電價改革“滿月”,有啥新變化?
前不久,國內(nèi)煤炭、電力供需持續(xù)偏緊,部分地區(qū)出現(xiàn)“限電限產(chǎn)”現(xiàn)象。為緩解煤電供需緊張局勢,10月12日,國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(下稱《通知》),電價改革邁出一大步。
目前,《通知》下發(fā)已滿1個月,各地電價有何新變化?電力供應(yīng)偏緊情況是否有效緩解?本報記者進行了采訪。
如何改革?
——有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價、有序放開工商業(yè)用戶用電價格
“市場煤、計劃電”曾在很長一段時間困擾著煤電行業(yè),特別是當煤價上漲明顯時,矛盾就更加突出。
2019年,國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的意見》,將實施多年的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制,改為“基準價+上下浮動”的市場化電價機制,各地燃煤發(fā)電通過參與電力市場交易,由市場形成價格。“‘基準價+上下浮動’市場化電價機制的實施,有力推動了電力市場化進程,2020年超過70%的燃煤發(fā)電電量通過市場交易形成上網(wǎng)電價。”國家發(fā)改委價格司司長萬勁松說。
不過,隨著全球能源行業(yè)出現(xiàn)新變化,今年以來國內(nèi)煤炭和電力供需出現(xiàn)波動。國家統(tǒng)計局發(fā)布的9月份能源生產(chǎn)情況顯示,9月24日,秦皇島港5500大卡、5000大卡、4500大卡動力煤綜合交易價格分別為每噸1079元、980元和857元,比8月27日分別上漲194、182元和151元。煤炭價格上漲,發(fā)電企業(yè)燃煤成本等隨之攀升,電力供應(yīng)處于緊張狀態(tài)。在此背景下,國家發(fā)改委下發(fā)《通知》,提出進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價改革,建立起“能漲能跌”的市場化電價機制。
此輪燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革,重點改啥?
萬勁松介紹,此次改革重點在于兩個“有序放開”。在發(fā)電側(cè),有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。“此次改革,明確推動其余30%的燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場,將進一步帶動其他類別電源發(fā)電電量進入市場,為全面放開發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價奠定堅實基礎(chǔ)。”在用電側(cè),有序放開工商業(yè)用戶用電價格。此前,大約44%的工商業(yè)用電量已通過參與市場形成用電價格。此次改革,明確提出有序推動工商業(yè)用戶都進入電力市場,按照市場價格購電,取消工商業(yè)目錄銷售電價。尚未進入市場的工商業(yè)用戶中,10千伏及以上的工商業(yè)用戶用電量大、市場化條件好,全部進入市場;其他工商業(yè)用戶也要盡快進入。屆時,目錄銷售電價只保留居民、農(nóng)業(yè)類別,基本實現(xiàn)“能放盡放”。
在交易價格方面,更是邁出一大步,燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的“上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%”擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”。
成效怎樣?
——多數(shù)省份頂格上浮燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價,緩解發(fā)電企業(yè)運營壓力,引導(dǎo)用電企業(yè)低碳轉(zhuǎn)型
《通知》下發(fā)1個月,各地電價改革成效如何?
記者了解到,目前,已有20多個省份根據(jù)《通知》要求調(diào)整了當?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)電價市場化機制,部分地區(qū)已組織開展此輪電價改革后的電力交易。
改革啟動僅3天后,山東省就在10月15日完成了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易,成交電量達110.7億千瓦時,成交均價較基準電價上浮19.8%。
江蘇省也在10月15日首次完成掛牌交易,并于10月25日組織開展了第二次電力交易,達成成交電量108.69億千瓦時,成交價格達到基準電價上浮20%的上限。
記者梳理發(fā)現(xiàn),調(diào)整電價的省份,多數(shù)進行頂格上浮。
根據(jù)2021年11月國網(wǎng)安徽省電力有限公司代理購電掛牌交易結(jié)果的公告,該公司代理購電交易成交總電量2127465兆瓦時,成交電價461.28元/兆瓦時,按照安徽省燃煤基準價384.4元/兆瓦時計算,電價頂格上浮20%。
燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價上浮,調(diào)動了電廠的積極性。
“前段時間煤價比較高,企業(yè)處于虧損發(fā)電的狀態(tài),發(fā)電積極性自然不高。”山東省一家燃煤發(fā)電企業(yè)負責(zé)人說,燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革之后,當?shù)厝济喊l(fā)電電力成交價格較以往有所上浮,能有效緩解發(fā)電企業(yè)的運營壓力。
那么,作為買方,用電企業(yè)如何看待此次電價改革?
多數(shù)用電企業(yè)表示愿意承擔(dān)相應(yīng)成本。江蘇張家港一家電子產(chǎn)品制造企業(yè)負責(zé)人周先生告訴記者,此前限電限產(chǎn)耽誤了訂單交付,造成較大損失。“這次改革提高了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價,一定程度上增加了企業(yè)的生產(chǎn)成本,但我們更看重如期完成訂單,電費上漲一些也可以接受。”
提高燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價也釋放了錯峰用電的信號。上海某工程承包公司預(yù)算員林楠告訴記者,目前尚未明顯感受到電價波動,電力供應(yīng)也處于較平穩(wěn)的狀態(tài)。“上海采用的是峰谷電價機制。在電價改革的情況下,出于施工成本考量,未來在項目前期、工期不太緊張的階段,我們會考慮避開高峰用電,選擇夜間施工等方式降低用電成本。”
記者注意到,此次《通知》提出擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍,但高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。“高耗能行業(yè)無序發(fā)展,會增加電力保供壓力,不利于綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展。”萬勁松說,如此規(guī)定,有利于引導(dǎo)高耗能企業(yè)市場交易電價多上浮一些,可以更加充分地傳導(dǎo)發(fā)電成本上升壓力,抑制不合理的電力消費、改善電力供求狀況。同時,有利于促進高耗能企業(yè)加大技術(shù)改造投入、提高能源利用效率,推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級。
有哪些意義?
——短期看,保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng);長遠看,將促進電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展
電價改革是緩解當前煤炭、電力供需緊張的重要一步。在推動電價改革的同時,煤炭保供、平穩(wěn)煤價等“組合拳”,為電力安全穩(wěn)定供應(yīng)提供了堅實保障。
國家能源集團有關(guān)負責(zé)人告訴記者,保供應(yīng)方面,神東煤炭上灣煤礦一天能生產(chǎn)煤炭4萬噸,約可發(fā)電1.3億度。10月份,集團自產(chǎn)煤累計完成5064萬噸,同比增幅達9.1%。中國華電生產(chǎn)技術(shù)部主任郭召松告訴記者,截至目前,中國華電煤電機組發(fā)電量增幅達16.5%,高于企業(yè)全部發(fā)電量增幅和全國發(fā)電量增幅。
國家發(fā)改委公布的數(shù)據(jù)顯示,隨著全國煤炭產(chǎn)量持續(xù)增長和電煤裝車快速增加,11月份以來電廠供煤持續(xù)大于耗煤,庫存日均增加160萬噸。11月10日,全國電廠供煤再次超過800萬噸,達到814.3萬噸;供煤大于耗煤超過200萬噸,電廠存煤達到1.23億噸,可用天數(shù)超過21天,發(fā)電供熱用煤保障能力進一步提高。
煤炭價格正趨于平穩(wěn)。在近日中國煤炭運銷協(xié)會召開的會議上,10多家主要煤炭企業(yè)表態(tài),主動將主產(chǎn)地5500大卡動力煤坑口價格降至每噸1000元以下。國家發(fā)改委披露,從市場監(jiān)測情況看,10月下旬以來,全國坑口、港口煤價均大幅下降。
多措并舉,保供電取得階段性成效。國家電網(wǎng)有關(guān)負責(zé)人表示,目前國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域電力供需形勢恢復(fù)常態(tài),電煤供應(yīng)明顯增加。公司經(jīng)營區(qū)電煤庫存回升至9932萬噸,電煤可用天數(shù)回升至20天。截至11月6日,除個別省份、局部時段對高耗能、高污染企業(yè)采取有序用電措施外,全網(wǎng)有序用電規(guī)模接近清零。
短期看,電價改革同其他行政、市場手段一同為電力安全穩(wěn)定供應(yīng)提供了有效保障。長期看,電價改革還有哪些現(xiàn)實意義?
在興業(yè)證券經(jīng)濟與金融研究院煤炭行業(yè)組長王錕看來,中國正邁向碳達峰、碳中和,電價在低碳轉(zhuǎn)型目標下也應(yīng)有所反映。“隨著我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級,與之配套的新型電力供應(yīng)系統(tǒng)和電價體系需同步推進。”
萬勁松認為,從長遠看,此次改革將加快推動電力中長期交易、現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場建設(shè)發(fā)展,促進電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。同時,此輪電改將支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè),服務(wù)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型,并對加快推動發(fā)用電計劃改革、售電側(cè)體制改革等電力體制其他改革發(fā)揮重要作用。
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