電價改革“滿月”，有啥新變化?
前不久，國內煤炭、電力供需持續(xù)偏緊，部分地區(qū)出現“限電限產”現象。為緩解煤電供需緊張局勢，10月12日，國家發(fā)改委下發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(下稱《通知》)，電價改革邁出一大步。
目前，《通知》下發(fā)已滿1個月，各地電價有何新變化?電力供應偏緊情況是否有效緩解?本報記者進行了采訪。
如何改革?
——有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價、有序放開工商業(yè)用戶用電價格
“市場煤、計劃電”曾在很長一段時間困擾著煤電行業(yè)，特別是當煤價上漲明顯時，矛盾就更加突出。
2019年，國家發(fā)改委印發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的意見》，將實施多年的燃煤發(fā)電標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化電價機制，各地燃煤發(fā)電通過參與電力市場交易，由市場形成價格。“‘基準價+上下浮動’市場化電價機制的實施，有力推動了電力市場化進程，2020年超過70%的燃煤發(fā)電電量通過市場交易形成上網電價。”國家發(fā)改委價格司司長萬勁松說。
不過，隨著全球能源行業(yè)出現新變化，今年以來國內煤炭和電力供需出現波動。國家統計局發(fā)布的9月份能源生產情況顯示，9月24日，秦皇島港5500大卡、5000大卡、4500大卡動力煤綜合交易價格分別為每噸1079元、980元和857元，比8月27日分別上漲194、182元和151元。煤炭價格上漲，發(fā)電企業(yè)燃煤成本等隨之攀升，電力供應處于緊張狀態(tài)。在此背景下，國家發(fā)改委下發(fā)《通知》，提出進一步深化燃煤發(fā)電上網電價改革，建立起“能漲能跌”的市場化電價機制。
此輪燃煤發(fā)電上網電價市場化改革，重點改啥?
萬勁松介紹，此次改革重點在于兩個“有序放開”。在發(fā)電側，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價。“此次改革，明確推動其余30%的燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，將進一步帶動其他類別電源發(fā)電電量進入市場，為全面放開發(fā)電側上網電價奠定堅實基礎。”在用電側，有序放開工商業(yè)用戶用電價格。此前，大約44%的工商業(yè)用電量已通過參與市場形成用電價格。此次改革，明確提出有序推動工商業(yè)用戶都進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。尚未進入市場的工商業(yè)用戶中，10千伏及以上的工商業(yè)用戶用電量大、市場化條件好，全部進入市場;其他工商業(yè)用戶也要盡快進入。屆時，目錄銷售電價只保留居民、農業(yè)類別，基本實現“能放盡放”。
在交易價格方面，更是邁出一大步，燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現行的“上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%”擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”。
成效怎樣?
——多數省份頂格上浮燃煤發(fā)電上網電價，緩解發(fā)電企業(yè)運營壓力，引導用電企業(yè)低碳轉型
《通知》下發(fā)1個月，各地電價改革成效如何?
記者了解到，目前，已有20多個省份根據《通知》要求調整了當地燃煤發(fā)電上網電價市場化機制，部分地區(qū)已組織開展此輪電價改革后的電力交易。
改革啟動僅3天后，山東省就在10月15日完成了燃煤發(fā)電上網電價市場化改革后的首次交易，成交電量達110.7億千瓦時，成交均價較基準電價上浮19.8%。
江蘇省也在10月15日首次完成掛牌交易，并于10月25日組織開展了第二次電力交易，達成成交電量108.69億千瓦時，成交價格達到基準電價上浮20%的上限。
記者梳理發(fā)現，調整電價的省份，多數進行頂格上浮。
根據2021年11月國網安徽省電力有限公司代理購電掛牌交易結果的公告，該公司代理購電交易成交總電量2127465兆瓦時，成交電價461.28元/兆瓦時，按照安徽省燃煤基準價384.4元/兆瓦時計算，電價頂格上浮20%。
燃煤發(fā)電上網電價上浮，調動了電廠的積極性。
“前段時間煤價比較高，企業(yè)處于虧損發(fā)電的狀態(tài)，發(fā)電積極性自然不高。”山東省一家燃煤發(fā)電企業(yè)負責人說，燃煤發(fā)電上網電價市場化改革之后，當地燃煤發(fā)電電力成交價格較以往有所上浮，能有效緩解發(fā)電企業(yè)的運營壓力。
那么，作為買方，用電企業(yè)如何看待此次電價改革?
多數用電企業(yè)表示愿意承擔相應成本。江蘇張家港一家電子產品制造企業(yè)負責人周先生告訴記者，此前限電限產耽誤了訂單交付，造成較大損失。“這次改革提高了燃煤發(fā)電上網電價，一定程度上增加了企業(yè)的生產成本，但我們更看重如期完成訂單，電費上漲一些也可以接受。”
提高燃煤發(fā)電上網電價也釋放了錯峰用電的信號。上海某工程承包公司預算員林楠告訴記者，目前尚未明顯感受到電價波動，電力供應也處于較平穩(wěn)的狀態(tài)。“上海采用的是峰谷電價機制。在電價改革的情況下，出于施工成本考量，未來在項目前期、工期不太緊張的階段，我們會考慮避開高峰用電，選擇夜間施工等方式降低用電成本。”
記者注意到，此次《通知》提出擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍，但高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。“高耗能行業(yè)無序發(fā)展，會增加電力保供壓力，不利于綠色低碳轉型發(fā)展。”萬勁松說，如此規(guī)定，有利于引導高耗能企業(yè)市場交易電價多上浮一些，可以更加充分地傳導發(fā)電成本上升壓力，抑制不合理的電力消費、改善電力供求狀況。同時，有利于促進高耗能企業(yè)加大技術改造投入、提高能源利用效率，推動產業(yè)結構轉型升級。
有哪些意義?
——短期看，保障電力安全穩(wěn)定供應;長遠看，將促進電力行業(yè)高質量發(fā)展
電價改革是緩解當前煤炭、電力供需緊張的重要一步。在推動電價改革的同時，煤炭保供、平穩(wěn)煤價等“組合拳”，為電力安全穩(wěn)定供應提供了堅實保障。
國家能源集團有關負責人告訴記者，保供應方面，神東煤炭上灣煤礦一天能生產煤炭4萬噸，約可發(fā)電1.3億度。10月份，集團自產煤累計完成5064萬噸，同比增幅達9.1%。中國華電生產技術部主任郭召松告訴記者，截至目前，中國華電煤電機組發(fā)電量增幅達16.5%，高于企業(yè)全部發(fā)電量增幅和全國發(fā)電量增幅。
國家發(fā)改委公布的數據顯示，隨著全國煤炭產量持續(xù)增長和電煤裝車快速增加，11月份以來電廠供煤持續(xù)大于耗煤，庫存日均增加160萬噸。11月10日，全國電廠供煤再次超過800萬噸，達到814.3萬噸;供煤大于耗煤超過200萬噸，電廠存煤達到1.23億噸，可用天數超過21天，發(fā)電供熱用煤保障能力進一步提高。
煤炭價格正趨于平穩(wěn)。在近日中國煤炭運銷協會召開的會議上，10多家主要煤炭企業(yè)表態(tài)，主動將主產地5500大卡動力煤坑口價格降至每噸1000元以下。國家發(fā)改委披露，從市場監(jiān)測情況看，10月下旬以來，全國坑口、港口煤價均大幅下降。
多措并舉，保供電取得階段性成效。國家電網有關負責人表示，目前國家電網經營區(qū)域電力供需形勢恢復常態(tài)，電煤供應明顯增加。公司經營區(qū)電煤庫存回升至9932萬噸，電煤可用天數回升至20天。截至11月6日，除個別省份、局部時段對高耗能、高污染企業(yè)采取有序用電措施外，全網有序用電規(guī)模接近清零。
短期看，電價改革同其他行政、市場手段一同為電力安全穩(wěn)定供應提供了有效保障。長期看，電價改革還有哪些現實意義?
在興業(yè)證券經濟與金融研究院煤炭行業(yè)組長王錕看來，中國正邁向碳達峰、碳中和，電價在低碳轉型目標下也應有所反映。“隨著我國產業(yè)結構優(yōu)化升級，與之配套的新型電力供應系統和電價體系需同步推進。”
萬勁松認為，從長遠看，此次改革將加快推動電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發(fā)展，促進電力行業(yè)高質量發(fā)展。同時，此輪電改將支撐新型電力系統建設，服務能源綠色低碳轉型，并對加快推動發(fā)用電計劃改革、售電側體制改革等電力體制其他改革發(fā)揮重要作用。
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