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堅持市場化方向 積極穩步推進燃煤發電上網電價形成機制改革

來源:國家發改委網站  撰稿人:  發布時間:2019年10月31日 瀏覽:
摘要:

  日前,國家發展改革委印發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》(以下簡稱《指導意見》),明確將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。該《指導意見》的出臺,標志著電價改革在堅持市場化方向上邁出了新的關鍵步伐。隨著《指導意見》的實施,競爭性環節電力價格會加快放開,電力市場化交易水平將進一步提升、規模將進一步擴大,有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用,還原電力商品屬性。

  《指導意見》共包括六大部分,包括五項重要改革舉措、五項配套改革措施,為燃煤發電上網電價形成機制改革工作的實際落地推進指明了方向。筆者認為,《指導意見》全文始終牢牢把握推進電價市場化改革這一主線與核心,并以穩步推進為基本遵循,有利于積極、平穩、有序地推進電價市場化改革的繼續深化。

  現階段,我國燃煤發電項目上網電量主要包括兩大部分:計劃電量(或基數電量)部分、市場化交易電量部分。基于2018年中國電力企業聯合會統計數據,計劃電量(或基數電量)部分占比約57%,市場化交易電量占比約43%。黨中央、國務院相關文件明確提出,要有序放開輸配以外的競爭性環節電力價格。2019年底,中央經濟工作會議也進一步明確提出要提升電力市場化交易程度。在這一背景下,加快為現執行標桿上網電價的燃煤發電電量進入市場創造條件成為必然選擇。

  而此次《指導意見》改革所涉及的即為尚未進入市場的這部分燃煤發電電量(或基數電量)。改革后,原有的這部分燃煤發電電量上網電價將由發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協調或場內集中競價(含掛牌交易)等市場化方式形成。初步估算,除由電網企業保障供應的居民、農業用戶電量外,此次改革為42%的燃煤發電上網電量進入市場創造了條件,必然將大幅提升電力市場化交易程度。

  尊重相關各方合理的利益訴求,以穩步有序推進為實施策略是我國40余年來價格改革的成功經驗。本次《指導意見》亦遵循這一改革實施脈絡,在堅持市場化方向的前提下,合理關注各方訴求,有序、穩步推進改革前行。

  (一)保障民生用電價格不變

  對于與基本民生相關的居民用戶、農業用戶,為了避免市場化用戶對這類用戶的價格沖擊,《指導意見》明確燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行,該類用戶也將繼續執行當前目錄電價,保障了居民、農業等用電價格的基本穩定。

  (二)尊重供需雙方利益

  《指導意見》提出,在政策過渡期,原有的部分計劃電量上網電價雖由市場化方式形成,但與完全市場化競爭仍存在一定差異的,可稱之為“有限競爭”方式,即市場競爭價格被限定于“基準價+上下浮動”范圍內,浮動幅度范圍為上浮不超過10%,下浮原則上不超過15%,煤電企業參與這部分市場化交易的市場風險相對可控。相較于2018年度相關統計數據,在當前供大于求的總體供需形勢下,15%的下浮系數基本可覆蓋大部分省份市場交易電量實際下浮水平[ 根據中國電力企業聯合會統計數據,2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價較燃煤標桿電價的平均下浮率為11.24%。],但對于新疆、寧夏等市場競爭相對激烈的省份,下浮下限的設置能較好地對煤電企業經營風險起到防火墻作用,避免了由于改革推進帶來的較大幅度煤電企業經營壓力。此外,考慮到在可再生能源占比不斷提高的電力系統中,煤電實際上更多的承擔了系統輔助服務及容量備用功能。為體現合理性及公平性,《指導意見》在配套改革舉措中提出完善輔助服務電價形成機制,以補償燃煤發電合理成本。對于燃煤機組利用小時數嚴重偏低的省份,建議可探索建立容量補償機制。

  同時,對于此輪進入市場的工商業用戶,由于設定了最高不超過10%的上浮系數,且2020年暫不上浮,該類用戶進入市場的價格風險也基本可控。

  (三)穩定發電側上網電價體系

  在原有政策體系中,燃煤機組標桿上網電價通常起到參照系作用,新能源上網電價中補償部分、核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格多與燃煤機組標桿上網電價相掛鉤。為了避免煤電價格調整對其它類型電源價格的過幅影響,《指導意見》指出上述各類發電、送電項目參照系仍取定為相對固定的基準價,暫不與“基準價+上下浮動”相掛鉤。

  《指導意見》在實施安排部分明確,各地要結合當地情況制定細化實施方案。筆者建議,在細化實施方案中,各地要根據當地實際情況,重點細化執行“基準價+上下浮動”價格機制的這部分燃煤發電電量的市場化交易方式,做好新參與市場的工商業用戶用電價格與原有分時電價政策的銜接,確保改革提出的核心舉措平穩落地。(電力規劃設計總院副院長 呂世森 )

責任編輯:上游
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