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  • 煤电联动取消 电价市场化再进一步
    2019-11-01 15:26:35  阅读量:1759  
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    摘要: 取消煤电联动机制意味着,电力体制改革力度正进一步加大,以市场化为核心的电价定价机制逐步形成,现行的标杆电价制度开始缓步退离舞台,竞价上网时代即将开启。根据《意见》,电价联动周期原则上以不少于6个月为一

    资料来源:《证券市场周刊》

    本刊记者王东岳/温

    9月26日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,决定完善燃煤发电上网电价形成机制,推进市场化电力交易,降低企业用电成本,包括取消煤电价格联动机制,将上网电价改为“基准价上下浮动”的市场化机制。

    为了解决“市场煤”与“计划电”的矛盾,煤电联动政策应运而生。煤电联动机制自2005年首次实施以来,已经运行了15年。煤电联动机制的建立,为缓解煤电价格矛盾,实现向竞争性招标的平稳过渡发挥了积极作用。

    进入2018年,面对目前燃煤发电市场份额接近50%,电价明显低于网上基准电价的市场形势,煤电联动机制正逐渐失去其原有意义。

    取消煤电联动机制意味着电力体制改革进一步加强,以市场化为核心的电价机制逐步形成。目前的基准电价体系正慢慢退出舞台,互联网竞价时代即将开始。

    可以预见,取消煤电联动机制将对下游企业的成本降低和效率提高产生深远影响。在不同类型的电源玩同一游戏的情况下,在成本方面具有更多优势的发电企业最终会出现。

    煤电联动的终结

    煤电联动政策,即根据煤炭价格波动调整电价,始于2004年。

    2004年12月15日,国家发展和改革委员会发布《关于建立煤电价格联动机制的意见》,要求加强煤电价格监测,稳步实施煤电价格联动,妥善调控煤电价格,加强煤电价格监督检查。

    《意见》提出网上电价与煤炭价格挂钩。在煤电综合开采价格(车板价格)的基础上,实行煤电价格联动。电力公司应该吸收煤炭价格上涨的30%。燃煤电厂上网电价调整时,水电公司上网电价应适当调整,其他发电公司上网电价不应随煤价变化而调整。同时,销售电价与网上电价挂钩。网上电价调整后,电网企业对用户的销售电价将根据电网企业输配电价格保持相对稳定的原则进行相应调整。

    根据《意见》,电价联动期原则上不少于6个月作为煤电价格联动期。本期平均煤炭价格达到或超过前期5%的,电价相应调整。如果变化范围小于5%,将在下一周期累计计算,直到累计变化范围达到或超过5%,并调整电价。

    2005年4月底,国家发展和改革委员会(NDRC)首次连续发布在六个区域电网实施煤电联动的通知文件。通过提高发电企业上网电价、新投产机组销售电价和上网基准电价,解决了2004年6月以来煤炭价格上涨和超额电价取消的影响。

    多年来,煤电价格联动机制作为解决“市场煤”与“计划电”矛盾的重要控制措施,在缓解煤电价格矛盾、实现向竞争性招标平稳过渡方面发挥了重要作用。

    据统计,煤电联动监管机制建立后,经过10年运行,截至2015年底,全国煤电机组上网电价基准调整了11次。其中,除2009年11月20日合理反映燃煤电厂投资、煤价和煤耗变化外,2013年9月25日支持可再生能源发展,鼓励燃煤发电企业开展脱硝除尘改造,2014年9月1日进一步缓解燃煤发电企业脱硝除尘与其他环保电价之间的矛盾外,由于煤电联动,共明确进行了8次调整。其中,6个上调,2个下调。

    2015年12月31日,国家发展和改革委员会发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[[2015]3169号),对已实施12年的煤电价格联动机制进行了调整,明确煤电价格联动机制采用年度周期,由国家发展和改革委员会统一部署启动,由各省(区、市)组织实施;与此同时,很明显,电力和煤炭的价格是根据中国的电力和煤炭价格指数确定的,煤炭和电力的价格是通过区间、等级和回归联系起来的。以及燃煤机组基准上网电价和销售电价的计算公式,都是严格按照煤电价格联动机制计算确定的。

    通知规定,如果以2014年中国各省(区)电价和煤炭价格指数的平均值作为煤炭基准价格(444元/吨), 如果每期电价和煤炭价格(每期电价和煤炭价格根据上年11月至当年10月的平均电价和煤炭价格确定)波动超过煤炭基准价格(444元/吨),超过煤炭基准价格(444元/吨)的部分将实行逐步回归联动。

    调整后,新的煤电联动机制实行逐步回归联动机制,决策权下放给地方政府。

    9月26日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议。会议决定,在当前燃煤发电市场化电价约占50%,电价明显低于基准上网电价时,抓住机遇,从2020年1月1日起取消燃煤发电价格联动机制,将现行基准上网电价机制改为“基准价格上下浮动”的市场化机制。

    基准价格根据各地现行燃煤发电网上基准电价确定。浮动范围原则上向上不超过10%,向下不超过15%。具体电价由发电企业、售电公司和电力用户通过协商或招标确定,但2020年暂不上调。特别是,有必要确保一般工商业的平均电价不会上涨。同时,居民、农业等民生领域继续实行现行目录价格,确保稳定。

    此前,为落实中央经济工作会议关于降低企业能耗成本的要求,2018年4月和8月,国家发展改革委先后发布了《关于降低工商总电价有关事项的通知》和《关于降低工商总目录电价有关事项的通知》,要求实现工商总电价平均降低10%的目标, 全面实施现行电网费清算政策,推进区域电网和跨省跨地区专项输电价格改革,进一步规范和降低电网链接费,暂降输配电价格。

    《2019年政府工作报告》建议“深化电力市场改革,清理电价附加费,降低制造业的电费,再将一般工商业的平均电价降低10%。”

    统计显示,2019年上半年,中国完成电力市场交易1.1万亿千瓦时,同比增长29.3%,占全社会用电量的32.4%。直接用电交易的平均减幅为每千瓦时3.4美分,企业用电负担减轻约300亿元。

    平安证券认为,连续两年降低下游销售环节的一般工商电价,并在上游发电侧实施煤电联动增长,只是一种奢侈。

    对地方政府来说,挤压中上游利润空间,降低下游工业企业用户生产成本,提高地方企业利润水平,稳定就业,扩大税收是最佳选择。在地方政府有足够的权力降低网上电价的情况下,目前最理想的结果是维持目前的电价而不降低电价,因此煤电联动无法实施也就不足为奇了。

    面对行业格局的巨大变化,开启互联网招标时代

    根据煤电行业利润模型,煤电企业的主要收入来源是发电和网上销售收入,其核心指标包括网上电价和网上电量。其中,上网电价参照国家发改委等相关政府部门制定和调整的燃煤机组上网基准电价确定。在线发电量是发电量和发电厂用电量之间的差额。发电量取决于装机容量和使用的小时数。

    同时,煤电运营成本主要包括燃料成本、折旧成本、人工成本、维护成本等成本,其中后四项基本上可以视为固定成本。燃料成本是主要的可变成本,其波动对毛利率有显著影响。燃料成本主要由入炉煤的价格和原煤的消耗量决定。

    因此,在确定单台机组装机容量的情况下,尽管火力发电厂的每台机组毛利取决于各种参数、供电煤耗、辅助用电率、固定成本等。大多与各电厂的设备性能和管理技术有关,个体差异和变化很小。

    与上述因素相比,上网电价、入炉煤价格和使用时间受政策、市场和供求的影响,是决定煤电企业盈利能力的关键因素。

    以2017年为例,根据平安证券的计算,全国燃煤发电机组平均上网电价为371.65元/兆瓦时。供电标准煤耗为309.43克/千瓦时,2016年11月至2017年10月电煤平均价格为514.94元/吨(500万)。经计算,电燃料成本为0.2231元/千瓦时,点火价差为0.1486元/千瓦时。根据煤电利润模型的灵敏度分析,在线电价每变化1%,点火价差就向同一个方向变化2.5%。电价每变化1%,点火价格差就会反过来变化1.5%。每改变1%的使用小时,点火价格差就会在同一方向上改变1%。

    取消煤电联动机制前,上网电价对煤电行业盈利能力的影响系数明显高于煤炭价格和利用小时数。现在,随着煤电联动机制的取消,煤电价格的最大调整因素正在消失。未来,煤电企业的利润差距将更多地取决于煤炭价格和使用时间。

    平安证券(Ping An Securities)认为,通过梳理历史和当前电价政策,煤电网上基准电价是当前电价体系的核心,它在许多方面影响着其他类型电源的基准电价、上限电价和无补贴电价。取消煤电联动机制的背后是对煤电基准电价体系的挑战。今后,其他电源的基准电价,包括煤电基准电价,将陆续被取代或终止。基准电价体系最终将关闭并退出。互联网竞价时代即将到来。这将对整个电力行业产生巨大影响,行业格局可能会发生翻天覆地的变化,系统可能会被重塑。