10月24日，國家發(fā)展改革委公布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），明確從2020年1月1日起取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。這標志著我國電價市場化改革邁出關鍵一步。

 

（來源：國發(fā)能源院、綠能智庫 作者：李靖恒）

 

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，目前煤電的市場化改革對煤電和可再生能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的長期發(fā)展都有積極的作用；未來光伏風電的定價應該跟隨目前電力市場化的改革，改變現(xiàn)有的固定電價補貼政策，更多地采取競價形式；同時，還應該建立更靈活、范圍更大的可再生能源電力交易市場。

 

 

為了解決我國“市場煤”和計劃電之間的矛盾，2004年我國確立了了燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制。該機制對規(guī)范發(fā)電電價的形成、提高電力企業(yè)的效率、推動煤電行業(yè)的發(fā)展發(fā)揮了重要的作用。

 

然而，隨著電力體制改革的推進，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制越來越難以適應形勢的變化。首先，煤電聯(lián)動機制本身存在著無法反應供需雙方關系的缺陷，因為該定價機制只考慮到了成本，而沒有充分考慮需求的變化。尤其是在近幾年經(jīng)濟下行、電力需求疲軟的背景下，現(xiàn)有的定價機制無法對電力下行的壓力做出有效反應。另外，煤電價格本來是不同電源的定價基準，然而其本身的定價卻存在缺乏彈性等問題，這就會影響水電、核電、可再生能源發(fā)電等其他電源的定價。

 

近年來，我國電力市場化交易規(guī)模不斷擴大。2018年，全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時，比2017年增長30.7%。市場化交易電量占全社會用電總量從2016年的17.1%上升到了2018年的30.2%。同時，電力現(xiàn)貨市場也開始建立。發(fā)電、售電、用電等相關主體的市場化意識和交易意愿也不斷增強。

 

 

今年8月7日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》，要求進一步發(fā)揮市場決定價格的作用，建立完善現(xiàn)貨交易機制，以靈活的市場價格信號，引導電力生產(chǎn)和消費。這標志著我國電力現(xiàn)貨市場試點進入“深水區(qū)”。

 

近日發(fā)布的《指導意見》規(guī)定，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%；現(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量中，具備市場交易條件的，上網(wǎng)電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行。

 

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，此次市場化改革能夠使未來電力價格更好地反應供求關系，從而提高電力資源的配置效率。預計在改革后，市場化交易電量將進一步大幅增加，改革對煤電行業(yè)上下游的長期發(fā)展都有著重要的影響。

 

 

在煤電價格改革后的短期內，由于煤電價格有下降的可能性，相對可再生能源會更有競爭力。中國能源研究會可再生能源專業(yè)委員會主任委員李俊峰在表示，取消煤電標桿上網(wǎng)電價后，進一步下降的煤電價格將加大光伏實現(xiàn)平價上網(wǎng)的難度。國發(fā)能研院、綠能智庫認為，即使短期內煤電下降的可能性會影響新能源的競爭力，但電力交易的市場化對可再生能源發(fā)電的長期發(fā)展會起到積極的作用。

 

首先，更靈活的電力市場也更能夠幫助消納可再生能源。北京電力交易中心副主任謝開認為，電力現(xiàn)貨市場能夠兼容新能源波動性、隨機性等特點，有利于擴大新能源消納空間。國家電網(wǎng)公司于2017年8月正式啟動跨區(qū)域省份之間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點，已累計達成跨區(qū)現(xiàn)貨交易電量超過百億千瓦時。并且，煤電標桿電價政策轉為浮動式電價之后，如果配套相應的分布式市場化交易(隔墻售電)政策，將進一步推動分布式新能源的發(fā)展。

 

在競價模式下，發(fā)電的優(yōu)先上網(wǎng)權由邊際成本決定。而盡管可再生能源的裝機成本較高，但邊際成本卻很低。因此，國發(fā)能研院、綠能智庫認為，競價模式能夠提高可再生能源未來的競爭力。另外，可再生能源發(fā)電由于其不穩(wěn)定性，需要煤電機組的調峰。而更靈活的電力市場可以保證煤電機組的調峰得到合理的回報，從而進一步促進可再生能源發(fā)電的消納。中國工程院院士倪維斗認為，通過建設有實時價格信號引導的現(xiàn)貨市場，可以保證尖峰機組的成本回收，以滿足部分地區(qū)用電高峰期的電力需求。他還指出，隨著新能源裝機容量的迅速增長，可再生能源發(fā)電也進入了電力現(xiàn)貨市場。2017年，甘肅省200余家新能源發(fā)電場站全部接入現(xiàn)貨交易系統(tǒng)，當年實現(xiàn)了新能源現(xiàn)貨交易32.7億千瓦時。蒙西區(qū)域新能源企業(yè)70%以上也都進入了市場，2017年交易規(guī)模達到89億千瓦時。

 

 

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，我國未來光伏風電的定價應該跟隨目前電力市場化的改革，改變現(xiàn)有的固定電價補貼政策，更多地采取競價模式；同時，還應該建立更靈活、范圍更大的可再生能源電力交易市場。

 

2009年7月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》，對風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策進行了改善。文章規(guī)定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區(qū)，相應設定風電標桿上網(wǎng)電價。分區(qū)域核定電價的方法一直延續(xù)至今，但價格經(jīng)歷了多次變動，補貼逐年減少。2013年，國家發(fā)改委也將全國分為三類太陽能資源區(qū)，分別制定光伏電站標桿上網(wǎng)電價。光伏電站標桿上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫等環(huán)保電價）的部分，通過可再生能源發(fā)展基金予以補貼。

 

 

 

為了支持可再生能源的發(fā)展，根據(jù)2006年頒布的《可再生能源法》，我國采取了固定電價政策。風電和光伏發(fā)電電價與當?shù)厝济簷C組標桿電價的差異由補貼支持，而補貼資金來源于全國售電征收的可再生能源電價附加。在補貼的支持下，我國的太陽能和風能經(jīng)歷了一段高速發(fā)展期。然而，高額補貼和固定電價政策的問題卻逐漸顯現(xiàn)出來。首先可再生能源補貼的資金缺口越來越大。2016年底資金缺口為600億元，2017年為1000億元，而2018年則擴大到了1400億元。巨額的補貼資金缺口說明目前的可再生能源補貼政策急需改革。高額的補貼也激發(fā)了地方的沖動性投資建設，為嚴重的棄風棄光問題埋下了隱患。而且，固定電價缺乏靈活性，往往每年會向下調整一次，這也使得光伏和風電的裝機出現(xiàn)周期性的搶裝潮。

 

國發(fā)能研院、綠能智庫梳理發(fā)現(xiàn)，補貼支持下的固定電價政策在很大程度上推動了我國可再生能源，尤其是光伏、風電的迅猛發(fā)展，但其本身存在著無法及時反應電力市場供求的缺陷。在電力市場化改革的背景之下，可再生能源的定價方式也有待改革。在固定電價的政策下，德國成為了風電強國，全球市場占有率僅次于英國，很多國家紛紛效仿德國，采取固定電價收購可再生能源。然而高額的補貼卻難以持續(xù)。因此，德國在2016年修改《可再生能源法》，規(guī)定從2017年開始改原有的固定價格政策變?yōu)槭袌龌纳暇W(wǎng)電價競標政策。

 

北京大學王敏教授等人在對我國發(fā)電光伏補貼缺口和棄電問題的研究中提出，我國未來也應該擴大上網(wǎng)電價競標項目的范圍。風電和光伏發(fā)電企業(yè)的成本存在高度信息不對稱的問題，而競價項目能夠有效地揭示企業(yè)的成本，把資源配置到最有效率的企業(yè)；而對于沒有納入競標的風電和光伏項目，應提高上網(wǎng)電價的調整頻率，并將當?shù)厣弦荒甑臈夛L棄光率作為調整價格的依據(jù)，因為高的棄電率其實反映了過高補貼帶來的資源浪費。

 

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，為了給可再生能源提供合理的定價機制，我國還應該加快電力市場的改革，尤其是要進一步減少省際交易壁壘對電力輸送的阻礙。我國大量的風能太陽能資源集中在用電負荷較少的地區(qū)，這些地區(qū)的可再生能源發(fā)電目前高度依賴省際電網(wǎng)的外送。而新能源發(fā)電由于其不穩(wěn)定性則需要更靈活、范圍更大的交易市場。

 

 

原標題:煤電價格市場化加速 可再生能源應建立更靈活、更廣泛的交易市場