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深度 | 薛靜:從“聯動”走向“浮動”的煤電市場化新篇

2019-11-13 15:18:34 來源:中國電力企業管理

在受到一連串燃煤電廠破產清算的“噩耗”密集打擊后,進退維谷的煤電行業似乎并沒有迎來久旱之后的“甘露”。

9月26日,國務院常務會議決定,從2020年1月1日起,取消煤電價格聯動機制,對于尚未進入市場進行交易的燃煤發電電量,將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的準市場化機制。至此,從2002年廠網分開后沿用至今的以標桿電價確定同省區煤電機組上網電價的方式,以及實施15之久的煤電價格聯動機制即將正式退出歷史舞臺。

在正式文件印發前,由國務院總理親自作出的“官宣”,再次彰顯了國家以市場化價格機制協調電煤與煤電、電價與上下游價格市場傳導途徑,實現實體經濟與能源經濟協同發展的緊迫性與意志力;而在產能過剩“遭遇”市場化改革的關鍵時期,本已“負重前行”的煤電行業是否還有承壓空間?站在轉型十字路口的煤電企業又該如何自主命運?

一時間,悲觀情緒彌漫于整個行業。

有觀點從宏觀經濟和市場環境推測,在目前以降低用能成本為導向的改革進程中,取消燃煤標桿電價必然是對煤電行業中長期的利空,但從長遠來看,成本低、位置相對較好的發電企業則可以通過“直購電”形成相對利好,但這些都取決于供需關系,行業必然面臨洗牌。

也有觀點立足改革進程判斷,改革的目的是希望以市場的“手”解決問題,而當改革措施無法達到助推實體經濟發展的目標時,只好借用“看得見的手”。短期內制造業的用能成本還將繼續保持下降,以提升我國制造業的市場競爭優勢,但從長遠看,綠色能源發展的成本、煤電的社會成本都會形成對電價利潤空間的擠壓,這對于煤電、煤炭產業都會形成利空。

眼下,應對和化解產能過剩已成為重要的政策追求。在供大于求的市場環境中,各電源間形成的替代競爭關系,特別是清潔能源對煤電的替代,證明市場化是促進綠色能源發展并同時實現電價下降的有效手段之一。

在新一輪電力體制改革的深入推進中,我國的電力系統已經實現從嚴格計劃下的平衡向市場化的方式轉型,2018年中,我國市場化電量占比已超過3成;各類型的發電機組通常選擇以低于標桿電價的價格爭奪有限空間內的市場電量。

顯然,通過進一步擴大市場規模,以市場順價替代行政降價,已成為現階段改革的必然與訴求。而如何在“去產能”的前提下,通過釋放有效投資信號抑制不合理裝機擴張,以經濟性和市場手段倒逼能源轉型,則成為談論煤電走向的重要前提。

“取消燃煤標桿電價,打破了‘一機一價’形成省內均值電價的歷史陳規,形成煤炭價格與上網電價,銷售電價與用電產品定價的聯動與傳導機制,是進一步擴大市場,并由市場順價或者逆序傳導電價的過渡性有效手段。而其背后的意義在于,現階段暫時沒有進入大用戶直接交易的一般工商業企業,可以通過電網批發、當地政府引導的方式,同享電力相對過剩階段的用電紅利;從較長一段時間或全局角度看,文件的用意之一,是著力于打破跨區、跨省送電的價格壁壘,形成不同電源在輸電通道允許條件下各地區間的又一次電力、電量的平衡與成本博弈。”中電聯行業發展與環境資源部副主任(正職級)薛靜在接受本刊專訪時表示:“無論從短期還是中長期來看,對于煤電行業而言,地區之間、不同電壓之間、不同用戶之間的煤電價格必然在重新平衡中不斷被擠出本屬于電力企業的利潤,形成總體利空的波動過程。”

從保價保量、到保價不保量,再到量價全部交由市場,顯然,在能源轉型與經濟轉軌的關鍵時期,市場化改革并沒有留給煤電行業過多的回旋余地。在意義重大的能源轉型和迫在眉睫的供給側改革背景下,無論改革沖擊如何洶涌,于煤電而言,在既定的轉型路線和緊湊的日程安排中,如何基于市場、基于政策走好眼下的路,或許將是比憧憬“詩與遠方”更務實的選擇。

從“聯動”走向“浮動”,市場化再下一城

“選擇在當下取消燃煤標桿電價,有兩個政策引導的背景值得注意,一方面,是希望通過繼續完善煤電聯動機制,形成有效的市場化價格聯動和傳導,緩解煤電矛盾;另一方面則是希望通過進一步擴大市場規模,以市場手段進一步降低企業用能成本,特別是對于之前沒有進入市場的用戶。”薛靜說。

時下,隨著電力市場化改革的不斷深入,燃煤標桿電價的適用范圍不斷收縮。從交易范圍來看,2018年,全社會用電量中扣除不進市場的發電廠用電、輸配電線損電,以及自備電廠不上大電網的電量,全國電力交易電量比重達到37.1%;其中11家大型發電集團(裝機占全國比重大致70%以上)的煤電參與市場交易電量10459億千瓦時,市場化率達到42.8%;2019年1-6月,這些大型發電集團煤電發電量市場化率同比提高9個百分點,達到49.7%,煤電市場化電量在11家大型發電集團全部市場化電量比重已經達到78.9%。

從2019年第二季度交易結算價格來看,11家大型發電集團平均煤電上網電價已降至0.3383 元/千瓦時,顯著低于 0.38 元/千瓦時的全國平均燃煤標桿電價,各類電源市場交易價格相對平均上網電價均有6~18%的降幅。

顯然,按照經營期定價,并以省或地區平均成本作為統一定價的標準,已難以解決電、煤矛盾,難以實現“優勝劣汰”的市場化煤電去產能和中長期投資激勵。

“取消燃煤標桿電價,是從發電側理順電價機制,隨之帶來的是除民生范疇以外目錄電價的自動消亡。這也就意味著,最終的銷售電價是上網電價和輸配電價的疊加,隨行就市。”薛靜說,“這樣一方面進一步打開了省內市場,裹挾著之前沒有進入市場的用戶,由電網公司打包,或者由其他負荷集成機構通過市場化交易降低用能成本;另一方面,省和省之間的固化價格壁壘將轉化為市場供需、資源余缺、投資運行成本和通道價格的競爭與不斷協調的過程,促進電力在不同地區之間的優化流動和消納,實際上產生的效果是對市場形成再一次的正面沖擊。”

取消燃煤標桿電價并非沒有預兆。在今年6月份國家發展改革委發布的《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》中,明確鼓勵電力用戶和發電企業自主協商簽訂合同時,以“靈活可浮動”的形式確定具體價格,價格浮動方式由雙方事先約定。

目前,我國居民、農業和重要公共事業及服務用電量占比全社會用電量2成左右,扣除掉系統中5%左右的廠用電率、6%左右的電網輸送損耗以及10%左右的自備電廠電量,也就意味著,理論上未來可參與“準市場”交易的電量比重將超過全社會用電量的5成,預計將有數千萬計的用戶被發放市場“入場券”。

按照理想的政策實施進程,隨著燃煤標桿電價的取消,位于市場化范圍相對較小的中東部省份一般工商業用戶,將會更為明顯地感知到降價“紅利”,電價“讓利”的范圍也將逐漸由大用戶擴圍至中小型用戶,降低用能成本的方式也將由行政措施轉交由市場撬動。

“隨著市場化的手段越來越明顯,以市場降低用能成本的效果會逐步顯現,‘只降不升’將僅僅是應對經濟環境的過渡性措施。”薛靜說,“按道理來說,用電價格是由供需關系決定,進而向社會與企業釋放電源投資的時機與地點的經濟性判斷信號。2020年‘不上浮’的目的也是為了順導,為了政策的有效落地。目前部分地區電力供需已經開始從平衡向偏緊轉化,同時在跨區交易中,也出現了部分時段落地價格高于燃煤標桿上網電價的情況;但是是否允許漲價,是否允許更多的省間電量交易,還要看各地政府的胸懷了。”

事實上,在歷史形成的省為實體的電力供需平衡制度基礎上,各省政府擁有本省電力系統的運行、規劃以及大部分價格管理權限。省級交易平臺主要滿足省內用戶用電競價需求,供電主要由當地省份電廠承擔。而現行的省級交易規則并沒有過多考慮跨省區市場銜接的需要,也沒有布局與其他省內市場的配合。

從實際交易情況來看,目前全國大致有18%左右的市場交易電量來源于省區外,這部分省區外電量能夠參與當地交易并落地的前提,一般是通過中長期、短期和現貨交易,以低于、或持平于當地煤電標桿電價方式實現。其中煤電標桿電價相當于是對外省區電量進入當地的“攔水壩”,如果外省區電量在輸電通道允許情況下,多頭加價后仍低于這個“攔水壩”才能進入當地市場消納。

與此同時,由于網側輸配成本的核定機制并不隨短期內市場情況而變化,遠距離輸電的成本往往會掩蓋掉送電地區發電側上網電價的“紅利”,在同質化的電力產品面前,省內電量自然而然成為首選。由此看來,一方面,省區外電量電價與當地固化的銷售電價之差,無形之中形成了對西部發電企業利潤的擠占;另一方面,未達到額定輸送能力的跨區輸電通道也與能源資源優化配置和東部地區支持西部地區發展的國家策略背道而馳。

“取消不同省份間具有高低差異的標桿電價,相當于把煤電的‘壩’拆掉,后續的‘水’能否自由流動,就取決于‘水’的勢能,而不是‘壩’的高低。”薛靜說,“拿掉了各省間的價格壁壘,能夠通過市場化價格傳導理順跨區跨省送電價格形成機制,這樣一方面會促進具有資源優勢的煤電、水電等大型能源基地電量的消納,同時,在省內、省間參照供需關系,會在更大的區域范圍內重新形成一次電量與電力的平衡和博弈。”

薛靜預測,未來,在電力市場的環境下,一旦供需關系偏緊,現貨市場會首先作出反應,當價格上升的信號出現,在通道暢通的情況下,電量自然會從過剩的地區向緊缺的地區流動,而資本金和信息流則會向價格上升處涌動。而困擾已久的地區間資源、需求不平衡問題,究竟是通過新建機組,還是跨區送電,抑或是通過儲能和輔助服務來解決,也有了明確的投資信號作引導。

可以預見的是,取消燃煤標桿電價,電廠的利用小時數會與煤炭價格的關系更加密切,進一步加劇電廠盈利的兩極分化。對于資源優勢較好的電廠以及長協銷售量占比較高的企業而言,可以通過提高發電量彌補電價下調的缺口,而成本較高的電廠則很有可能會面臨發電小時數和電價的雙降。從長期來看,煤電落后產能的出清速度會進一步加快,相當一批競爭力不足的煤電企業將會被整合或出局,煤電產能會進一步集中。

在發電側,特別是煤電行業領銜的降價“大戲”中,無論是市場與行政的共力,還是歷史與現實的合謀,或多或少,都可以歸結為市場化改革與產能過剩導致的偶然重合與必然結果。“新政策的出臺,會促使整個產業格局產生顛覆性的變化,但由于傳導機制涉及多重利益主體,走向良性發展的過程會艱難且漫長,還很有可能會先出現一段時間的無序,但可以肯定的是,煤電規模的縮減不可避免,煤電行業的轉型已成定局。”薛靜說。

既是存量與增量的調整,也是清潔煤電充分利用的過程

繼2019年6月大唐國際連城發電有限公司破產清算的消息爆出后,燃煤電廠“歇業謝客”的消息如多米諾骨牌,從新能源富集的西部地區,一直推倒至煤電占比更多的中東部地區,所屬企業從“四大國有”蔓延至“四小豪門”。

顯然,這樣的事實已經不能簡單用“特定地點的歷史個案”來解釋。

從廠網分開后“跑馬圈地”導致的裝機爆發式增長,到2015年全國燃煤機組平均利用小時數跌至1978年最低,我國電源建設既經歷了“摸著石頭過河”后的無序,也困守于經濟周期波動與投資滯后性帶來的“時松時緊”。在經濟轉軌和能源轉型階段頻現的裝機產能過剩,如“緊箍咒”一般,套牢整個煤電行業,也緊鎖著每一個煤電企業的盈虧線。

眼下,積重難返的嚴重性已經關乎到煤電的“生死存亡”。

有專家建議,從發電利用小時數來看,應抑制不合理煤電建設,防止產能擴張導致裝機過剩繼續惡化;也有輿論不同程度地將新能源利用率偏低的問題歸結為煤電發電量的占比過高,認為在供大于求的環境下,負荷蛋糕就這么大,電源間的競爭替代導致了新能源往往處于被動。

事實上,經過幾輪“去產能”和“上大壓小”的政策調整,我國東部地區大部分30萬千瓦以下的機組已經退役,由于煤電發電量比重的持續騰退,為新能源釋放了充足的市場空間。2018年全年發電量增量部分中,新能源貢獻率已超過22%。煤電在電力系統中除一如既往地承擔著電力安全穩定供應、集中供熱等重要基礎性作用外,還兼具保障新能源發電的應急調峰和靈活性電源作用。

“經常有人問我,‘十四五’期間煤電裝機要不要增長,我的答案是肯定要增長。”薛靜說,“目前我國的經濟發展增速已經從高速轉向中高速發展,這樣的變化,也給了我們時間和空間去談論能源轉型。但是,我國的穩增長和調結構是同步進行的,這就注定我國能源轉型的進程要比別的國家艱難。在這期間,我們既要看到城鎮化建設和制造業發展對于基礎負荷的需求,也要優化考慮能源在安全、經濟和綠色間的平衡關系。因此,以清潔煤電的利用為路徑,就是我國能源轉型這個大戰役實施階段的主旋律,這是‘十四五’期間我們必須要清楚認識到的。”

相關數據顯示,目前我國煤電裝機、發電量占比分別占到總裝機、發電量的55%和65%;而業內給予的期望,則是在2030年,將煤電裝機總量控制在13億千瓦以內,裝機和發電量分別調整至60%和50%。根據預測,“十四五”期間全社會用電量增長率為4~5%;隨著“煤電的發電量先于煤電裝機達峰”逐漸形成高度認同,在能源轉型實施階段,通過煤電的清潔利用,實現電源結構優化調整的戰略基調已逐步清晰。

毋庸置疑的是,煤電所釋放的空間最終會被清潔能源所替代,這也就意味著,更多的煤電機組將通過技術改造,充當起系統的“保險公司”。而此時,如何通過市場化手段給予煤電企業合理利潤,已成為對沖煤電利空風險的重要因素。

從實際市場建設階段來看,目前現行的標桿電價部分考慮了煤電機組承擔義務調峰的成本,隨著新能源滲透率的逐步走高,大量煤電機組需要繼續承擔50%~70%的深度調峰,這部分改造成本需要通過市場電量競價回收。目前我國的電價形成機制未能準確反映出資源的稀缺程度,或多或少造成了“十三五”期間調峰改造不及預期的現狀。在容量電價、尖峰電價、輔助服務市場等機制缺失的情況下,僅以電量電價作為發電企業唯一的盈利渠道,導致了眾多煤電企業的合理利潤空間被肆意擠壓,所面臨的系統風險不斷加大。

“目前系統的調節能力還不足以匹配新能源裝機增長的速度,‘十四五’期間還會有大量的調峰機組進入市場。促成原本就虧損的發電企業繼續投入改造,就取決于是否能從市場中獲得效益,更取決于市場的發育程度。因此,應該從頂層設計上將電量和電力的價值區分,并給予合理的價值標準,通過頂層設計釋放更多市場機會,以市場激勵釋放更多的靈活性資源,引導煤電企業加速轉型。”薛靜說。

以廣東省為例,從該省的電源結構來看,氣電、煤電,以及西電東送的水電占據較大比重,而氣電由于經濟性不具優勢,在控煤的環境硬約束下,需要大量的水電穩定電價,并由煤電參與調峰。從2018年的電量結構來看,由于“西電東送”中水電來水的不確定性,導致去年全年煤電較同期增發了20%,而在今年一季度又同比下降了20%。

“像這樣矛盾較為突出的省份,先期可以通過一定的利用小時數保障煤電企業的生存,繼而通過現貨市場發現價格,或者以容量備用方式,探索容量電價形成機制,通過試點經驗帶動全國容量市場的建設。”薛靜建議,“現在我國煤電的發展處于兩難境地,化解這樣的困境關鍵在于尺度的把握,需要統籌煤電去產能、電力供需平衡及市場化改革同時穩步進行。因此,煤電產能的疏導需要在調節性電源上多下功夫,要以有效的市場機制系統推進。在云南、廣東等電源結構矛盾較為突出,且市場建設充分并活躍的省份,也許可以盡快探索出一條行之有效的道路。”

從單機容量10萬千瓦的高煤耗、低效率、污染重的小機組,到世界首臺超超臨界百萬千瓦空冷機組的投運,我國用了40年的時間完成了發達國家百年的煤電“進化史”。無論是資源稟賦的自然選擇,還是經濟發展的必然規律,煤電發展的合理性是不容忽視的,其對于我國經濟、社會發展的貢獻也是不可磨滅的。

隨著我國躋身于世界第二大經濟體,電力行業在保護生態環境和履行大國承諾方面的突出作用,或多或少都取決于電力結構優化和煤電的增效減排。在能源領域從安全、經濟、綠色的銳角三角形向等邊三角形轉化的過程中,煤電企業又該如何立足自身產業的定位和特點,更好地實現中流砥柱的自我超越?

“無論從國內市場給予的內生動力,還是外部環境促成的約束與壓力,煤電將要面對的轉型倒逼過程,肯定要比世界上任何一個國家都嚴峻。”薛靜說,“對于煤電企業而言,一方面,可以通過與煤炭企業簽訂更大范圍的中長期協定,以穩定燃料價格緩解市場中的被動局面,同時從燃料的源頭上改變以往低熱值煤摻燒的粗放式管理路徑依賴,通過選用經洗選加工后的高熱值煤提升能效,降低固體廢物和溫室氣體排放,從而實現煤電的清潔化發展和利用;另一方面,要轉換以電量換利潤的傳統思維,向能源的綜合利用轉型。目前已經在工業園區中實踐了除余溫余壓利用外的供熱改造,通過與園區的供能相結合實現利益渠道多元化,同時以能源綜合利用實現微網等的業態和技術創新,進而也會帶給制造業新的發展機遇。一旦技術成熟向外輸出,煤電的‘自我救贖’一定能換得否極泰來。”

雖然,由碳排放達峰推導出的煤電發電量達峰,是否標志著新能源替代煤電的時代提前來臨還未可知, 但是從告別“聯動”到步入“浮動”的開端,卻預示著煤電的市場化轉型發展還有很長的續篇。

采訪即將結束時,薛靜加重語氣說道,“習近平總書記提出的能源四個革命,一個合作,其中消費革命、供給革命、技術革命和體制革命,哪一個都不能偏廢。偏廢了哪一個,我國的能源轉型都走不長遠。未來我國的能源系統一定是清潔化和市場化的時代,只有這樣才能讓老百姓在能源消費的過程中確切地感受到幸福感。”

在環境的“硬約束”和市場的“指揮棒”下,通過政策工具讓不同類型的機組物盡其用,或許才能夠幫助煤電“老大哥”在細分市場中尋找到更多的“歸屬感”和“認同感”。

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