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四川省近两年分月配火价格(元/兆瓦时)
由图可知,2021年已经发生月份的配火价格基本高于2020年同期水平,同比最大上涨幅度为6.36元/兆瓦时,即0.00636元千瓦时;四川电力市场常规直购或者战略长协品种1千瓦时中火电仅占30%,那么1千瓦时电上涨的价格为0.001908元。
但是,由川发改委关于火电浮动价格最新文件的发布,火电价格开始执行真正意义上的浮动电价,加之今年燃煤价格持续高位运行,不排除接下来的月份火电上网电价会出现新一轮调整的可能,届时上图两条曲线的后半段价差可能进一步加大。
而此番“火电价格范围实施浮动”对四川电力市场将有哪些影响呢?
(1)将影响用户的用电成本
准确的说,配火价格的调整会影响参与常规直购和战略长协品种交易用户的购电费用。由于此两种交易品种在交易时需要进行7:3的水火配售,配火价格的提高会直接带来其电度电价的上涨,但是由于1度电中火电仅占30%,火电价格的上涨带来的常规直购和战略长协电度电价的提高幅度有限。不过,对于用电大户而言,由于用电总量大,对用电成本的提高感知会比较明显,若用户将这部分上升的成本传导至零售侧,将给售电公司水电的批发采购带来压力。
(2)不影响以水电价格签约的零售模式
售电公司的价差服务费源自批零价差。由于四川电力市场的特殊性,火电不进入电力市场化交易,其价格和配置电量都有相关政策规定;以水电价格签约的零售模式进入电力交易市场的交易品种均为水电,其原本的年度、月度购电策略及购电量不会受到影响,因而配火价格的调整不影响此类售电公司的价差服务费。
(3)将影响价差让利(承诺)的零售模式
受省外中长期价差交易模式的影响,目前省内有电力用户在零售签约时,以目录电价为标准,以价差方式承诺节约用电成本的方式进行售电代理决策。在火电价格相对确定的情况下,基于水电价格的预判进行签约方式与水电价格签约方式并无太大影响,但当火电价格波动范围加大且无法准确预估时,价差让利的承诺对售电公司而言就面临成本较大的不确定性。若年内后续月份配火价格上涨,已经价差承诺的售电公司则面临利损风险。
而对于来年,价差签约(承诺)的方式也将给售电公司在提升代理规模与零售风险的平衡中带来更多的挑战。
(4)将推动新能源的发展
为响应响应国家能源发展政策、缓解节能减排压力、鼓励绿色能源消费理念,参与四川电力市场交易常规直购和战略长协的用户在交易时可自愿将配置的火电电量置换为新能源电量。
2021年6月7日国家发改委出台《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(简称:通知),《通知》指出2021年新建项目上网电价,按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。这样一来,如果火电价格执行上浮电价时,新能源新建项目的上网电价将低于火电价格。新能源与火电上网电价政策的调整,加之企业自身肩负的社会责任感将可能促使更多参与常规直购和战略长协的电力用户在购电时选择配置新能源电量,从而推动新能源电力的发展。
此次“火电价格范围实施浮动”是四川电力市场走向更加开放和市场化的必然结果,在今年大宗商品价格上涨的背景下,“火电价格范围实施浮动”的落地执行目前看起来价格上涨的概率较大,但伴随火电供给侧原材料价格的回落,相信火电价格市场浮动机制的执行,带给四川的是更加和谐而高质量发展的电力市场。
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