最近有消息称,燃煤厂成本与基准电价严重倒挂,燃煤电厂亏损面达到100%,多家上市电力公司联名呼吁提高电价。出现煤电上网电价与基准电价严重倒挂的现象,反映出我国电价调整的市场化机制还不健全。
我国现行燃煤发电标杆电价采取“基准价+上下浮动”的价格机制,近期煤价持续上涨,燃煤发电企业出现大面积亏损,电价调整面临较大压力。但是“基准电价”调整需要考虑原材料价格、机组造价、劳动力成本、利率因素等多方因素,而且上浮范围不能超过10%。通过上浮机制缓解煤电价格矛盾的效果依然有限,要想根本上解决煤电矛盾,需要加快推进各类电源的上网电价市场化改革。
至于如果基准价提高,是否会引起居民用电价格上涨,我认为大可不必担心。在完善分时电价改革的大背景下,可能会对尖峰电价适度调整,但是依然会遵循一个大原则,就是保持电网企业销售电价总水平基本稳定。只要形成合理用电习惯,居民用电支出不会有较大影响。
我国电价定价体制是怎样的?在全球范围来看处于怎样的水平?
我国在上世纪90年代就开始推进电力市场化改革,目标是建立现代电力市场体系,实现政府定价向市场定价的转变。就目前来说,我国市场化的电价竞价机制尚未完全建立,与发达国家尚有不小差距。欧美发达国家的竞争性电力市场,不仅发电侧和需求侧均实现了竞价上网,而且还建立了零售市场与批发市场、现货市场与期货市场,甚至实现了电力市场的证券化。
就我国电价的整体水平来看,与有定期统计的经合组织成员国相比,处于中下水平;与USA相比,电价整体水平接近,但我国工业电价比USA高很多,而居民电价比USA低很多。发改委6月也曾发文,指出我国居民电价长期低于成本,也即是说,工业电价与居民电价存在交叉补贴现象。
存在这种交叉补贴是有历史原因的:一个是客观原因,是由发电成本的结构特征决定的。电力系统的稳定性要求极高,电网系统中的电能需要时刻保持供需平衡,这就要求发电机组随着负荷变化而实时调节,不同的运行方式对发电成本具有明显影响。由于工业用电的负荷比较稳定,居民用电的负荷变化较大,导致工业用电的发电成本要明显低于居民用电的发电成本。
另一个是主观原因,是由电价在民生中的地位所决定的。电能是现代社会的基本需求,电价高低关系到最广大人民群众的民生福祉,新中国成立以来就一直制定较低的居民电价,电价调整也一直比较谨慎。当然,这一交叉补贴的解决,不是靠简单的上调居民电价,而是要不断完善居民阶梯电价政策,在维持电价总体水平稳定的基础上,逐步缩小电力交叉补贴效应。
水电发电成本低,能否全面替代火电?
我国是技术领先的水电大国,合理有序开发水电资源,可以优化电源结构,减少化石燃料消耗和温室气体排放,水力发电无燃料成本,建设成本由于使用年限长而使得单位发电成本较低。即便如此,水电全面替代火电是不可能的。
首先,是水电与火电机组具有不同的投资灵活性。水电开发受自然条件限制,近期内,我国具备经济性的水电资源不多了,主要在“三江”上游地区,开发难度大,成本也较高。而火电建设却有明显的灵活性,一方面是建设选址灵活,既可以建在城市的负荷中心,也可以在煤炭生产企业附近建坑口电站,任何可以建水电、核电等电站的地方,都可以建设火电,反之则不然。另一方面是火电相对于水电、核电等的建设周期较短,通常只需2-3年,开建后很快便可投产运营。此外,火电技术发展成熟,具有标准设计,除了装机容量和机组型号不同,生产流程、厂房建设、设备类型基本一致,即复制成本较低,水电的设计建设则受到自然因素影响较大,坝体、电站的设计与建设成本的差异性较大。
其次是水电与火电在电力系统中具有不同的定位。火电机组启停速度快,突发负荷调整时运行稳定,既可以带基荷运行,又可以承担调峰任务,具有较强的经济性。而水电的最大优点在于较强的可调节性,是理想的调峰、调频和事故备用电源,主要承担调峰任务和辅助服务(尤其抽水蓄能电站只承担短时间的系统尖峰负荷)。只有在丰水期水量充沛的情况下带基荷运行,否则就会因库容限制而被迫弃水,造成资源浪费。因此,水电和火电在电源结构中的定位是不同的,性能不同的发电机组,应该根据自身优势承担系统中的相应作用,而不是简单地从成本角度来判断替代与否。
再次,多元化的电源结构更有利于电力系统的稳定。发电侧各种类型的机组都提供了不同种类的产品与服务,核电多提供基荷电量,火电和抽水蓄能多提供峰荷电量,水电站提供的产品不仅是电能量,还有容量备用、调频调压、无功吸收、黑启动等辅助服务和社会安全等公共服务,特别是还承担了防洪防汛的社会任务,在汛期要蓄水防洪。所以从国家电力安全的角度来说,为了电力系统的稳定和有效运行,发电侧需要形成合理的电源组合,甚至为了安全要付出必要的成本。
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