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10月8日,李克强总理召开国常会,要求有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场,在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下,将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%,调整为原则上均不超过20%,高耗能行业市场交易电价可不受上浮20%的限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
(来源:微信公众号“鄂电价格”ID:edianjiage 作者:鄂电价格)
我们结合有关政策和实际,提出分析和建议,抛砖引玉,以期共同探讨完善相关政策和市场化交易规则,推动电力市场化改革健康可持续发展。
一、影响分析
1.改变了近年形成的“市场化=降电价”的思维定式。自2015年以来,电价呈现单边下行趋势,俗话说“没有只涨不跌的市场,也没有只跌不涨的市场”。本次明确市场化交易电价跟随煤价等波动将可上可下,有利于电力市场理性回归,有利于市场交易规则的进一步完善。
2.支持煤电企业发电减亏。按照2021年8月秦皇岛港5500大卡燃煤价格约885元/吨计算,我省煤电单位成本约0.43-0.49元/kWh(较湖北现行燃煤基准价0.4161元/kWh高1.4分-7.4分/kWh)。基准价浮动范围上限调整至20%,意味着湖北燃煤交易价最高可达0.4993元/千瓦时。
3.增加了合同履约的不确定。本次政策调整主要针对未成交的月度市场化电量,但对于已经成交但未履行的合同,预计电力用户调价意愿较低,买卖双方可能存在纠纷(北京市8月份11家发电企业联名要求调整长协交易电价)。同时,随着“基准电价+上下浮动”的施行,以及市场交易电价的提高,部分市场用户存在退出电力市场的可能。
4.电网公司更应强化安全运行责任。国家要求燃煤发电电量全部进入电力市场,意味着更多电力用户进入市场,电力电量平衡从以计划手段为主过渡到以市场手段为主,现货交易量将会增加,中长期发用电计划的安排和执行的难度也会提高,电力安全调度和交易结算服务都将面临严峻考验。
二、有关思考建议
1.结合国办函〔2020〕129号提出的“有序放开除居民、农业、重要公用事业和公益性服务以外的用电价格,逐步取消工商业目录电价”有关要求,建议国家尽快启动“取消工商业目录电价”有关工作。通过完善价格机制方式鼓励工商业用户全部进入市场,避免“双轨制”下工商业用户依然固守目录电价的藩篱。
2.尽快明确各地安全保供支撑电源,稳定民生用电价格。市场和计划齐头并进,严格按照国家关于加强电网安全保供支撑电源管理有关要求,明确居民、农业等公益用电应由低价优先发电予以保障,并不得参与市场化交易,避免民生用电价格大幅度波动,保障人民基本生活稳定。
3.修改电力交易退市惩罚条款,提高违约成本。国家规定,无正当理由退市的电力用户,由电网企业承担保底供电责任,保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上,按照政府核定的目录电价的1.2-2 倍执行。部分省份在交易合同中可能没有类似惩罚性相关约定,市场化用户违约成本非常低。
本次国常会提出,将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过20%,尤其是不受20%幅度限制的高耗能用户,原来合同约定的惩罚电价可能失去威慑作用。需要出台修补规则,针对电力用户退出市场,相应的退市处理条款也应同步加大惩罚力度。
4.合理调整未结算电量的中长期交易合同电价。建议鼓励各发电企业和售电公司、电力用户根据自身情况,在充分沟通协商一致的前提下,通过签订补充协议等方式,合理调整2021年中长期市场交易未结算电量的合同电价,按照等额传导的方式与电力用户结算,实现煤电成本的灵活传导。
5.加强对高耗能行业用电的精准服务力度。国家对高耗能产业(石油、煤炭及其他燃料加工业,化学原料和化学制品制造业,非金属矿物制品业,黑色金属冶炼和压延加工业,有色金属冶炼和压延加工业,电力、热力生产和供应业等六大行业)调控力度越来越大,要加强对高耗能产业客户用电行业属性甄别力度,确保调控政策精准实施;特别是售电公司,要加强高耗能行业电费资金回笼管控,避免因企业退出导致的坏账风险。
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2月25日,记者从北京电力交易中心获悉,2024年国家电网公司经营区市场化交易电量为5.02万亿千瓦时,历史首次突破5万亿千瓦时,同比增长7.3%,省间交易电量1.51万亿千瓦时,历史首次超过1.5万亿千瓦时,同比增长7.7%。新能源市场交易规模继续扩大,新能源市场化交易电量7699亿千瓦时,占新能源总发电量1
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北极星售电网获悉,首都医科大学附属北京儿童医院绿电消纳项目竞争性磋商公告发布,采购人2025年度全年用电量预估2400万度(具体用电量以实际为准),其中绿电需求为720万度(年总用电量的30%),供应商应根据交易规则,协助采购人完成电力市场化交易技术咨询服务、市场化售电代理服务工作。详情如下:
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