中国储能网欢迎您!     主管/主办:中国化学与物理电源行业协会储能应用分会
让你掌握储能产业最新动态!
当前位置: 首页  > 数字能源网 > 数字能源新闻  返回

电价市场化是化解能源供应链危机的“金钥匙”

作者:王秀强 来源:能源杂志 发布时间:2022-01-21 浏览:

中国储能网讯:2021年缺电的连锁反应不断传导,煤电之间的旧矛盾对供给侧形成强大冲击,电价机制改革则是平抑市场波动的最审慎选择。

文 | 王秀强

碳达峰碳中和对能源高质量发展提出新要求。回首2021年,能源供应链危机将我国电力体制的短板放大,煤与电之间积蓄已久的矛盾再次爆发。在全球货币宽松的背景下,缺电的连锁反应在工业制造领域不断发酵,钢铁、水泥、建材、有色、原油等基础原材料价格高涨。受此影响,2021年9月开始国内PPI(工业品出厂价格指数)突破10%,通货膨胀承压。

煤电联动是保障能源安全稳定、高质量发展的重要基础。十九届六中全会、中央经济工作会议明确,2022年经济工作要稳字当头、稳中求进;继续做好“六稳六保”工作,持续改善民生,着力稳定宏观经济大盘,保持经济运行在合理区间。能源安全保供是经济社会发展的压舱石,电力安全保供是基础,完善的电力市场和电价形成机制是关键,是化解煤电矛盾、破除能源供应危机的“金钥匙”。

电价市场机制失灵是煤电矛盾的核心

2021年四季度以来,我国能源供需偏紧,多地持续出现电力供应紧张状况。主要原因为:(1)煤炭供应紧缺、价格高涨,电价成本传导机制缺位,发电企业“多发多亏”,部分地区无电可供;(2)国内新能源装机快速增加,在极端气候条件下,风光装机无电可发,导致部分区域电力供应严重不足。

目前,我国电源结构仍以煤电为主,燃煤发电量占比超过60%。基于此,电力供应能力不足,尤其是煤电供应不足是“缺电”的主要动因。

在我国煤电企业的发电成本中,燃煤成本占比为60-70%,煤价变化对发电企业利润影响巨大。2021年以来国内煤炭价格大幅上涨,5500大卡动力煤市场价格由年初500元/吨攀升至2000元/吨的高位。

根据行业内统计,2021年1-11月华能、大唐、华电、国家电投、国家能源集团等五大发电集团平均到厂发电标煤单价高达1017元/吨 ,同比大涨59%;2021年燃料成本预计同比增加5000亿元,火电行业亏损近千亿元。其中,2021年三季度,华能国际亏损34.99亿元,华电国际亏损16.94亿元,大唐发电亏损16.23亿元。

电力价格机制市场化不足是激化煤电矛盾的主要原因。受我国特殊政情民意的影响,在我国电力市场中“计划电、市场电”并存,电力市场交易规模、交易规则、交易电价一定程度上受政府管控。基于此,发电价格尤其是非市场交易电价难以及时反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。

与此同时,煤炭市场化程度远远高于电力行业。早在2013年,国家发改委即取消“计划煤”与“市场煤”之间的价格双轨制,决定煤炭价格的根本要素是市场供需关系。但是,电力市场、电力价格的改革相对滞后。在煤炭和电力市场的不同价格调节机制的作用下, 电力企业利润空间随煤价发生很大变动,从而给我国电力供应和能源安全带来一定风险。

在新能源成为新型电力系统的主体之前,电力系统的稳定运行仍需要煤电承担兜底保供、系统调节、应急备用等多重作用。电价市场化机制的实施维系煤电产业生存发展,关乎能源电力系统稳定运行。

电价市场机制之所以尚未建立,领航智库研究认为主要基于如下两个原因。

(1)电力价格管理方式复杂,“双轨制”管理存在惯性。由于电力价格与我国社会发展和民生息息相关,电力价格受政策调控影响加大。我国电价双轨制模式存在惯性,居民、工商业之间的交叉补贴由来已久,决定了电力价格无法完全市场化,无法完全跟随煤炭价格波动。

随着电力市场改革的推进,我国将形成发电侧、售电侧“多买多卖”的电力市场格局,政府对电力市场的直接干预计将进一步缩小,市场监管的框架也将更加明晰。

(2)电价“降易涨难”,发电企业单边让利扭曲价格形成机制。从过往电价调整的历程分析,存在降价容易、涨价难的现象。在能源供应宽松的背景下,发电企业在电力市场交易中单边让利,未将上游燃料成本变化有效传导至用户侧,火电企业消化了煤炭价格上涨的成本压力。未来,随着市场机制的完善,电价持续波动将成为常态。

当然,电价机制市场化不是电价下降,也不等于电价全面上涨。电价市场化机制本质是一种价格传导机制,将发电侧成本的变化传导至消费侧,使电力作为商品随行就市,能涨能跌。

从国际电力市场改革的进程看,欧美等发达国家均将电价形成机制推向市场,充分反映市场供需和成本变化。

双碳战略下,

电价机制比电价管理本身更重要

基于解决煤电之间矛盾,保障能源电力安全稳定的战略需求,亟需完善电力市场和电力价格形成机制,由市场供需形成电力价格。

2015年以来,我国启动新一轮电力体制改革,改革推进的路径是在“管住中间、放开两头”的体制架构下,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本开放配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

在发电侧和售电侧开展有效竞争,培育独立的市场主体,着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局,形成适应市场要求的电价机制,激发企业内在活力,使市场在资源配置中起决定性作用。

在市场经济建设和电力体制改革的战略部署下,近年来我国加快建设全国统一电力市场体系。主要表现为:(1)全国电力市场化改革进程不断加快,2021年全国市场化交易电量约3万亿千瓦时,同比增长15.7%,占全社会用电量的40%以上;(2)电价机制不断市场化,煤电、新能源发电上参与市场交易的电价由供需双方通过协商、市场竞价等方式自主确定。

伴随电力市场改革深入,预计电力中长期交易和电力现货市场交易规模将不断扩大。作为交易主体之一,如果发电企业电力价格不能及时有效反映燃煤成本变化,则无法发挥电价供需调节的作用,电力市场建设也将徒有其表。

从价格传导机制看,煤电市场化联动是电价形成机制的核心。

我国自2004年启动煤电联动政策,至2015年年底,煤电标杆电价共进行11次调整,8次因煤电联动而调整。其中,6为次上调电价、2次下调电价。2015年12月31日,国家发改委完善煤电价格联动机制,并将决定权下放至地方政府。

2019年9月26日,国务院常务会议决定从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制,将现行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,上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

从政策的本意看,取消煤电价格联动机制,不是否定发电成本传导机制,而是取消对煤电联动周期、联动幅度的行政干预,促进煤、电价格市场化联动,推动上下游协调高质量发展。

2021年10月,国家发改委进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革,决定有序放开全部燃煤发电量上网电价,扩大市场交易电价上下浮动范围(均不超20%),高耗能企业、电力现货市场交易电价不受此限。此次改革对进一步深化电力市场改革具有里程碑意义。但仍不可忽视的是,价格浮动机制本身并不是完全市场化,是模拟市场化机制的一种表现形式;逐步减少电价机制干预,市场定价是化解能源产业链矛盾的“金钥匙”。

此外,在“双碳”战略的实施中,电价市场机制具有举足轻重的地位和作用。从减碳的视角看,电价市场化改革有利于提高工业生产与商业服务企业的节能意识,有效减少碳排放。尤其是可以抑制高耗能企业不合理电力消费,促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率,推动产业结构转升级。

从固碳的视角看,CCS(碳捕获、封存)/CCUS(碳捕获、利用与封存)技术是实现固碳的兜底技术。目前,煤化工、石油化工、传统煤电厂已有CCS适应性改造,但CO2捕集成本高,绝大多数碳捕集工程仍处于示范阶段,成本高达300~400元/吨。对于煤电企业而言,低成本的固碳技术需要合理的电价机制做保障。

分享到:

关键字:电力市场

中国储能网版权说明:

1、凡注明来源为“中国储能网:xxx(署名)”,除与中国储能网签署内容授权协议的网站外,未经本网授权,任何单位及个人不得转载、摘编或以其它方式使用上述作品。

2、凡本网注明“来源:xxx(非中国储能网)”的作品,均转载与其他媒体,目的在于传播更多信息,但并不代表中国储能网赞同其观点、立场或证实其描述。其他媒体如需转载,请与稿件来源方联系,如产生任何版权问题与本网无关。

3、如因作品内容、版权以及引用的图片(或配图)内容仅供参考,如有涉及版权问题,可联系我们直接删除处理。请在30日内进行。

4、有关作品版权事宜请联系:13661266197、 邮箱:ly83518@126.com