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六省份搶發燃煤上網電價改革方案 謎底仍不得而知
時間:2020-01-02 11:06:22

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2019 年12 月25 日,江西省發改委對外發布 《江西省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》(以下簡稱《江西實施方案》);12 月26 日,河北省發改委對外發布《關于深化河北省燃煤發電上網電價形成機制改革的通知》(以下簡稱《河北通知》); 12 月27 日,安徽省發改委發布《安徽省發展改革委轉發國家發展改革委關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革指導意見的通知》(以下簡稱《安徽通知》)、河南省發改委對外發布《河南省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》(以下簡稱《河南實施方案》);12 月30 日,山東省政府常務會議審議通過了《山東省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》(以下簡稱《山東實施方案》);12 月31 日,貴州省發改委對外發布《貴州省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》(以下簡稱《貴州實施方案》)。

分析與判斷:

遵循國家指導意見,六省份未有特殊條款

本次發布實施方案或通知的六個省份,條款都與國家發改委《指導意見》一致,包括:1)取消燃煤發電上網標桿電價,建立燃煤發電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,基準價按現行燃煤發電標桿上網電價確定,浮動幅度為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。2)現執行標桿上網電價的燃煤發電電量,具備市場交易條件的,具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成,并以年度合同等中長期合同為主確定。3)燃煤發電電量中已按市場化交易規則形成上網電價的,繼續按現行市場化規則執行。4)燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量,以及暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量,現執行標桿上網電價的,改按基準價執行;現未執行標桿上網電價的,暫按現行上網電價執行,今后根據國家政策適時調整。其中《江西實施方案》表示,“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,將根據國家發展改革委對基準價和浮動幅度調控情況適時進行調整。

江西電力省內供給不足,電力交易度電讓利低

截止2018 年底,江西省電力統調裝機容量3554 萬千瓦,其中火電統調裝機容量2165 萬千瓦,占比60.92%,為市場供應主力軍。2018 年江西省全年全社會用電量1428.77 億千瓦時,同比增長10.42%,增速位列全國第9 位;全口徑發電量1301.45億千瓦時,同比增長9.77%。電力供需兩側均增幅明顯,且供需存在明顯缺口。全年累計購入電力128.57 億千瓦時,同比增長15.83%,來彌補供應市場缺口。據江西發改委公布數據,2018 年全省統調火電機組利用小時數5197 小時,居全國第一,高于電力市場景氣指數標準。在火電超負荷運行的情況下,江西省電力供需形勢仍然偏緊。2018 年,全省共組織三批次年度雙邊電力直接交易和四次月度集中撮合交易,共完成263.67 億千瓦時交易電量,平均度電折價1.58 分。2019 年直接交易電量規模預計不低于350 億千瓦時,增長33%以上,占省內火電發電量35%以上。近日江西發改委發布的《江西省2020 年度電力市場化交易實施方案》顯示,2020 年市場化交易電量規模不低于500 億千瓦時,占省內火電發電量50%?;诮魇∧壳靶枰赓忞姷那闆r,省內市場化交易度電折價幅度非常低。2019 年8 月,雅中-江西±800 千伏特高壓直流輸電工程正式取得核準批復文件,標志著江西電網即將跨入特高壓電網的新階段。工程計劃2021 年6 月投產,設計年外送電量超過400 億千瓦時,屆時將有效緩解江西電網面臨的缺電壓力,提高江西能源結構清潔度水平。

河北十三五目標擠壓火電,市場化比例低于全國均值

2018 年底,河北省統調裝機7596 萬千瓦,其中統調火電裝機4617 億千瓦時,占比60.82%。根據之前印發的《河北省“十三五”電力發展規劃》,到2020 年,河北省燃煤火電裝機容量控制在5200 萬千瓦以內,占總裝機比重降至55%以下的目標。目前火電裝機容量還未達到規定目標范圍,裝機比重仍需進一步減少。2018 年,河北省全年發電量3049 億千瓦時,同比上升3.2%;全社會用電量3666 億千瓦時,同比增長6.5%。省內供需缺口明顯,外來電不可或缺。據中國電力新聞網訊,2018年,河北大力推進“外電入冀”,加大外購電力度,外購電量同比增長29%。2018 年,河北電力交易中心市場交易電量為500.15 億千瓦時,其中電力直接交易電量335.42 億千瓦時,度電折價2.399 分錢;冀北電力交易中心交易電量為254.19億千瓦時,其中電力直接交易電量195.88 億千瓦時,度電折價2.157 分錢。2018 年兩個電力交易中心合計交易電量占河北省發電量的比例為24.73%,市場化比例低于全國平均水平。

安徽火電占主導,度電折讓幅度較高

2018 年,安徽省全社會用電量2135.1 億千瓦時,同比增長11.1%;全年發電量2726 億千瓦時,同比增長10.4%,其中火力發電2518.8 億千瓦時,增長9%,占比總發電量92.4%,可見火電在安徽省起主導作用,全省富余電量通過皖電東送工程輸送外省,較好的解決了出路問題。2018 年,全省皖電東送機組發電量710.6 億千瓦時,增長14.4%,增幅比上年提高2.1個百分點。2018 年,安徽電力交易中心市場交易電量為700.64 億千瓦時,其中電力直接交易電量571.03 億千瓦時,度電折價3.056 分錢,2018 年交易電量占當年發電量的比例為25.7%。安徽省2019 年全年電力大用戶直接交易771.2 億千瓦時,降低全省用戶用能成本54.4 億元,平均度電折價7.05 分錢。日前安徽省2020 年度電力直接交易順利完成,成交電量達到985 億千瓦時,同比增長29%,預計可降低企業用能成本71 億元,平均度電折價7.21 分錢,讓利價差略有擴大。2019年7 月,±1100 千伏“新疆準東—安徽皖南”特高壓直流工程啟動送電,計劃送電量可達600 億千瓦時,安徽將正式作別電力純送出時代,預計伴隨著疆電入皖,省內的市場化交易激烈 程度將進一步加劇。

貴州水火共濟,優先保障再生能源火電承壓

2018 年,貴州省全社會用電量1482.12 億千瓦時,同比增長7.02%;全年發電量1945.35 億千瓦時,同比增長4.22%,其中火力發電1217.6 億千瓦時,占總發電量比例為62.56%;水力發電647.17 億千瓦時,占總發電量比例為33.27%。貴州作為外送電輸出大省,2018 年外送電量為634.99 億千瓦時,占當年發電量的32.64%。2018 年,貴州省市場化交易電量完成470.04 億千瓦時,發電企業通過交易電價降低12.68 億元,度電折讓電價為2.98 分,市場化電量占本省用電量的比例為31.7%。近期貴州能源局印發了《貴州省可再生能源電力消納實施方案》,國家初步下達貴州省2020 年目標是:可再生能源電力總量最低消納責任權重為31.5%。將納入規劃的風能、太陽能、生物質能等非水可再生能源列為一類優先保障性收購范圍,將納入規劃的水電列為二類優先保障性收購范圍,確保風電、光伏、生物質發電、水電等可再生能源發電全額收購。貴州作為電力外送大省,省內上網電量還要優先保障再生能源電力,火電預計將持續承壓。

山東能源結構偏重,近年著力實現清潔化

2018 年,山東全社會用電量6083.88 億千瓦時,同比增長9.0%,增速比上年提高8.3 個百分點;全年發電量5762 億千瓦時,同比增長0.1%。其中火電發電量為5367.7 億千瓦時,發電量占比95.7%,同比減少1.11%;清潔能源發電量為393.9億千瓦時,增長60.3%。外省凈輸入電量為698.9 億千瓦時,增長22.6%。山東近年聚焦聚力能源結構優化調整,推動能耗“雙控”和煤炭消費壓減工作,瞄準可再生能源、核電、天然氣、“外電入魯”四大領域,優化能源消費結構,從而實現能源結構清潔化、低碳化,該省火電未來將持續承壓,要讓位于新能源和外來電。2018 年,山東電力交易中心市場交易電量為1769.35 億千瓦時,其中電力直接交易電量1263.353 億千瓦時,度電折價1.406 分錢,2018 年交易電量占當年發電量的比例為30.71%。2018 年山東電網企業平均銷售電價為644.88 元/千千瓦時,高于全國平均45.57 元/千千瓦時,燃煤發電企業平均上網電價411.00 元/千千瓦時,高于全國平均40.48 元/千千瓦時。作為工業和用電量大省山東,電價高于全國平均水平不利于工業減負,未來不斷進入山東的外來電綜合電價勢必低于山東本土火電價格。山東此前市場化交易,度電折價不高,未來在外來電及政府降低工商業負擔壓力下,折價幅度理論上應該擴大。

本地清潔電力疊加外來電,河南火電壓力不減2018 年,河南全社會用電量3418 億千瓦時,同比增長7.9%;全年發電量為2973.97 億千瓦時,同比增長10.04%。其中火電發電量為2657.62 億千瓦時,占比89.36%,同比增長6.17%;新能源發電量為172.31 億千瓦時,增長72.91%。2018 年,河南電力交易中心市場交易電量為1175.55 億千瓦時,其中電力直接交易電量995.40 億千瓦時,度電折價6.634 分錢,2018年交易電量占當年發電量的比例為39.53%。2019 年上半年,河南省組織開展電力直接交易7 次,累計成交電量896.9 億千瓦時,成交均價360.0 元/兆瓦時,較河南省燃煤標桿上網電價0.3879 元/千瓦時折讓幅度為27.9 元/千瓦時,較2018 年度電折價水平已縮水許多。河南近年霧霾問題嚴重,環保約束成為硬約束,倒逼著河南能源轉型。青?!幽稀?00 千伏特高壓直流工程于2018 年開工,該工程設計年輸送電量400 億千瓦時,預計2020 年7 月建成投產,將大幅度提高河南能源結構清潔度。伴隨著再生能源和外來電,河南本土火電也將持續受壓。

投資建議:

從目前已發布六省份的實施意見稿來看,兩個關鍵因素大家仍未尋得答案。具備市場交易條件的現執行標桿上網電價的燃煤發電電量,具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成,并以年度合同等中長期合同為主確定,這里面一個是電價較基準下浮比例,一個是具備交易條件的現執行標桿上網電價的燃煤發電電量到底有多少,這兩個關鍵問題仍不得而知。而從過往六省份電力市場化交易情況來看,各省所面臨的裝機結構、大氣污染防治壓力、電力需求量、現階段電網平均銷售電價、外來電競爭等情況均不相同。但可以肯定的是,能源結構偏重省份希望通過引入外來電提高能源清潔度的同時,降低本地工商業電價,增強工商業競爭力;而能源輸出省份如貴州,在利用有競爭力電價進行能源輸出的同時,也在大力利用低電價優勢,吸引高載能行業投資。中國經濟進入新常態之后,各省均在積極嘗試經濟結構轉型,但工業經濟發展仍是壓艙石,也是各省招商引資中競相爭搶的對象。一方面傳統工業省份努力通過降低用能等各項運營成本,提高現有工業經營舒適度,另一方面西北及西南省份,通過低電價、低人工成本等優勢吸引大工業轉移投資。此次推動燃煤機組上網電價改革,中央也意在給予各省份決策自由,為工商業發展增添競爭力。


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