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电改新政:拟放开发用电计划 缩减煤电发电计划指标(图)

来源:21世纪经济报道
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本报记者 王尔德 北京报道
本报记者 王尔德 北京报道

  公用事业改革再出发

  最近,对于公用事业和垄断行业进行改革的呼声越来越高。国家发改委主任徐绍史也在一篇文章中指出,加快推进铁路、石油、天然气、电力、电信、医疗、教育、城市公用事业等领域改革。

  天然气和电力市场的改革是两大典 型行业,昨日在市场传出的消息中,电力市场化改革又向前迈进了实质性的一步,国家拟放开发用电计划,缩减火电计划指标。而天然气的管网改革传言再起,虽然目前并未有官方消息证实改革推进的节奏,但天然气行业需要对管网进行改革,才能理顺价格。

  导读“非市场电量与市场电量的最大区别在于电价,前者执行国家确定的上网标杆电价,能保障企业能够还本付息和获取一定比例的收益;后者则是通过市场竞争来确定电价,由双方协商确定,在电力过剩的时代,通常仅仅能够涵盖边际成本。”林伯强分析。

  作为电改的核心配套政策之一,发用电计划政策有望进一步细化。

  近日,发改委和国家能源局联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。

  去年11月30日,发改委和国家能源局曾联合发布《关于有序放开发用电计划的实施意见》(以下简称《意见》),这是《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)的六个配套改革文件之一。

  “《征求意见稿》是对《意见》的进一步细化,重点提出了火电发用电计划改革的路线图和时间表。”厦门大学能源经济和能源政策协同创新中心主任林伯强对21世纪经济报道分析。

  中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者分析,《征求意见稿》虽然符合逐步取消发用电计划的市场化改革方向,但是对可再生能源发电全额保障收购制度只字未提,不能不说这是一个很大的遗憾。

  明年3月15日后投产的煤电不再安排发电计划

  《征求意见稿》提出,煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成,加快缩减煤电机组非市场化电量。

  其中,非市场化电量即基准小时数的发电量。《征求意见稿》提出各地测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数(以下简称基准小时数),不同地区的基准小时数,根据实际情况自行确定,最高不超过5000小时。

  “这里设置的煤电的基准小时数上限已经很高了,在电力供应过剩的大背景下,火电的年利用小时数大约在4000。”林伯强分析。

  根据《征求意见稿》,为保障改革平稳过渡、保持系统调节能力,在基准小时数以内,保障执行,签订的发购电协议(合同)由电力交易机构汇总,电力调度机构安全校核并负责执行。鼓励多签市场化电量,超过基准小时数时,各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规定确定最高上限。

  对于签订发购电协议(合同)不足基准小时数的,按照基准小时数减去直接交易小时数,乘以一定系数折算,2016年根据实际情况适当选取系数,2017年系数为 80%,以后逐年减小,缩减的电量转为市场化交易电量。

  “非市场电量与市场电量的最大区别在于电价,前者执行国家确定的上网标杆电价,能保障企业能够还本付息和获取一定比例的收益;后者则是通过市场竞争来确定电价,由双方协商确定,在电力过剩的时代,通常仅仅能够涵盖边际成本。”林伯强分析。

  《征求意见稿》提出,鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组,这些基准小时数限制可适当提高。

  “这一规定也让人费解。调峰服务的对象并非可再生能源发电机组,而是整个电力系统。”秦海岩分析,在电力供应过剩的背景下,大部分机组出力不足,能够提供向上的灵活性发电资源非常多,应该通过市场竞争来确定调整机组,不需要专门设煤电机组调峰。

  《征求意见稿》提出,对2017年3月15日后投产的煤电机组,各地除对优先购电对应电量安排计划外,不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量,不再执行上网标杆电价。

  “这意味着在明年3月15日,新建煤电机组将无法获得发电计划指标,也就无法获得政府保底性的上网标杆电价,这符合电改的方向。”秦海岩分析,但问题在于这一时间节点是怎么确定的?有什么依据?

  秦海岩表示,“这一措施为什么要等到明年才执行,而不是在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布之后早就应该执行?根据电改文件,国家不应再为新建燃煤机组提供保护性的保底电价。

  一位不愿透露姓名的新能源企业负责人对21世纪经济报道记者分析,尽管电力过剩现象很严重,但火电还在大干快上,目前全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦,已发路条约2亿千瓦。《征求意见稿》提出的明年期限,会不会涉嫌刻意为这些在建和筹建的燃煤电厂提供保护性保底电价?

  适时取消相关目录电价

  《征求意见稿》提出,各地要加快放开电力用户参与市场交易,放开规模应与发电机组放开容量相匹配。

  具体而言,具备条件的地区可扩大电力用户放开范围,不受电压等级限制。中小用户无法参与电力直接交易的,可由售电公司代理参与电力直接交易。积极培育售电市场主体,售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易。

  对此,林伯强解释,此前低电力交易是大用户直购电,即大用户与发电企业之间的购电交易,大用户通常是电解铝、水泥等高耗能行业。“中小企业用电量需求比较小,所以不便直接参与电力直接交易,由售电公司进行代理。”

  金风科技战略经理陈石对21世纪经济报道记者表示,这意味着售电公司只能收取中小企业的代理费,而不能像电网公司那样赚取“低买高卖”的差价。

  “从经验判断,在电力过剩的背景下,直购电的电价通常比工业企业的目录电价低20%-30%。这有助于企业进一步降低运营成本。”林伯强分析。

  《征求意见稿》提出,对未纳入优先购电的电力用户,电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应,保底价格应高于市场平均价格。电网企业应参考上网标杆电价与发电企业签订购电协议承担保底供应。

  《征求意见稿》提出,适时取消相关目录电价。结合电力直接交易用户的放开, 适时取消相应类别用户目录电价。220千伏电力用户已全部参与直接交易的地区,应尽快取消220千伏用电目录电价,110千伏用户已全部参与的应尽快取消110千伏目录电价,即相应用户必须自行参与市场或通过发电公司购电。

  陈石分析,这取决于电力交易市场的进展,预计110千伏以上的用电目录电价有望在三年之后取消。

  此外,国家提出,逐步取消部分上网电价的政府定价。除优先购电、优先发电对应的电力外,发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。在电力市场体系比较健全的前提下全部放开上网电价和销售电价。

  作者:王尔德
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