取消煤電聯動能化解煤電矛盾嗎?業界專家持何種觀點?
發布者:admin | 來源:南度度 | 0評論 | 491查看 | 2019-10-12 19:11:20    

9月26日,國務院常務會議決定,從明年1月1日起,取消煤電價格聯動機制,將現行標桿上網電價機制,改為“基準價+上下浮動”的市場化機制?;技郯錘韉叵中腥濟悍⒌綾旮松賢緙廴范?,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定,但明年暫不上浮,特別要確保一般工商業平均電價只降不升。同時,居民、農業等民生范疇用電繼續執行現行目錄電價,確保穩定。


為何實施煤電聯動?


煤電價格聯動機制自實施以來,至今已經歷15個春秋。2004年,為解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾,國家發改委印發《關于建立煤電價格聯動機制的意見》,要求加強電煤價格監測工作,穩妥實施煤電價格聯動,適當調控電煤價格,即根據煤炭價格波動相應調整電價,于2005年首次執行聯動。


該機制出臺的背景在于,我國煤電機組在總發電裝機中占比超過五成,在總發電量中占比超過六成,而燃料成本在煤電機組的營業成本中占比七成左右,煤價的變化對機組邊際利潤空間存在巨大影響。


中國能源網首席信息官韓曉平表示,我國在15年前推出煤電聯動機制,主要是由于當時煤炭價格由市場決定,而電力價格受到管控,在煤炭成本大幅上漲之后,電力公司的發電成本也隨之上漲,但售電價格受到限制而不能變動,導致利潤空間變小,電力公司經營困難。在這一背景下,我國推出煤電聯動機制,避免了電力企業成本過高、售價過低的情況。


煤電價格聯動機制著眼于理順煤電價格關系,促進煤炭與電力行業全面、協調、可持續發展。上述意見也提出了上網電價與煤炭價格聯動、銷售電價與上網電價聯動、確定電價聯動周期等舉措。


為更大程度更廣范圍發揮市場在資源配置中的基礎性作用,形成科學合理的電煤運行和調節機制,2012年底,國務院辦公廳印發《關于深化電煤市場化改革的指導意見》,明確2013年起當電煤價格波動幅度超過5%時,以年度為周期,相應調整上網電價,同時將電力企業消納煤價波動比例由30%調整為10%。


為何取消煤電聯動?


雖然有煤電價格聯動機制,但嚴格意義上的煤電聯動實施次數并不多。


統計顯示,在煤電聯動調節機制建立后,截至2015年,煤電聯動共經歷20次調整窗口期,其中,全國煤電機組標桿上網電價共進行了11次調整,其中,明確因煤電聯動而調整共執行了8次;而在這8次中,包含6次上調及2次下調。


針對截至2015年的煤電聯動調節機制運營情況,平安證券認為,煤電聯動執行與否與國民經濟運行狀況并無強關聯性,主要取決因素除了煤價變化以外,只有部分視實際情況靈活調整的非政策因素。


2015年12月,國家發改委發布了《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》,對已經執行了12年的煤電價格聯動機制進行了調整,其中明確了燃煤機組標桿上網電價和銷售電價的測算公式嚴格按照煤電價格聯動機制測算確定。


從新機制的運行情況來看,2017年是新機制的首次窗口期,但實際上并未觸發新機制的執行條件。當時的一個特殊情況是,煤炭價格自2016年中開始迅速上漲,半年內接近翻倍,火電企業基本上處于全面虧損狀態,該狀況后來由于政府部門出面調控而有所緩解。


2018年是新機制的第二個窗口期,平安證券的數據顯示,2018年1月1日起燃煤機組平均上網電價與2017年7月1日調整后的標桿電價相比,理論上應上調約3.67分/千瓦時。不過,由于2018年工商業電價下調10%的影響,煤電價格聯動在此擱淺。


由于2018年全年電煤價格相比2017年進一步上漲,2019年1月1日起燃煤機組平均上網電價與2017年7月1日調整后的標桿電價相比應上調約4.40分/千瓦時。但是不容忽視的一個因素是,2019年的政府工作報告再次提出“一般工商業平均電價再降低10%”。


平安證券認為,連續兩年降低下游銷售環節中的一般工商業電價,上游發電側的上網電價執行煤電聯動上調僅是奢望,煤電價格聯動機制或已名存實亡。


近年來,我國加快推進電力體制改革,將過去執行“政府定價”的計劃交易轉為雙方“協商定價”的市場化交易。當前,燃煤發電市場化交易電量已占約50%,電價明顯低于標桿上網電價。因此煤電聯動機制已經失去其原本意義。


取消煤電聯動能化解煤電矛盾嗎?


煤電之間具有很強的關聯特性,但一系列問題的癥結還是煤電矛盾的老問題,也就是煤炭市場和電力市場沒有聯動,“市場煤”與“計劃電”深層問題待解。


華北電力大學教授王鵬表示,煤電經常出現的價格矛盾,是計劃經濟向市場經濟過渡過程中的必然產物;中國的電力市場走向相對成熟,至少還需要十年以上;中國大多數省份的電力系統中,煤電仍將發揮十分重要的電力電量平衡與保障作用。因此,煤電價格的矛盾仍將“冷酷地”存在,只是經濟運行中政府部門轉變了角色。我們需要建立健全中國現代電力市場體系,考慮政治、經濟、社會的多(強)約束,統籌市場競爭機制和兜底服務機制、綠色發展機制、區域協調機制。


一位分析人士稱,在困擾煤電雙方多年的價格沖突問題上,一方面,政府應放開監管,令雙方都實行市場化;另一方面,雙方相互滲股,聯合經營,共避風險,改變煤、電相爭的局面,才能保證穩定的煤炭供應和電力供應。


建立市場化電價形成機制對各方有什么影響?


(1)對用電企業而言,生產成本將進一步下降。卓創資訊分析師張敏分析認為,實行電力市場化,最大的受益者還是用電企業,政策導向也傾向于用電企業。通過實行電力市場化后,能進一步促進和提高電力市場化交易的水平,從而降低企業和居民生產、生活的用電成本,最終達到降低生產資料的成本,提高商品的競爭力水平。


(2)對發電企業而言,后期盈利空間會有收縮。政策中明確指出,基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,明年暫不上浮,特別要確保一般工商業平均電價只降不升。浮動電價的上漲幅度小于下跌幅度,而且2020年電價只能降不能漲,政策導向不利于燃煤電廠,燃煤發電企業要下調上網電價,電價下調后燃煤電廠的盈利能力會進一步降低。燃煤電廠盈利水平下降后,就只能打壓煤價。


(3)對煤炭企業而言,后期煤價會繼續承壓。2020年電價只能降不能漲而且電價的上浮比例小于下浮比例,電廠利益要更多的向用電企業傾斜,因此電廠會維護自身利益只能向煤企施壓和索要利潤,因此打壓煤炭價格是必然。在當前煤炭市場供需格局不斷偏寬松的狀態下,發電企業會進一步打壓煤價,煤炭市場價格將承壓下行,其中影響最大的是2020年的年度長協基準價格。


平安證券分析稱,煤電聯動機制取消的背后,是對煤電標桿電價制度的挑戰、甚至是顛覆;隨著標桿電價制度終將謝幕離場,屬于競價上網的時代即將到來。競價上網對于整個電力行業而言,將產生巨大的影響,行業格局可能會發生翻天覆地的變化,體系或被重塑。在不同種類電源同場博弈的情況下,成本端更具優勢的水電、核電相比煤電將更有競爭力。


業界怎么看?


廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示,目前全國電力供給處于相對充裕狀態,電價在基準價下浮的概率比較大。政策實施后,企業用電成本有望下降,利好實體經濟。但對于火電企業及上游的煤炭企業來說,則要看政策落地后的電價走勢。


華泰證券研報認為,短期電價或將承壓,但長期來看大部分國家電力市場放開后電價均上漲;2020年后我國火電機組供需結構向好,電價放開能更有效反映供需。


國信證券研報認為,新電價機制整體上多方受益。因煤電電價存在因煤價有上調可能,這對于未來新增新能源裝機,火電電價上提意味著補貼額缺口減少,財政補貼壓力減小,產業鏈現金流壓力減小。浮動式電價政策或利好新能源發電補貼。轉為浮動式電價政策,后續配合配套分布式市場化交易(隔墻售電)政策,國內市場化平價新能源裝機需求將再次觸發。新機制的競價模式或將為新能源消納打開空間。


對此,也有業內人士持不同觀點。


有人分析稱,新能源補貼基準是火電標桿電價,標桿電價不變,即使火電價格上浮也不意味著新能源補貼減少,同理火電價格下浮也不等同于新能源補貼增加。新能源消納目前一定程度上屬于強制任務,和火電價格無關。


有一位不愿具名的行業分析師表示,由于總火力發電量不變,對煤炭整體需求沒有影響。而規定了電價下浮不超過15%,本質上對電廠是種?;?,擔心價格戰過于慘烈,沖擊比之前預想的略小。另外,他還認為電廠盈利會分化加大,成本優勢強的企業通過降價加大發電小時數,發電量增長彌補有限的電價下調,盈利未必下降還可能上升。成本高的電廠可能小時數和電價雙降。長期看有利于火電企業產能集中。煤電價格聯動機制取消,利好西部煤炭企業和長協銷售量占比高的企業。


華北電力大學教授袁家海認為,此次政策調整,將加快煤電落后產能的出清速度。這意味著,一大批競爭力不足的煤電企業將會被整合或出局。


光伏行業專家王淑娟則分析稱,此次電價改革的目標是未市場化的煤電,并未涉及新能源;基礎電價仍然是現行脫硫煤電價,從這一點來看,對新能源沒有影響。

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