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電改擬放開發用電計劃 縮減火電指標
新聞日期:2016-07-20 瀏覽次數:297

  最近,對于公用事業和壟斷行業進行改革的呼聲越來越高。國家發改委主任徐紹史也在一篇文章中指出,加快推進鐵路、石油、天然氣、電力、電信、醫療、教育、城市公用事業等領域改革。

  天然氣和電力市場的改革是兩大典型行業,昨日在市場傳出的消息中,電力市場化改革又向前邁進了實質性的一步,國家擬放開發用電計劃,縮減火電計劃指標。而天然氣的管網改革傳言再起,雖然目前并未有官方消息證實改革推進的節奏,但天然氣行業需要對管網進行改革,才能理順價格。

  導讀

  “非市場電量與市場電量的最大區別在于電價,前者執行國家確定的上網標桿電價,能保障企業能夠還本付息和獲取一定比例的收益;后者則是通過市場競爭來確定電價,由雙方協商確定,在電力過剩的時代,通常僅僅能夠涵蓋邊際成本。”林伯強分析。

  作為電改的核心配套政策之一,發用電計劃政策有望進一步細化。

  近日,發改委和國家能源局聯合下發《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》(以下簡稱《征求意見稿》)。

  去年11月30日,發改委和國家能源局曾聯合發布《關于有序放開發用電計劃的實施意見》(以下簡稱《意見》),這是《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)的六個配套改革文件之一。

  “《征求意見稿》是對《意見》的進一步細化,重點提出了火電發用電計劃改革的路線圖和時間表。”廈門大學能源經濟和能源政策協同創新中心主任林伯強對21世紀經濟報道分析。

  中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖對21世紀經濟報道記者分析,《征求意見稿》雖然符合逐步取消發用電計劃的市場化改革方向,但是對可再生能源發電全額保障收購制度只字未提,不能不說這是一個很大的遺憾。

  明年3月15日后投產的煤電不再安排發電計劃

  《征求意見稿》提出,煤電機組發電量由非市場化電量和市場化交易兩部分組成,加快縮減煤電機組非市場化電量。

  其中,非市場化電量即基準小時數的發電量?!墩髑笠餳濉誹岢齦韉夭饉閎范旱緇楸U現蔥械姆⒌縲∈被際ㄒ韻錄虺蘋夾∈筆?,不同地區的基準小時數,根據實際情況自行確定,最高不超過5000小時。

  “這里設置的煤電的基準小時數上限已經很高了,在電力供應過剩的大背景下,火電的年利用小時數大約在4000。”林伯強分析。

  根據《征求意見稿》,為保障改革平穩過渡、保持系統調節能力,在基準小時數以內,保障執行,簽訂的發購電協議(合同)由電力交易機構匯總,電力調度機構安全校核并負責執行。鼓勵多簽市場化電量,超過基準小時數時,各地根據電網安全穩定運行和放開發用電計劃的規定確定最高上限。

  對于簽訂發購電協議(合同)不足基準小時數的,按照基準小時數減去直接交易小時數,乘以一定系數折算,2016年根據實際情況適當選取系數,2017年系數為 80%,以后逐年減小,縮減的電量轉為市場化交易電量。

  “非市場電量與市場電量的最大區別在于電價,前者執行國家確定的上網標桿電價,能保障企業能夠還本付息和獲取一定比例的收益;后者則是通過市場競爭來確定電價,由雙方協商確定,在電力過剩的時代,通常僅僅能夠涵蓋邊際成本。”林伯強分析。

  《征求意見稿》提出,鼓勵新投產煤電機組自愿認定為可再生能源調峰機組,這些基準小時數限制可適當提高。

  “這一規定也讓人費解。調峰服務的對象并非可再生能源發電機組,而是整個電力系統。”秦海巖分析,在電力供應過剩的背景下,大部分機組出力不足,能夠提供向上的靈活性發電資源非常多,應該通過市場競爭來確定調整機組,不需要專門設煤電機組調峰。

  《征求意見稿》提出,對2017年3月15日后投產的煤電機組,各地除對優先購電對應電量安排計劃外,不再安排其他發電計劃。新投產煤電機組通過市場交易獲得的發電量,不再執行上網標桿電價。

  “這意味著在明年3月15日,新建煤電機組將無法獲得發電計劃指標,也就無法獲得政府保底性的上網標桿電價,這符合電改的方向。”秦海巖分析,但問題在于這一時間節點是怎么確定的?有什么依據?

  秦海巖表示,“這一措施為什么要等到明年才執行,而不是在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》發布之后早就應該執行?根據電改文件,國家不應再為新建燃煤機組提供?;ば緣謀5椎緙?。

  一位不愿透露姓名的新能源企業負責人對21世紀經濟報道記者分析,盡管電力過剩現象很嚴重,但火電還在大干快上,目前全國火電機組核準在建規模1.9億千瓦,已發路條約2億千瓦?!墩髑笠餳濉誹岢齙拿髂昶諳?,會不會涉嫌刻意為這些在建和籌建的燃煤電廠提供?;ば員5椎緙??

  適時取消相關目錄電價

  《征求意見稿》提出,各地要加快放開電力用戶參與市場交易,放開規模應與發電機組放開容量相匹配。

  具體而言,具備條件的地區可擴大電力用戶放開范圍,不受電壓等級限制。中小用戶無法參與電力直接交易的,可由售電公司代理參與電力直接交易?;嚶鄣縭諧≈魈?,售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易。

  對此,林伯強解釋,此前低電力交易是大用戶直購電,即大用戶與發電企業之間的購電交易,大用戶通常是電解鋁、水泥等高耗能行業。“中小企業用電量需求比較小,所以不便直接參與電力直接交易,由售電公司進行代理。”

  金風科技戰略經理陳石對21世紀經濟報道記者表示,這意味著售電公司只能收取中小企業的代理費,而不能像電網公司那樣賺取“低買高賣”的差價。

  “從經驗判斷,在電力過剩的背景下,直購電的電價通常比工業企業的目錄電價低20%-30%。這有助于企業進一步降低運營成本。”林伯強分析。

  《征求意見稿》提出,對未納入優先購電的電力用戶,電力直接交易合同之外的用電量由電網企業按照政府定價保底供應,保底價格應高于市場平均價格。電網企業應參考上網標桿電價與發電企業簽訂購電協議承擔保底供應。

  《征求意見稿》提出,適時取消相關目錄電價。結合電力直接交易用戶的放開, 適時取消相應類別用戶目錄電價。220千伏電力用戶已全部參與直接交易的地區,應盡快取消220千伏用電目錄電價,110千伏用戶已全部參與的應盡快取消110千伏目錄電價,即相應用戶必須自行參與市場或通過發電公司購電。

  陳石分析,這取決于電力交易市場的進展,預計110千伏以上的用電目錄電價有望在三年之后取消。

  此外,國家提出,逐步取消部分上網電價的政府定價。除優先購電、優先發電對應的電力外,發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。在電力市場體系比較健全的前提下全部放開上網電價和銷售電價。(記者 王爾德)

  來源:21世紀經濟報道
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