青海|“基準電價+浮動機制” 穩妥推進電力直接交易

2019-06-26 10:25:39 西北能源監管局青海業務辦　點擊量：評論 (0)

青海省電力裝機特性為大水電、大新能源、小火電，為進一步了解和掌握青海省火電企業生產經營現狀，西北能源監管局青海業務辦組織開展了專項

青海省電力裝機特性為“大水電、大新能源、小火電”，為進一步了解和掌握青海省火電企業生產經營現狀，西北能源監管局青海業務辦組織開展了專項調研。調研結果顯示，青?；痣娊陙斫洜I形勢不容樂觀，部分企業資產負債率超過100%，甚至有的企業已經處于停產狀態。如何盡快擺脫困境，是行業和主管部門面臨的重要課題。

青海電網裝機整體特性為“大水電、大新能源、小火電”。但大型水電機組受限于黃河流域灌溉、防洪及為整個西北電網調峰、調頻任務影響，其在省內調峰作用較為有限。因此，火電機組作為青海電網基礎性、支撐性電源，承擔了大量為省內新能源發電深度調峰任務，特別是在冬季枯水和供暖期間，火電機組調峰重要性和壓力更加突出。

截至2018年底，青海電網統調口徑總裝機2992萬千瓦，其中火電裝機383萬千瓦，占比12.8%。2018年，全網總發電量793億千瓦時，其中火電發電量111.5億千瓦時，占比14.1%。

青海統調口徑火電機組中，省調火電企業5家，機組10臺，總裝機316萬千瓦；其余為自備火電企業，主要集中在海西地區。此次調研對象主要為省調火電企業。

結算電價情況。當前省內火電脫硫標桿上網電價為0.3247元/千瓦時。唐湖、寧北和大通等三座早期建設的電廠電價均據此結算。漢東、佐署兩座電廠在2016年投運時，因上網電價無法疏導，電網企業未能按照火電脫硫標桿上網電價執行；后經省發改委協調，確定兩座電廠2016、2017年結算電價分別為0.24、0.28元/千瓦時，自2018年開始基礎部分電量執行火電脫硫標桿上網電價，交易部分電量執行市場電價。漢東電廠近三年電價據此結算。佐署熱電廠2016年未接受協調電價，最終按照鋁電聯動價格倒推結算電價，為0.2759元/千瓦時，后兩年按照協調電價結算。

大用戶直購電交易情況。2016、2017年，省內電力直接交易采取“雙邊協商、價差平移”方式開展。自2018年開始，省內電力直接交易執行政府“輸配電價法”，即發電企業讓利基礎電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加。2018年火電企業讓利基礎電價為0.2415元/千瓦時，2019年為0.24225元/千瓦時。

電煤價格持續上漲直接導致燃料成本已經接近或超過交易電價，企業經營壓力大增。以2018年為例，漢東電廠煤價、煤耗均為最低，在此基礎上，單位度電燃料成本0.224元(含稅)，接近0.2308元/千瓦時交易電價；寧北電廠煤價、煤耗均為最高，其單位度電燃料成本0.3586元（含稅），遠超0.1967元/千瓦時交易電價。需要指出的是，受經營現狀影響，寧北電廠已于2019年4月開始處于無限期停運狀態。

利用小時數持續下降。青海電網呈現整體裝機過剩但階段性電力電量不足情況。截至2018年底，全省裝機總量（2992萬千瓦）為最大用電負荷（922萬千瓦）的3.25倍，但青海電網除2018年外大多為電量凈流入，火電企業發電空間客觀上被擠壓。

此外，由于省內電力供需總體寬松和新能源裝機不斷增加，也導致火電機組利用小時持續下降。2018年全省火電企業平均利用小時數僅為3313小時，相比2015年下降46.4%。

結算電價存在爭議。漢東、佐署兩座電廠2016、2017、2018年結算電價中是否包含脫硫脫硝除塵電價（0.027元/千瓦時）存在爭議，發電和電網企業各執一詞，相關政府價格主管部門也未明確；漢東、佐署、大通三座電廠超低排放電價（2016年1月1日前投運機組執行0.01元/千瓦時，1月1日后為0.005元/千瓦時）也因省內上網電價未疏導而無法執行到位。這兩部分涉及資金漢東電廠2.68億元、佐署熱電廠1.98億元、大通電廠313萬元。

電力直接交易需進一步完善。當前省內采取的“輸配電價法”電力直接交易法，讓利基礎電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加。在當前電解鋁行業普遍不景氣形勢下，電解鋁度電價格持續低位運行，直接導致讓利基礎電價和實際交易電價走低，客觀上也加劇了火電企業經營困難。2016、2017、2018年，省內電力直接交易中火電企業平均交易電價分別為0.2793、0.2713、0.2172元/千瓦時，分別讓利0.0454、0.0534、0.0243元/千瓦時，讓利金額分別為5.05、6.57、0.52億元（2016、2017年讓利基礎電價0.3247元/千瓦時，2018年為0.2415元/千瓦時）。

讓市場化機制發揮更大作用

進一步完善煤電聯動機制。電煤作為火電企業生產運營主要成本，占比超過70%，煤炭價格波動、品質優劣直接影響火電企業正常經營乃至生存。建議由政府部門牽頭組織各方簽訂電煤長協，保障火電企業基本發電需求。適當考慮煤電聯動對火電企業經營影響，引導煤炭企業和火電企業通過相互參股、換股等形式發展煤電聯營。

繼續加快推進電力市場化建設。由于省內電量長期供大于求，火電與新能源在非市場模式下競爭處于劣勢，需通過市場化改革逐步體現火電在平衡電量、深度調峰等方面價值。建議加快省內電力市場特別是輔助服務市場建設，通過建立市場化補償機制體現輔助服務價值，鼓勵火電企業深度挖掘機組調峰能力，多渠道增加收益。此外，提高全網調峰能力也將極大提升省內新能源消納和送出效益。

協調落實火電機組爭議電價。相關政府部門、電網和發電企業要明確責任、相互配合，本著“尊重歷史、依法依規”原則，協調解決電價結算中存在問題，盡最大努力幫助省內火電企業脫困解難。

穩妥推進電力直接交易。大用戶直購電交易作為電力市場改革的一部分，應該由“政府指導、市場定價”，采用行政手段要求發電企業電價讓利不應成為唯一目的。建議進一步規范市場主體交易行為，減少行政干預，協商建立“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制，探索建立隨產品價格聯動的交易電價調整機制，盡可能還原電價本身商品屬性。