利好风光项目！煤电基准价或调高至0.4335元/度！
2022-11-10 09:45 [太阳能] 来源于：智汇光伏 作者：智汇光伏
导读：中电联将推动煤电基准价上调，涨幅可能高达17%！除此之外，绿电还将通过绿证实现环境价值。无疑，这些措施将提高风电、光伏项目的收益率预期！ 11月8日，在中电联 2022 年年会上，中国电力企业联合会专职副理事长安洪光发布《适应新型电力系统的电价机制研究
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中电联将推动“煤电基准价”上调，涨幅可能高达17%！除此之外，绿电还将通过“绿证”实现环境价值。无疑，这些措施将提高风电、光伏项目的收益率预期！
11月8日，在“中电联 2022 年年会”上，中国电力企业联合会专职副理事长安洪光发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》（以下简称《报告》）。报告提出：
1）电价的合理构成应包括六个部分
即：电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
2）全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平
建立完善煤电基准价联动机制，将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，标煤价格浮动100元/吨对应煤电基准价浮动0.03元/千瓦时的标准进行联动。
按当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。
当前，我国各省的煤电基准价如下图所示，平均值为0.3692元/kWh（安徽省为0.3693元/kWh，最接近平均值，可作为标准参考）。
如果煤电基准价从当前的0.3692元/kWh，有序调整到0.4335元/kWh，相当于上涨6.43分/kWh，涨幅高达17.4%！
除青海、云南、四川等个别省份，在大多数省份，风电、光伏等新能源发电项目的上网电价结算基准为煤电基准价。保障小时数以内，电网公司以煤电基准价进行收购。因此，一旦煤电基准价上调，无疑现有的风电、光伏项目收益将大幅提高！
3）建立新能源“绿证交易+强制配额”制度
通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。
可见，未来风电、光伏等绿色电力的环境价值，将通过“绿证”来实现。
强制配额，保证了绿电的消纳；
绿证交易，将给新能源电力带来额外收益，提高项目收益率。
报告认为，新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。
为此，该《报告》具体建议如下：
一是建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型。
煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。
完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。
完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。
二是建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置。
完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。
针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。
三是建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设。
合理疏导辅助服务费用。合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，对于无法确定受益主体的费用，建议辅助服务费用由发电侧和用电侧按照1：1的比例进行一次分摊；合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题；充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。
四是更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处。
加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，避免不合理的行政干预。加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。
（编辑：韩语） |
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