登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
本刊邀请业界专家从10个方面深入探讨2022年能源形势。这些问题一直列在能源议题设置清单上,只是排序有所变化,今年占据首位的是能源安全战略。问题角度不同、解法各异,折射出能源行业对清洁低碳、安全高效矢志不渝的追求。
(来源:微信公众号“能源评论•首席能源观” 作者:侯守礼)
十问中国能源
能源战略安全有何新思考?
保供应,如何用好市场、政府“两只手”?
能源价格市场化下一步如何走?
化石能源如何进退?
共担新能源发展和消纳责任, 如何从原则走向现实?
储能的下一程怎么跑?
新能源汽车能否触达 1000 万辆?
氢能突围遵循什么逻辑?
国资国企改革将有哪些新动向?
碳中和目标下,低碳投资将如何布局?
2021年10月15日,电力价格市场化改革向前迈出了重要一步。国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,要求燃煤发电的电量原则上全部进入电力市场,通过市场交易,在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价,同时,扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围。由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超15%,扩大为上下浮动原则上均不超过20%;高耗能用户不受20%限制。
尚未进入电力市场的用户由电网企业代理购电,购电价格变动首次同步向除居民、农业以外的一般工商业用户传导,到2022年1月交电费时,很多中小工商用户也会发现自己的电费单涨价了。“能跌能涨”的市场化电价机制的真正建立,标志着“市场煤”“市场电”的煤电市场格局正在形成,开启了电力价格“有升有降”的时代序幕。
2021:时机具备、顺势推出电价市场化机制
中国的电力价格市场化之路从国务院2002年印发5号文开始,一直按照统筹兼顾、稳中求进的原则推进。事实上,过去的很长一段时间,电力市场化的方案都在不断优化,逐步调整,期间经历了标杆电价、煤电价格联动、大用户直接交易、售电公司、变标杆价为基准价多个阶段。
此次推出全部的煤电、全部的工商用户电价市场化,是水到渠成、顺势而为的。仅就出台时机而言,供给宽松时期会比紧张时期更为容易。因为市场供应特别宽松时,推进改革不会导致涨价,受到的阻力相对而言较小。在市场供应紧张时期,用户则需面临不用电还是涨价的选择,当然存在部分用户更倾向于接受涨价。
这次改革最根本的意义,不在于上网价格涨了20%,而在于发电侧涨价时政府不再简单通过行政手段管控涨价、降价,可以向用户侧传导,用户接受市场条件下电力价格能涨能降的现实,这是电力价格改革进程中迈出的关键一步。
2015年末,国家发展改革委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,向社会公布了煤电联动机制计算公式。上网电价调整后,按公式测算相应调整销售电价,当煤价波动不超过每吨30元时,成本变化由发电企业自行消纳,不启动联动机制。虽然2016年起我国推进重点领域化解过剩产能工作,煤炭产业去产能工作稳步推进,但这一机制在一定程度上保证了国内电价的稳定,工商业企业和居民可以直观感受到自己获利,因而这一阶段的政策调整得到了广泛支持。
中国经济处于中高速增长的换挡期,面临用电量降低、供给过剩的大环境,由于2016~2017年煤价持续下跌,大家对市场改革的认知都暗含着降价预期。2020年末签订电煤长协的时候,谁也没有预测到2021年煤炭价格的涨幅如此夸张。
2021年中国经济遭遇了多重意外的冲击,需求侧外贸订单大规模回流,电力需求增长非常迅猛;供给侧煤矿安全生产整顿又限制了煤炭的供应,能耗双控考核的要求下,电力供应遭遇了前所未有的压力。同时风电光伏发电在供应端的占比越来越大,它们在极端情况下不那么靠谱的特性又成为增幅器,扩大了电力系统安全风险。
电力供应的紧缺让“电力价格可以上涨”的认知回到了大家的思维里,这也正是2021年电力价格市场化改革能够向前迈进的重要原因。
电力价格市场化就意味着电力成为类似于钢铁水泥等的原材料,价格会波动,而涨跌的幅度也可能非常大,这些认知都需要市场主体接受、消化和适应。市场经济中电力价格是一定会波动的,有下降的时期,也会有上涨的时期,单边降价的心态要不得。
呼唤电力市场化改革绝对不能变成叶公好龙,市场化有其固有规律和客观必然性,不以个人意志为转移。当谈及市场化的时候,过去的经验显示出国内市场电力供应充足、选择范围广、价格低廉的特点。但是一旦出现冲击,价格的波动能否被市场主体接受,始终是需要重点考虑的问题。
电力市场化本身很复杂,在欧美已有成熟的市场机制,参与者拥有完善的市场意识的背景下,极端天气导致的能源危机仍然无可避免。更何况欧美开始进行电力体制改革的时候,工业化已经完成,能源的需求比较稳定,易于预测。而中国近几十年始终在高速发展进程中,加入世贸组织之后更是保持了快速发展势头,不仅总量在迅速增长,经济结构也在迅速变化。在迅速变化的大环境中,想要预测电力市场需求更是难上加难。
能源不仅是工业原材料,更是经济发展中的压舱石,供给端微小的异常通过市场机制放大后可能在需求侧造成剧烈波动,不仅伤害市场主体,也不利于中国的经济安全。我国的GDP构成以第二产业为主,工业企业生产成本中能源费用占的比重非常大。由于电力商品的供求规律难以预测,而预测不准造成的影响也难以估量,我国政府要综合考虑各种因素,在推进电力体制改革过程中必然慎之又慎。
过去几十年,我国稳定的电力价格和越来越安全稳定的电力供应,给工商业企业创造了相对稳定的能源供应环境,也在一定程度上提升了这些企业的国际竞争力。政府的调控保证下游的企业有相对稳定的预期,也可以缓冲市场冲击对企业的影响。不过这种稳定也导致工商业企业经营时容易忽略电费的成本变化。当一般工商业用户进入电力市场后,他们需要直面市场价格波动,承担市场价格波动带来的不确定性。2021年年底,第一批进入电力市场的工商业用户就直接感受到了市场波动带来的生产成本变化。
如果能源价格长期维持低位,居民和企业节约能源的动力肯定会相对不足,因此通过市场机制让价格反映稀缺资源的价值非常有必要。
电力市场化改革后将有越来越多的主体参与到市场交易中,工商业企业,特别是外贸企业会意识到,与增加的电费相比,没有电用导致无法完成订单的成本更高,电价上涨这件事并非不可接受。
与此同时,由工商业用户补贴居民用户电价机制在适当的时机也需要做出相应的调整。相比较而言,中国的居民用电价格在全世界处于最低水平,而工商业电价并非如此,这有其历史原因。改革开放初期,我国劳动力成本与土地价格低,环境成本也未计算,整体上中国的工商业成本非常低,即使工商电价中包含了对居民的交叉补贴,但企业的总成本不算高,不会影响我国企业的国际竞争力。而且,当时我国居民用电量比例很小,工商业企业用户有能力负担这部分补贴。
今时不同往日,大工业用户电价已经全面市场化,在2015~2020年市场化降价的过程中享受了大部分改革红利,承担交叉补贴任务的主要是一般工商业用户,也就是大量中小制造业、服务业企业。随着居民用电比例增速明显高于总体用电增速,如果居民用电价格持续稳定,工商企业承担的交叉补贴会越来越重。
我国目前燃煤机组平均基准价格大概是每千瓦时0.37元,按照20%上浮上限,每千瓦时涨价7.4分钱,在居民电价不增加的情况下,工商业企业的度电成本必然需要承担更大幅度的上涨。从未来发展看,随着居民用电比例越来越大(北京等部分地区已经超过了30%),工商户用电成本还会继续提高,加上环境成本、劳动力成本等提升,不利于国内企业参与全球竞争。
未来一旦取消交叉补贴,居民最直观的感受可能就是电价涨了。2006年以来,我国居民电价保持了基本稳定,2012年全国推行阶梯电价制度,对超过一定用电量的部分分别上调5分钱和3毛钱。十多年来,我国居民可支配收入已经提高很多,可以承受一定的价格上涨。
目前,我国居民生活用电量为1万亿千瓦时左右,如煤电价格涨幅完全向居民侧传导每千瓦时约涨价8分钱,居民用户总体将增加近800亿元的支出。对于低收入群体,国家可以完善社保制度,增加对低收入群体的定向补贴。我国有4500万纳入城乡最低生活保障对象的人群,每人补贴100元,补贴资金不超过50亿元。由14亿人口分摊800亿元的新增支出,可以极大地减轻一般工商业用户(主要是第三产业,包括生产性服务业和生活性服务业)承担的交叉补贴压力,提升企业的竞争力,释放出的产值可能高出一个数量级。
2022:深化改革重在分摊机制
从技术角度来说,发电厂与用户的发电和用电不是一一匹配的,电力系统需要电网进行大规模平衡。过去的平衡观点是源随荷动,需求有多少,电厂就发出多少电。
随着新能源发电占比增多,发电侧的不稳定性也明显增加,简单依靠电量市场匹配发电量和需求量以达到平衡的可能性很小,电力系统的灵活性电源、调节能力成为稀缺资源。为此,需要完善针对灵活性电源和调节能力以及系统容量的充裕性,建立健全相应的价格机制。
国外经验证明,辅助服务、容量市场是解决系统容量充裕性的重要途径。建立一个良好的容量市场,可能是2022年电力价格市场化的第一个重要任务。
针对容量的充裕性,国际上一般有三种办法。方案一是如同美国得州电网,完全是即时电价,极端情况下甚至能达到9美元/千瓦时,不过这种方案弊端非常明显,一方面在极端价格下真实愿意付费的人不多,另一方面由于电力供应弹性较小,即使价格大幅度上涨,供应也不可能马上增加。方案二是美国加州的容量市场机制,电力调度机构提前发布容量需求,由各企业竞价。方案三是智利的容量补偿机制,通过招标方式选定项目供应商提供服务。
未来需要探索适合我国特色的容量市场模式。无论选择哪种方式,总是需要有补偿机制赋予系统调节能力。传统的电力系统中,煤炭和天然气发电是稳定的。新型电力系统中可再生能源发电占比越来越多,不稳定、难以调节的第三产业和科研开发等用电量占比也会显著增加,相对过去电源和负荷的不确定性明显增加,这是新型电力系统需要面对的重大挑战。
第二个任务则是如何让容量电量的价格机制灵活化。从中长期交易,到每个月的交易再到日前的交易,甚至未来的实时报价,相应规则有待完善,让电力价格曲线反映成本,包括电网的代理成本。未来由电网兜底的售电业务也可以探索通过市场化竞争性的方案落实。
第三个任务就是构建微网综合能源服务模式和与之匹配的交易方式。
能源总量平衡重要,结构平衡也很重要。经济社会是一个生态,正如森林里有乔木、灌木、苔藓,市场上也应该大、中、小企业共生。能源领域过度抓大关小是不合适的。以新能源为主体的新型电力系统,尤其要贯彻集中和分散并举的策略,集中系统平衡成本将极高。
新型电力系统应该是集中和分散并举,如果纯粹靠大电网平衡,系统成本非常高。风光发电成本降低所指的仅是单机成本,虽然发电环节成本降下来了,但如果算上系统成本风、光等新源发电的成本并不低。系统成本包括了输电线路的建设成本和给风光进行调峰的成本,仅靠电网做平衡,系统成本至少会增加一倍。
随着未来的清洁化和功能保障的要求提高,要解决系统成本高的问题,就要鼓励和支持以多种能源的平衡方式构建微网区域平衡,微网区域平衡可以减轻系统的负担。不过微网区域平衡离不开大电网,也要为大电网提供相应的价值,在微网内做共享储能,平衡自身的用电与储能,同时提供给大电网系统一个非常明确的负荷曲线,并按这个曲线去参与市场交易。
(作者系中国价格协会能源和供水价格专委会副秘书长)
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
最近《人民日报》通过专访任正非对外释放了重要信号。其中也讲到了,AI竞争的背后,是要有充足的电力、发达的信息网络,而中国有这样的优势。可以说,AI的尽头是算力,算力的尽头是电力,这已成为科技行业的共识。本期「电网深谈」邀请了阿里云能源行业首席架构师黄振、浙江省电力负荷管理中心孙钢、浙
6月20日,贵州电力交易中心关于印发南方区域电力市场贵州省内配套交易规则及实施细则的通知。《南方区域电力市场贵州省内配套市场结算实施细则》提到,本实施细则主要适用于贵州电力市场电能量交易结算,内容包括:结算价格、非现货市场结算、现货市场结算及其他事项。非现货市场结算电价:非现货市场
“无现货,不市场”。电力现货市场是实现电力电量平衡的兜底市场平台,承担着调节市场供求、发现短时间尺度(日前/实时)电力价格信号的核心职责,其重要性不言而喻。目前,山西、广东、山东、甘肃、蒙西电力现货市场已转入正式运行,其他省级电力现货市场已开展长周期结算试运行。在区域层面,南方区
2025年2月9日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》(发改价格〔2025〕136号),决定推进新能源全电量入市,实现上网电价全面由市场形成。为实现新能源入市的同时市场平稳过渡,文件明确在市场外建立差价结算机制,对纳入机制的电量,
随着2025年迎峰度夏期临近,山东电力现货市场即将进入关键价格波动窗口。火电作为调峰主力,其报价行为将直接影响市场出清价格,并可能引发阶段性供需紧张。本文将基于当前山东市场价格现状,梳理关键风险并提出应对建议。需特别说明的是,本文分析暂基于当前新能源未入市的市场条件,若后续新能源大规
前几天,观茶君谈了几点对绿电直连的看法,对价格模糊表达了遗憾。有朋友读后留言,建议观茶君就绿电直连的价格给出”建设性意见“。说实话,价格问题太复杂了,尤其是与电力有关的价格。仅针对项目缴纳的费用问题谈一点肤浅认识吧!(来源:电力法律观察作者:观茶君团队)在《国家发展改革委国家能源
前面两篇文章我们按照电力价格形成的顺序,“中长期#x2192;现货#x2192;零售#x2192;到户”,分析了有关分时电价的逐级传导。这其中有市场交易结果、各级成本与收入之间的自然传递,也有一些市场规则的限制以及行政政策的要求。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)用户行政分时电价政策目前存在的理由,
6月份各地代理购电价格表已发布,一起来看看有哪些变化。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)四川分时电价调整(5月起)5月起,四川省开始执行新版分时电价政策,因该政策挂网时间较晚,晚于5月份的代理购电价格解析文章发布时刻,故这个已经执行了一个月的新政策解析才挪至6月份的文章中进行分析。按
一场“智”与“能”的双向奔赴回顾历史,整个人类文明进程始终与能源开发利用紧密相关。如今,能源发展进入资源、环境、气候三重约束期,急需沿着清洁低碳方向进行转型。与此同时,人工智能技术正在蓬勃兴起,加速赋智于千行百业,“‘人工智能+’行动”的字眼更是连续两年见诸全国两会政府工作报告,A
2025年初,136号文件横空出世,我国的新能源行业随之进入了旨在加快构建新型电力系统、推动新能源市场化进程的政策密集且深入的调整期。从政策过山车到市场马拉松,储能行业也正经历从"政策依赖"到"价值创造"的涅槃重生。这一过程不仅重构了储能行业底层逻辑,更催生了技术迭代、模式创新与生态重构的
意大利国内能源资源有限,在发电领域,主要依赖进口天然气来满足其能源需求。紧跟欧盟的脚步,意大利已逐步实现电力市场的开放,在发电、输电、配电、售电及电力监管等环节形成了兼具欧盟共性与本国特色的电力体制架构。意大利电力改革历程中积累的经验与教训,可为我国新一轮电力改革提供有益借鉴。(
6月20日,北极星太阳能光伏网发布一周要闻回顾(2025年6月23日-6月27日)。政策篇新疆136号文承接方案:增量电价0.15-0.262元/kWh、存量0.25-0.262元/kWh6月25日,新疆发改委官网发布文章《深化新能源上网电价市场化改革助力新能源高质量发展》及《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案
6月25日,新疆发改委发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》解读文件。提出,对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《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》(发改价格〔2025〕136号)文件精神,加快构建新型电力系统,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,推动新能源高质量发展,制定《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》(内发改价费
一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么?随着新能源大规模发展,新能源上网电价实行固定价格,不能充分反映市场供求,也没有公平承担电力系统调节责任,矛盾日益凸显,亟需深化改革。2025年2月,国家发展改革委、国家能源局印发《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
近日,新疆、蒙西、蒙东地区纷纷正式下发136号文承接方案。对于三份方案的具体规则,北极星进行了梳理,不同之处主要有以下几方面:一、交易机制新疆1、新能源项目报量报价参与交易2、分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格3、参与跨省跨区交易的新能源电量,上网电价和交易机制按
近期,内蒙古自治区发展改革委自治区能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》政策解读。详情如下:一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么?随着新能源大规模发展,新能源上网电价实行固定价格,不能充分反映市场供
日前,新疆自治区发展改革委印发《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》(新发改能价〔2025〕350号,以下简称《方案》)。根据公告,新疆对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;
近日,内蒙古自治区发展改革委、能源局印发关于《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。方案显示,蒙西电力市场2024年市场交易新能源电量占比已达92%以上。方案指出,推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量全部进入电力市场。在集中式新能源项目上网电量已基本全部
北极星售电网获悉,6月24日,新疆维吾尔自治区发展和改革委员会发布关于印发《自治区贯彻落实深化上网电价市场化改革实施方案(试行)》的通知。文件明确,新能源项目(风电、太阳能发电,下同)上网电量全部进入电力市场,上网电价通过市场交易形成。新能源项目报量报价参与交易,分布式光伏项目可不
北极星售电网获悉,近日,内蒙古自治区发展和改革委员会、能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》。方案提到,完善现货市场交易规则。完善现货市场交易规则,推动新能源公平参与实时市场。现货市场申报价格上限为1.5元/千瓦时;考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素,申
6月25日,新疆发改委官网发布文章《深化新能源上网电价市场化改革助力新能源高质量发展》及《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》政策解读。政策解读指出,对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为
6月20日,北极星太阳能光伏网发布一周要闻回顾(2025年6月23日-6月27日)。政策篇新疆136号文承接方案:增量电价0.15-0.262元/kWh、存量0.25-0.262元/kWh6月25日,新疆发改委官网发布文章《深化新能源上网电价市场化改革助力新能源高质量发展》及《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案
近日,云南省能源局发布关于公开征求《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案(报审稿)》《云南省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案(报审稿)》意见建议的函。《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案(报审稿)》提到,省内火电机组报量报价参与现货市场。省内
6月25日,新疆发改委发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》解读文件。提出,对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网
2025年2月,国家发改委与能源局联合发布《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》(简称"136号文"),标志着中国新能源产业正式告别政府定价时代。在136号文撕开补贴温床的裂痕中,中国海上风电正上演着史诗级的双重突围:向东,是水深超45米的深远海战场,造价每千瓦1.3-1.8万
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《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》(发改价格〔2025〕136号)文件精神,加快构建新型电力系统,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,推动新能源高质量发展,制定《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》(内发改价费
一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么?随着新能源大规模发展,新能源上网电价实行固定价格,不能充分反映市场供求,也没有公平承担电力系统调节责任,矛盾日益凸显,亟需深化改革。2025年2月,国家发展改革委、国家能源局印发《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
近日,新疆、蒙西、蒙东地区纷纷正式下发136号文承接方案。对于三份方案的具体规则,北极星进行了梳理,不同之处主要有以下几方面:一、交易机制新疆1、新能源项目报量报价参与交易2、分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格3、参与跨省跨区交易的新能源电量,上网电价和交易机制按
6月26日,国家发展改革委召开6月份新闻发布会。国家发展改革委政策研究室副主任李超回答了记者关于“近年来我国风电、光伏等新能源产业快速发展,但在消纳方面仍面临压力。请问相关部门在促进新能源消纳方面采取了哪些具体措施?目前取得了哪些阶段性成效?”的提问。李超表示,截至今年5月底,我国风
近期,内蒙古自治区发展改革委自治区能源局发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》政策解读。详情如下:一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么?随着新能源大规模发展,新能源上网电价实行固定价格,不能充分反映市场供
6月25日,国家发改委举行6月份新闻发布会。国家发展改革委政策研究室副主任李超回答了记者关于“近年来我国风电、光伏等新能源产业快速发展,但在消纳方面仍面临压力。请问相关部门在促进新能源消纳方面采取了哪些具体措施?目前取得了哪些阶段性成效?”的提问。李超:截至今年5月底,我国风电、光伏
北极星储能网讯:6月25日,新疆发改委发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》解读文件。提出,对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!