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廣東“試水”電價新政:首提一次能源價格傳導機制,紓解火電企業(yè)成本困局

2022年11月24日 14:13   21世紀經(jīng)濟報道 21財經(jīng)APP   吳文汐
廣東對于用戶側(cè)分攤及分享電力市場損益的態(tài)度正在逐步明晰。

21世紀經(jīng)濟報道記者吳文汐 廣州報道   近日,廣東省能源局、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項的通知》(下稱《通知》)。

《通知》中明確,落實國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求,2023年廣東電力市場規(guī)模約為5500億千瓦時,包括直接參加市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。這一規(guī)模與2022年持平。

但年度交易規(guī)模卻有了一定的變化,《通知》中安排年度交易規(guī)模上限3000億千瓦時,相比2022年的3150億千瓦時,減少了近5%。但2023年可從市場直接購電的用戶電量規(guī)模從2022年的4800億千瓦時,增加到了4900億千瓦時。

值得一提的是,廣東此次《通知》首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”等內(nèi)容。

受訪專家表示,當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業(yè)的成本壓力,但其實目前,前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高于發(fā)改委指導價格的。要想真正緩解火電企業(yè)的壓力,從虧損轉(zhuǎn)為正向盈利,還是需要煤價整體降下來,但從目前的情況來看比較困難。

同時,多位業(yè)內(nèi)人士認為,一次能源價格傳導在具體執(zhí)行過程中還會面臨很多困難,未來傳導機制能否真正落地還有待觀望。

適時啟動一次能源價格傳導機制

《通知》中明確,根據(jù)國家最新政策規(guī)定,當一次能源價格波動超出一定范圍時,視市場運行情況啟動一次能源價格波動傳導機制。

具體而言,當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時,煤機或氣機平均發(fā)電成本(扣減變動成本補償后)超過允許上浮部分,按照一定比例對年度或月度等電量進行補償,相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分攤。當綜合煤價或天然氣到廠價低于一定值時,煤機或氣機平均發(fā)電成本(扣減變動成本補償后)低于允許下浮部分,按照一定比例對年度或月度等電量進行回收,相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分享。

華北電力大學經(jīng)濟管理學院教授袁家海在接受21世紀經(jīng)濟報道記者采訪時表示,在發(fā)改委規(guī)定的20%的電價漲幅范圍之下,如果煤電超過限價范圍之后還有燃油成本沒有被消化,達到一定水平,可以通過一次能源價格傳導機制將成本由全體用戶分攤,這一點是比較大的突破。

今年上半年,伴隨煤價逐步上漲,我國火電企業(yè)多數(shù)遭遇成本壓力,出現(xiàn)經(jīng)營虧損,盈利能力有待修復。中電聯(lián)10月發(fā)布的《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》顯示,今年前三季度,全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲增加成本2600億元左右,大型發(fā)電集團超半數(shù)以上煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài),部分現(xiàn)金流緊張。

中電聯(lián)11月14日發(fā)布的中國電煤采購價格指數(shù)(CECI)周報數(shù)據(jù)顯示,進口指數(shù)到岸綜合標煤單價已連續(xù)兩周小幅上漲,當期CECI進口指數(shù)到岸綜合標煤單價1670元/噸,環(huán)比上漲3.5%。

廣東省作為進口煤占比相對較高的省份,省內(nèi)沿海火電廠盈利壓力較大,這在一定程度上會打消火電企業(yè)的發(fā)電積極性,對能源保供造成影響。中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎向21世紀經(jīng)濟報道記者表示,對于廣東這一制造業(yè)大省而言,當務(wù)之急是保供電,特別是在目前的經(jīng)濟結(jié)構(gòu)下,可以忍受一定程度的電費上漲。所以在現(xiàn)有的機制下,不能再繼續(xù)讓火電企業(yè)虧損,出臺相應(yīng)政策是具有必要性的。

彭澎認為,當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業(yè)的成本壓力,但其實目前,前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高于發(fā)改委指導價格的。要想真正緩解火電企業(yè)的壓力,從虧損轉(zhuǎn)為正向盈利,還是需要煤價整體降下來,但從目前的情況來看比較困難。

廣東電力市場新政的推出,受到業(yè)內(nèi)廣泛關(guān)注,但多位受訪人士表示,能否具體落地還有待觀望。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受21世紀經(jīng)濟報道記者采訪時表示,這一傳導機制是很好的實踐,但具體執(zhí)行上會面臨很多困難,未來是否能夠執(zhí)行還要看經(jīng)濟的運行情況如何。電力市場的運行是系統(tǒng)性的,也必須系統(tǒng)性地解決。“通知中未明確分攤的具體比例,也為后續(xù)的調(diào)整留出了一定空間。”

重視用戶側(cè)疏導發(fā)電成本

從《通知》中可以看出,通過用戶側(cè)來疏導發(fā)電側(cè)成本壓力是主要方向,廣東電力市場化程度或?qū)⑦M一步提升。

例如,《通知》中的另一大亮點是提出按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式,開展零售合同簽訂,價格范圍為0.372-0.554元/千瓦時。其中,浮動費用為可選項,售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用,上限為0.02元/千瓦時,下限為0元/千瓦時。同時,在現(xiàn)貨市場分攤費用機制,相較2022年,不再由發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)分攤現(xiàn)貨市場分攤費用,新增售電公司作為分攤主體。

可見廣東對于用戶側(cè)分攤及分享電力市場損益的態(tài)度正在逐步明晰。林伯強表示,廣東的電力市場化相對其他省市而言走得更快,因為廣東市場基礎(chǔ)較好,經(jīng)濟實力較強,能夠包容一定程度上的電力市場的波動對于經(jīng)濟的影響。

與此同時,《通知》中明確,按照《廣東新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》、《廣東省可再生能源交易規(guī)則(試行)》等有關(guān)要求,有序推動220kV及以上電壓等級的新能源參與現(xiàn)貨市場,持續(xù)開展可再生能源綠電交易。

有業(yè)內(nèi)人士向記者表示,新能源最大問題是波動性和短期、超短期功率預測精度非常長。在新能源發(fā)電量在不斷提升的背景下,其造成的電力系統(tǒng)波動需要有主體來承擔成本。一方面,電網(wǎng)網(wǎng)架方面需實現(xiàn)平衡;另一方面,需要提升新增傳統(tǒng)火電來提升靈活性和支撐能力。

彭澎認為,新能源參與現(xiàn)貨市場是大勢所趨,新能源的波動性對于火電企業(yè)而言是利好的,例如在新能源大量發(fā)電時,火電可以不參與發(fā)電,而是提供相應(yīng)的輔助服務(wù)或是調(diào)頻服務(wù),亦或是火電之前簽出去的長協(xié)現(xiàn)在可以在市場上購買到價格比較低的新能源現(xiàn)貨,這些都可以有助于火電企業(yè)的增收,這一舉措在山西的現(xiàn)貨市場中已經(jīng)能夠體現(xiàn)出來。

據(jù)了解,目前,廣東、山西、山東等“現(xiàn)貨大省”均提出購電側(cè)加入輔助服務(wù)費分攤的政策。例如,山西在最新發(fā)布的11月電網(wǎng)代購電價中,首次發(fā)布了輔助服務(wù)補償費用價格表,對向市場交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶共同分攤自動發(fā)電控制(AGC)輔助服務(wù)補償費用,折合0.005295元/千瓦時,該費用將體現(xiàn)在用戶電費賬單中。山西電網(wǎng)發(fā)布的AGC到戶價格,也是全國首個向終端用戶分攤的輔助服務(wù)費用項目。

2018年9月,國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》,確定南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川和甘肅等8個地區(qū)作為第一批試點。廣東是全國首個區(qū)域級調(diào)頻輔助服務(wù)市場,也是全國首個通過“中長期+現(xiàn)貨市場”組合機制落實國家深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的省份。

彭澎認為,未來,廣東、山西等地的實踐或?qū)⑦M一步向其他地區(qū)復制推廣,特別是一些經(jīng)濟比較發(fā)達的區(qū)域。

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