区、直辖市)中,有24个地区上调了煤电标杆上网电价。

  2017年,电煤价格始终保持高位运行,2016年11月至2017年10月的电煤平均价格为514.94元/吨。根据燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式可知,2018年1月1日起,燃煤机组平均上网电价相比2014年平均上网电价理论上应上调1.76分/千瓦时,与2017年7月1日调整后的标杆电价相比,理论上应上调3.67分/千瓦时。

  《2018年政府工作报告》提出,要大幅降低企业非税负担。进一步清理规范行政事业性收费,调低部分政府性基金征收标准。继续阶段性降低企业“五险一金”缴费比例。降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%。

  在此背景下,煤电联动放慢步伐。

  2018年电煤价格相比2017年进一步上涨,2017年11月至2018年10月的电煤平均价格为533.28元/吨。

  2019年1月1日起,燃煤机组平均上网电价相比2014年理论上应上调2.49分/千瓦时,与2017年7月1日调整后的标杆电价相比理论上应上调4.40分/千瓦时。

  今年3月5日,《2019年政府工作报告》指出,要深化电力市场化改革,清理电价附加收费,降低制造业用电成本,一般工商业平均电价再降低10%。

  连续2年降低下游销售环节中的一般工商业电价,上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调仅是奢望,煤电联动机制已名存实亡。

  实施煤电联动政策,初衷是为了反映用电成本,但毕竟是临时性干预措施,与新电改方案、价改意见中的“放开竞争性环节电价”“建立主要由市场决定价格的机制”等要求相违背。

  现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应新形势,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。尤其是煤电联动的调整滞后性,导致电力价格调整不能及时反映煤炭价格变化,从而加剧了周期性波动的影响。

  同时,伴随市场化交易电量比例的逐步提升,煤电联动的存在意义已经不大。在电力市场化逐步深入的过程中,煤电联动退出历史舞台成为必然。

  煤电发展模式由数量型转向质量型、辅助型

  该指导意见提出,基准价按当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%。同时明确,实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,2020年电价暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。

  从上述表述可以看出,该指导意见严格规定上浮区间,而对下浮则区间则用了“原则上不超过”的概念,为下浮区间带来了更多的想象空间。同时,明确了明年价格不上浮,也就是最多持平,存在下调可能性。

  一方面,这样的制度安排符合当前的电力市场供需形势和工商业降成本的总体要求。

  近年来,我国电力供应总体宽松,其中煤电总装机容量已经超过10亿千瓦,2018年的发电利用时间为4361小时,如果按照火电合理利用时间5000小时计算,目前火电机组的富余容量占比达29.5%。

  我国部分省份煤电过剩的局面比较严重,所以从供需决定价格的角度考虑,下浮范围可能会超过15%。但从全国范围来看,“原则上不超过15%”是相对合理的安排。

  从成本端考量,工业制造业成本中的能源成本是很重要的一项。工商业降成本的途径之一便是降低能源成本。在当前中美贸易摩擦阶段,通过降低成本来提升工业制造业的竞争力是一项重要课题。

  目前,美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时,商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。

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