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启动煤电联动:为可再生能源发展增量成本买单

2013-05-03 11:37来源:中国能源报关键词:煤电联动煤炭可再生能源收藏点赞

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目前,我国的可再生能源发展进入了一个关键的阶段。在标杆电价体系的有效支持下,风电取得了长足的发展与进步,太阳能发展也开始提速。但是,风电、光伏相比火电的增量成本(风电大约0.25元/千瓦时,光伏0.7元/千瓦时左右),是通过建立可再生能源基金,以全网分摊,并在销售电价中征收电力附加进行补贴的方式来支持的。随着可再生能源装机与发电量迅速增加,以及基金未能实现足额征收,基金账户已经呈现“入不敷出”的局面。

2012年,我国电力总售电量超过4.9万亿千瓦时,可再生能源附加水平为8厘/千瓦时,考虑居民用电的征收水平要低一些,可以征收基金350亿元左右,则可支持风电发电量在1400亿度左右。而2012年全年,风电发电量就已经超过1000亿度。基金的未来缺口预期会越来越大,征收可再生能源电价附加的需求也会随着增大。德国目前的可再生能源发电份额已经占到总发电量的四分之一,但是与此同时,其可再生能源附加在终端电价中的比例也占到了四分之一。长远来看,可再生能源发展带来的能源安全、环境质量提高的收益将证明这一支出是值得的,但短期客观存在的增量成本,需要找到“财源”。

煤电联动”下的电价下调空间数倍于附加水平

我国的电价基本还遵循“测算成本,政府定价”的模式,煤电联动政策是在煤炭价格高涨时期出台的,但这不意味着煤价下跌就不适用于此政策。从2011年下半年煤炭价格的高点(动力煤大约800-900元)到当前的价格水平(大约550-650元),煤价下跌幅度达到30%。假设燃料成本之外的其他成本保持不变,而燃料成本占总成本的80%,参照过去“重点合同煤”的价格(其之前没有市场煤那么高,自然也不会有降幅)与数量(大约占所有电厂用煤的50%)做一个保守估计,电价下调空间也在4分钱/千瓦时左右。

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