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上表的煤电基准价是2019年确定的,当时测算对应的是秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨。然而2021年以来,我国电煤价格长期高企,2022年来电煤价格持续在800元/吨以上。煤价上涨,煤电基准价却没有随之调整,上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。
对此中电联建议,建立完善煤电基准价联动机制。可以将秦皇岛港5500千卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点,按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。在联动后的基准价水平上再实施上下浮动。即秦皇岛港5500千卡下水煤基准价675元/吨对应全国平均煤电基准价0.4335元/千瓦时(2022年10月31日国家发改委办公厅发布特急通知——《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》,明确下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行)。
在中电联近期发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中,就曾经提到,对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区,考虑重新核定基准价,尽快缓解企业经营困难形势,提升保供能力。
中电联提到,电价的合理构成应包括六个部分,即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。据了解,我国煤电上网电价从2004年开始执行标杆上网电价,期间根据煤电联动机制共调整九次,2019年,国家发改委发布1658号文,规定自2020年1月1日起,取消煤电联动机制,改为“基准价+上下浮动”市场价格机制。基准价包含脱硫、脱硝、除尘电价,由市场形成的上网电价,其包含脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。
如果电价构成调整,也将使我国的电价机制得到进一步完善。
03
对于市场主体各方的影响
有业内人士表示,新一轮电力体制改革的核心就是市场化,还原电力的商品属性。对于整个电力市场而言,电价将更好地反映电力市场供需形势和发电企业的成本变化。平衡现阶段电力市场各方矛盾冲突与利益诉求,确保电力稳定可靠供应。
目前来看,火电依然是我国能源结构的重要支撑,对火电企业来说,有利于缓解煤价高企带来的巨大成本压力。由于发电侧已经全面放开煤电机组进入市场,同时也有利于形成发电侧和售电侧“多买多卖”的竞争性市场。
对于新能源企业来讲,市场化交易将迎来更多机会。碳中和与能耗双控背景下,可再生能源将成为未来的发电主体。风电、光伏在保障利用小时数之外的电量,可通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳,电量和电价都由市场决定,新能源的价格优势和环境属性将得到体现。尤其是在现货市场中降低下限价或提高上限价,均有利于扩大峰谷价差范围,增强对调峰的引导作用,有利于促进新能源消纳。
对于用电侧来讲,用能成本或将增加。建议企业合理利用峰谷分时电价政策,错峰用电合理用能。通过配置储能、开展综合能源、使用绿色电力等方式改变用电结构和时段。
对于售电公司来讲,应合理疏导矛盾。看准时机发展“售电+储能”业务,既能起到削峰填谷的作用,又可以帮助用户合理利用分时电价政策,提高低谷时段用电比重、降低高峰时段用电比重,从而实现用户用电降费的目标。向用户提供综合能源服务,根据用户需求,为用户提供个性化、多元化和套餐式的能源服务方案。
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