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最后的“领地”
有电力体制“改革派”之称的武建东,在其编写的《深化中国电力体制改革绿皮书》中提到,价格管制是目前电力配套改革中最滞后的领域。在这样的行政管制下,商品价格不能反映市场供需关系,致使企业缺乏主观能动性,整个电力工业的运行也时常陷入困境。
多年来,国内电价管制模式始终没有大的变化,上网电价和销售电价仍然都被严格管制。由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价,依照“成本+利润+税金”的原则由政府部门行政审批决定,“两头被堵死”,所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。
这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性,也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。最明显的例子是,政府实行“煤电联动”政策,用行政规定将高度市场化的煤炭价格和全面管制下的电力价格绑在一起,结果随着煤炭价格的上涨,引发了煤电价格脱离市场需求的轮番上涨。
行政手段另一个不容忽视的问题是,发电量按计划分配。目前,国内发电调度依然沿用计划经济时期的办法,由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平,只要机组在电力调度机构有“户头”,就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数。
由于行政命令进行平均分配发电量,也出现了相应的问题。据业内人士指出,近年来,国内新上了大批大容量、高参数的发电机组,可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例,每千瓦时发电平均煤耗只要280克,而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。实际上,“平均分配”电量是间接鼓励高耗能的小火电机组的发展。这与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。
由于小机组多为地方所有,而大机组大部分属于大型发电集团,这也意味着地方政府更愿意保证地方所属机组的发电时间。实际上就是,以“小机组也得活”的理由,继续推行平均分配发电量。
与此同时,在具体执行中发电量按“计划内”与“计划外”被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价;超计划发电量部分,电网公司要求发电企业降价上网,而销售电价实际上没有变化。由于发电量的计划内和计划外之分,超计划发电部分电网要降价收购,后果是电煤价格上涨时,电厂多发电不仅不会多收益,还会增加亏损。这也导致了在“电荒”时期,很多电力企业不是开足马力生产,而是在完成计划电量后,“停机检修”不再发电。
另外,电力交易中“统购统销”也有计划的影子。发电企业的发电量由电网公司统一收购,再向用户统一销售,电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势,从发电企业或电力用户获取差价提供了条件。
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为主动融入新一轮电力体制改革大局,研究统一电力市场建设及价格机制,主动回应时代需求,最近,国网江苏省电力有限公司召开统一电力市场建设及价格机制研究工作例会,无疑是一次顺应形势、谋划未来的关键举措,为江苏电力事业的持续进步锚定了方向。完善顶层设计,是构建统一电力市场体系的基石。江苏
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136号文(《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》和394号文(《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》)犹如两道耀眼的闪电划破夜空,照亮了新能源全面入市的道路,吹响了新能源市场化改革的号角,标志着新能源电价机制从“计划电”向“市场电”迈出了最关键的两步,预示
近日,重庆市经信委公开征求对《2025年重庆市电力需求响应实施方案(征求意见稿)》的意见,参与主体包括电网企业和电网企业经营区范围内的电力用户、虚拟电厂,按照本方案开展需求响应、削峰移峰。其中,电力用户自愿选择参与需求响应、削峰移峰,进行用户注册与响应能力申报,签订和履行协议;准确提
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煤电作为电力安全保障的“压舱石”,其参与电力市场交易具有重大意义。自2004年电力用户直接购电试点起步,煤电企业电力交易已历经二十年发展。特别是自发改价格〔2021〕1439号文颁布后,煤电企业上网电量全面进入电力市场,比新能源企业经历了更长的市场化路程。本期文章将系统梳理煤电入市的政策和实
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