碳中和背景下的電力行業(yè)系列7---當(dāng)前電價(jià)體系的一些問題和舉措
昨天和大家分享了碳中和背景下的電力行業(yè)系列的第六部分：市場化條件下的電價(jià)體系
今天和大家分享第七部分：當(dāng)前電價(jià)體系的一些問題和舉措
1、問題
1）我國發(fā)電側(cè)、用電側(cè)市場空間不匹配
2）政府定價(jià)與市場競價(jià)雙軌制長期存在
3）現(xiàn)貨市場較中長期市場價(jià)格偏低
2、舉措
1）發(fā)改委要求各試點(diǎn)地區(qū)測算確定容量補(bǔ)償機(jī)制
1、問題
1）我國發(fā)電側(cè)、用電側(cè)市場空間不匹配
電力市場空間與與發(fā)用電計(jì)劃放開情況密切相關(guān)，各省經(jīng)營性發(fā)用電計(jì)劃均存在較大差異，優(yōu)發(fā)電量普遍大于優(yōu)購電量。
根據(jù)相關(guān)政策，居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)及公益性用電為優(yōu)先購電用戶，不參與市場化交易，由電網(wǎng)企業(yè)按照政府定價(jià)保障供電。優(yōu)先發(fā)電主要保障清潔能源消納、機(jī)組供熱和安全運(yùn)行所需的調(diào)節(jié)性發(fā)電、跨省跨區(qū)資源配置等需求，定價(jià)方式包括政府定價(jià)（保量保價(jià)）和市場化定價(jià)（保量競價(jià)）。
從全國看，目前優(yōu)先購電占用電比例接近34%，用戶側(cè)市場空間約為 54%（不含網(wǎng)損、 廠用電，合計(jì) 12%）；優(yōu)先發(fā)電在發(fā)電側(cè)占比約為 66%，其中保量保價(jià) 61%，發(fā)電側(cè)放開空間 37%，與用電側(cè)相差 17%。
2）?政府定價(jià)與市場競價(jià)雙軌制長期存在?
在發(fā)售電環(huán)節(jié)，價(jià)格以省級(jí)電網(wǎng)為單位核定，居民農(nóng)業(yè)等優(yōu)先購電、部分優(yōu)先發(fā)電實(shí)行政府定價(jià)；經(jīng)營性用戶、其他發(fā)電電價(jià)由市場交易形成。此外，我國長期對居民、農(nóng)業(yè)用電實(shí)施政策性交叉補(bǔ)貼。
電力交易形成的用戶電價(jià)由市場交易價(jià)格、輸配電價(jià)、政府性基金三部分構(gòu)成。其中市場交易價(jià)格包括買賣雙方按市場規(guī)則交易形成的電量電價(jià)；包括電力系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)壓、旋轉(zhuǎn)備用、黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)費(fèi)用；容量補(bǔ)償費(fèi)用、必開機(jī)組等市場運(yùn)營中的公共成本。
計(jì)劃與市場長期并存的格局決定了電力市場需要統(tǒng)籌處理優(yōu)先發(fā)用電計(jì)劃與市場交易的關(guān)系，合理解決優(yōu)發(fā)優(yōu)購在電量和電力曲線方面的匹配問題，還需要建立價(jià)格和不平衡費(fèi)用的疏導(dǎo)機(jī)制。?
3）現(xiàn)貨市場較中長期市場價(jià)格偏低?
2019 年以來，各現(xiàn)貨試點(diǎn)省相繼啟動(dòng)了結(jié)算試運(yùn)行，普遍存在現(xiàn)貨市場電價(jià)偏低的情況。
山西 2020 年 8 月份現(xiàn)貨市場電能量電價(jià) 149.6 元/兆瓦時(shí)，為中長期合同平均電價(jià) 296 元 /兆瓦時(shí)的 51%。
山東 5 月 16-19 日現(xiàn)貨市場電能量電價(jià) 204.3 元/兆瓦時(shí)，為中長期合同 平均電價(jià) 382.2 元/兆瓦時(shí)的 53%。
廣東 8 月份現(xiàn)貨市場電能量電價(jià) 192.1 元/兆瓦時(shí)，為中長期合同平均電價(jià) 407 元/兆瓦時(shí)的 47%。
浙江 7 月份現(xiàn)貨市場電能量電價(jià) 210.2 元/兆 瓦時(shí)，為中長期合同平均電價(jià) 407.2 元/兆瓦時(shí)的 52%。
現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行出清電價(jià)普遍低于中長期合同電價(jià)，主要存在以下原因：?
A、標(biāo)桿電價(jià)與現(xiàn)貨市場價(jià)格成分差異。
現(xiàn)行中長期交易價(jià)格是在標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上的讓利， 一定程度體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)容量成本、輔助服務(wù)成本等。而現(xiàn)貨市場價(jià)格是基于機(jī)組邊際成本形成的，不包含容量成本、輔助服務(wù)成本等，這種成分的差異，是出現(xiàn)“價(jià)格倒掛” 現(xiàn)象的客觀理由。市場供求關(guān)系的體現(xiàn)。
山東、廣東、浙江等受端省份受外來電、新能源等邊界條件的有形約束下，用省內(nèi)系統(tǒng)負(fù)荷扣除外來電、新能源等不參與市場競價(jià)機(jī)組出力曲線后，所形成的競價(jià)空間直接影響市場價(jià)格。
在競價(jià)空間小的條件下，發(fā)電企業(yè)首段報(bào)價(jià)為最低限價(jià)以保障機(jī)組開機(jī)，二段以后報(bào)價(jià)不能有效出清，形成低價(jià)。
因此，廣東、浙江雖是 7、 8 月傳統(tǒng)大負(fù)荷期間進(jìn)行結(jié)算試運(yùn)行，但受水電大發(fā)的影響，造成省內(nèi)市場供大于需，壓低市場價(jià)格（浙江 5 月結(jié)算試運(yùn)行外來電少，現(xiàn)貨市場平均價(jià)格達(dá) 370 元/兆瓦時(shí)左右）。?
B、規(guī)則設(shè)計(jì)不完善。
山西省則因現(xiàn)貨市場保留調(diào)峰市場，市場規(guī)則中限制首段為 50%額定 出力，50%以下不報(bào)價(jià)，在系統(tǒng)需求不高的時(shí)候往往失去定價(jià)機(jī)組，使系統(tǒng)出現(xiàn)低價(jià)。山 西目前正開展結(jié)算試運(yùn)行，因修改規(guī)則，取消調(diào)峰市場，市場均價(jià)有明顯提升。?
C、用戶側(cè)暫未參與市場結(jié)算。
浙江 7 月結(jié)算試運(yùn)行用戶側(cè)暫未參與，為發(fā)電側(cè)單邊“零和” 游戲，無法有效傳導(dǎo)價(jià)格信號(hào)，進(jìn)一步壓低電價(jià)。此外，現(xiàn)貨市場出清電價(jià)沒有反映現(xiàn)貨市場運(yùn)行成本、輔助服務(wù)成本等。
2、舉措
1）發(fā)改委要求各試點(diǎn)地區(qū)測算確定容量補(bǔ)償機(jī)制
針對試點(diǎn)地區(qū)出現(xiàn)的問題，為加快放開優(yōu)先發(fā)用電計(jì)劃，有效引導(dǎo)電源投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕性，國家發(fā)改委向各試點(diǎn)地區(qū)發(fā)布《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)地區(qū)容量成本補(bǔ)償測算及仿真工作的通知》，對發(fā)電機(jī)組的有效容量、單位容量補(bǔ)償電價(jià)和容量補(bǔ)償費(fèi)用結(jié)算機(jī)制進(jìn)行測算，并進(jìn)行模擬仿真計(jì)算。
有效容量應(yīng)按照機(jī)組類型核定，客觀反映機(jī)組對電力系統(tǒng)最大容量需要的實(shí)際貢獻(xiàn)，根據(jù)機(jī)組出力特性、廠用電率、燃料存儲(chǔ)、枯水年來水、調(diào)節(jié)能力、檢修停機(jī)、事故停機(jī)等因素進(jìn)行折算。
單位容量補(bǔ)償電價(jià)根據(jù)電力現(xiàn)貨市場滿足未來三年可預(yù)見市場峰值負(fù) 荷的邊際機(jī)組之固定投資成本核定，或按照實(shí)際需要按年度制定。
結(jié)算機(jī)制分為發(fā)電側(cè)結(jié)算或用戶側(cè)結(jié)算。
通知要求各地按照測算方案要求，利用 2019 年全年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，外來電、新能源按照地板價(jià)參與現(xiàn)貨市場，其余各類電源按照核定成本價(jià)進(jìn)行仿真模擬出清來開展容量成本補(bǔ)償測算，計(jì)算各類型電源現(xiàn)貨市場收益情況，并根據(jù)各省發(fā)電成本、用電需求、系統(tǒng)可靠性要求等因素，確定容量補(bǔ)償機(jī)制，將容量成本納入市場運(yùn)營公共服務(wù)成本，分?jǐn)傊劣脩魝?cè)。
碳中和背景下的電力行業(yè)系列的第七部分的內(nèi)容就分享到這里，明天和大家分享第八部分的內(nèi)容：容量補(bǔ)償電價(jià)。
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