近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式下發(fā)《關于有序放開發(fā)用電計劃的通知》(以下簡稱《通知》)。在《通知》中，“今年煤電機組計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，且自明年開始煤電機組計劃電量比例將逐年減少”的表述最受人關注。

計劃電量的逐年縮減對于煤電行業(yè)是喜是憂?煤電將如何應對未來的市場競爭?記者就此采訪業(yè)內專家，探討在市場競爭環(huán)境下的煤電發(fā)展前景。

2017年市場交易電量占用電量比重將達30%

數據顯示，2016年，我國全社會用電量達到5.9萬億千瓦時，其中市場化交易電量已經突破1萬億千瓦時，占全社會用電量比重達到19%。同時，我國火電發(fā)電量占總發(fā)電量的比重接近75%。

根據《通知》要求，今年在優(yōu)先支持已實行市場交易電量的基礎上，其他煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，屬于節(jié)能環(huán)保機組及自行簽訂發(fā)購電協議(合同)超出上年火電計劃利用小時數50%的企業(yè)，比例可適當上調，但不超過85%。2018年以后計劃發(fā)電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。

《通知》進一步明確，對于2015年電改文件頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發(fā)電計劃，不再執(zhí)行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格，但簽約交易電量亦不應超過當地年度燃煤機組發(fā)電小時數最高上限。這也就意味著，本輪電改以來核準的煤電項目一出生即卷入市場大潮中。

以今年煤電計劃電量縮減20%計算，我國市場化交易電量占比或將接近30%。在未來計劃電量比例逐年縮小的情況下，市場化交易的電量增長空間將進一步打開。

國家發(fā)展改革委經濟體制綜合改革司巡視員王強在年初的新聞發(fā)布會上表示，下一步電改，要加快發(fā)用電計劃放開，到2020年除了調節(jié)性的發(fā)電計劃以外，其他都要放開，因此今年的動作會大一些。

廈門大學中國能源政策研究院院長/index.php?m=content&c=index&a=show&catid=7&id=45358" target="_blank" class="keylink">林伯強在接受記者采訪時表示，煤電用電計劃的放開，影響還是蠻大的，因為當前煤電發(fā)電小時數偏低。這種供需結構中，就意味著拿出來的每一千瓦時的電，價格都會下降。計劃電量是走上網電價，原則是返本付息，但是通過市場交易的電量就是走邊際成本，電價只要高于煤炭成本就可以了。跟上網電價相比，市場交易電價會相對較低。

在今年火電發(fā)電小時數沒有明顯好轉的情況下，去年煤炭價格又上漲了很多，這樣對于煤電企業(yè)就會比較難。在此前各地電力體制改革綜合試點方案中，逐步提高直接交易電量比例是重點提及的指標。在廣西，2016年直接交易電量已經不低于全區(qū)用電量的20%，今年以后將根據市場發(fā)育程度，逐步放開工商業(yè)用電計劃。在內蒙古，蒙西地區(qū)2015年市場交易電量561億千瓦時，占工業(yè)用電量60%。在蒙東，2015年完成交易電量84億千瓦時，約占國網蒙東電力售電量的28%。山西和陜西都提出到2017年，直接交易電量比例達到全省全社會用電量的30%以上。

這表明，擴大市場化交易電量已經是各地電改措施中的重要一環(huán)，很多地區(qū)擴大電力市場化交易比例，已經走在前面。

市場交易電量以煤電為主避免煤電內部不公平競爭

在國家將發(fā)電計劃更多優(yōu)先用于大型水電、核電等清潔能源情況下，逐年增加的市場交易電量將更多地向煤電傾斜。

林伯強表示，現在的問題是，煤電上網電價與煤炭的聯動并不充分，周期過長。在去年煤炭價格上漲很多的情況下，煤電上網電價沒有調整。煤電聯動不敏感，導致火電行業(yè)因為煤價上漲過快，可能會出現虧損。在這種情況下，拿出更多市場交易電量就會導致煤電企業(yè)虧損更多。

“要解決這一問題，首先是煤電聯動要做好。在煤電上網電價有一定收益的情況下，拿出一部分電量來進行市場化交易是可行的，而且有利于電改進程的推進。”林伯強表示，“因為電量市場化交易就可能出現虧損，會使煤電投資動力減退，這對于市場化建設是有益的，也有利于合理引導電源投資。”

當前，參與市場化交易電源以煤電最為集中，而可再生能源等則更多地依賴上網電價保護和國家補貼。煤電參與直接交易已經有了很多的經驗積累，為未來交易規(guī)模的擴大奠定了基礎。

近日，陜西省公布了今年第一季度集中競價模式電力直接交易成交結果，其中，關中陜南地區(qū)成交用戶182家，發(fā)電企業(yè)13家，出清價格343.1元/兆瓦時;榆林地區(qū)成交用戶38家，發(fā)電企業(yè)5家，出清價格318.2元/兆瓦時。

記者從該省公布的名單中看到，參與電力直接交易的發(fā)電企業(yè)均為煤電企業(yè)，在關中陜南地區(qū)，單位電價為0.3431元/千瓦時，榆林地區(qū)電價為0.3182元/千瓦時。相對于該省煤電0.3796元/千瓦時的上網電價，分別便宜了0.03元和0.06元。

山東2016年發(fā)電量約為5300億千瓦時，而今年將安排不低于1000億千瓦時電量直接交易。在甘肅省2016年簽訂的237億千瓦時直購電交易電量中，平均電價降低幅度達到每千瓦時0.1072元。

江蘇省售電側改革試點方案日前獲得批復。此前記者到江蘇采訪時，國家能源局江蘇能源監(jiān)管辦市場監(jiān)管處處長季剛勇向記者表示：“在江蘇，電力直接交易電價是穩(wěn)步有序下降的。很多省份降幅達到0.1元以上，現在煤炭價格上升，很容易出現虧損。江蘇電價降了0.025~0.03元，還是比較穩(wěn)妥的。”

相對于可再生能源發(fā)電，煤電的成本優(yōu)勢比較明顯。在市場交易中有價格優(yōu)勢，煤電進入市場化交易并不會導致發(fā)電量減少。有專家也提醒，在煤電年發(fā)電利用小時偏低的情況下，開展僅煤電企業(yè)參與的電力直接交易，要避免進一步擠壓煤電利潤空間，造成不公平競爭。

林伯強表示，在煤電市場交易環(huán)境下，要建立透明的、敏感的煤電聯動機制，才能理順煤與電、計劃電量與市場電量的關系，保證煤電市場交易機制有序進行。