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煤电价格市场化加速 可再生能源应建立更灵活、

2019-11-04 11:22  文章来源:网络整理    字体:

北极星太阳能光伏网讯:10月24日,国家发展改革委公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(以下简称《指导意见》),明确从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。这标志着我国电价市场化改革迈出关键一步。

国发能研院、绿能智库认为,目前煤电的市场化改革对煤电和可再生能源发电产业的长期发展都有积极的作用;未来光伏风电的定价应该跟随目前电力市场化的改革,改变现有的固定电价补贴政策,更多地采取竞价形式;同时,还应该建立更灵活、范围更大的可再生能源电力交易市场。

煤电市场化改革之路

为了解决我国“市场煤”和计划电之间的矛盾,2004年我国确立了了燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制。该机制对规范发电电价的形成、提高电力企业的效率、推动煤电行业的发展发挥了重要的作用。

然而,随着电力体制改革的推进,燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制越来越难以适应形势的变化。首先,煤电联动机制本身存在着无法反应供需双方关系的缺陷,因为该定价机制只考虑到了成本,而没有充分考虑需求的变化。尤其是在近几年经济下行、电力需求疲软的背景下,现有的定价机制无法对电力下行的压力做出有效反应。另外,煤电价格本来是不同电源的定价基准,然而其本身的定价却存在缺乏弹性等问题,这就会影响水电、核电、可再生能源发电等其他电源的定价。

近年来,我国电力市场化交易规模不断扩大。2018年,全国市场化交易电量约2.17万亿千瓦时,比2017年增长30.7%。市场化交易电量占全社会用电总量从2016年的17.1%上升到了2018年的30.2%。同时,电力现货市场也开始建立。发电、售电、用电等相关主体的市场化意识和交易意愿也不断增强。

今年8月7日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》,要求进一步发挥市场决定价格的作用,建立完善现货交易机制,以灵活的市场价格信号,引导电力生产和消费。这标志着我国电力现货市场试点进入“深水区”。

近日发布的《指导意见》规定,将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%;现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成;暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量,仍按基准价执行。

国发能研院、绿能智库认为,此次市场化改革能够使未来电力价格更好地反应供求关系,从而提高电力资源的配置效率。预计在改革后,市场化交易电量将进一步大幅增加,改革对煤电行业上下游的长期发展都有着重要的影响。

煤电改革对可再生能源发电的影响

在煤电价格改革后的短期内,由于煤电价格有下降的可能性,相对可再生能源会更有竞争力。中国能源研究会可再生能源专业委员会主任委员李俊峰在表示,取消煤电标杆上网电价后,进一步下降的煤电价格将加大光伏实现平价上网的难度。国发能研院、绿能智库认为,即使短期内煤电下降的可能性会影响新能源的竞争力,但电力交易的市场化对可再生能源发电的长期发展会起到积极的作用。

首先,更灵活的电力市场也更能够帮助消纳可再生能源。北京电力交易中心副主任谢开认为,电力现货市场能够兼容新能源波动性、随机性等特点,有利于扩大新能源消纳空间。国家电网公司于2017年8月正式启动跨区域省份之间富余可再生能源电力现货交易试点,已累计达成跨区现货交易电量超过百亿千瓦时。并且,煤电标杆电价政策转为浮动式电价之后,如果配套相应的分布式市场化交易(隔墙售电)政策,将进一步推动分布式新能源的发展。

在竞价模式下,发电的优先上网权由边际成本决定。而尽管可再生能源的装机成本较高,但边际成本却很低。因此,国发能研院、绿能智库认为,竞价模式能够提高可再生能源未来的竞争力。另外,可再生能源发电由于其不稳定性,需要煤电机组的调峰。而更灵活的电力市场可以保证煤电机组的调峰得到合理的回报,从而进一步促进可再生能源发电的消纳。中国工程院院士倪维斗认为,通过建设有实时价格信号引导的现货市场,可以保证尖峰机组的成本回收,以满足部分地区用电高峰期的电力需求。他还指出,随着新能源装机容量的迅速增长,可再生能源发电也进入了电力现货市场。2017年,甘肃省200余家新能源发电场站全部接入现货交易系统,当年实现了新能源现货交易32.7亿千瓦时。蒙西区域新能源企业70%以上也都进入了市场,2017年交易规模达到89亿千瓦时。

可再生能源定价的未来

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