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中国燃煤发电告别“标杆电价”,容量机制可保障电源投资回收
[ 编辑:向日葵 | 时间:2019-10-26 08:23:51 | 浏览:34次 ]
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随着国家发展改革委下发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(下称《指导意见》),中国燃煤发电将正式告别标杆电价时代。



一个月前,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,宣告已执行15年的煤电价格联动机制将在明年终止。对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量,从明年11日起,将现行标杆上网电价机制,改为基准价+上下浮动的市场化机制。

此次发布的《指导意见》,则是燃煤发电上网电价形成机制改革的落实文件,明确了多项重点改革措施。该文件自202011日起正式实施。

根据《指导意见》,现行标杆上网电价机制将改为基准价+上下浮动的市场化价格机制,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%

自然资源保护协会(NRDC)中国气候与能源项目分析师康俊杰对界面新闻指出,基准价的浮动范围,下浮原则上不超过15%,这一规定对煤电企业来说存在一定的保障。

《指导意见》称,现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在基准价+上下浮动范围内形成;暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,仍按基准价执行。

《指导意见》指出,针对实施基准价+上下浮动价格机制的省份,2020年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发改委可根据情况对2020年后的浮动方式进行调控。

至于尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。

根据《指导意见》要求,各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于今年1115日前报国家发改委备案。

除了明确市场化价格机制的具体原则,《指导意见》还提出相应配套改革措施。

在完善辅助服务电价形成机制方面,《指导意见》指出,应通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。

对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

北京融和晟源售电有限公司赵晓东对界面新闻表示,容量机制的提出是一大亮点,这可保障电源的投资回收。

《指导意见》也首次明确了取消燃煤标杆价后,非水可再生能源的补贴单价该如何确认的问题。

根据规定,纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。

核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,将参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。

2004年,经国务院批准,国家发改委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制。但随着电力体制改革的不断推进,该机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。

国家发展改革委有关负责人表示,标杆燃煤电价机制难以反映电力市场供求变化、反映燃煤发电成本变化、继续发挥定价之锚作用。

总体看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号。该人士称。

他指出,此次改革将有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用;促进电力资源进一步优化配置,显着增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模;进一步降低企业用电成本。

据他介绍,改革后各类用户的用电成本将呈现三不变,一降低

一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。

二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。

三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。

四是采用基准价+上下浮动方式参与市场的用户电价水平有所降低。

改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确2020年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。该人士称。


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