火电价格浮动范围继续扩大 四川交易政策走向何方

2021年10月8日，国庆收假第一天，国务院常务会议（下简称：会议），就进一步做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行作出了统一部署。

《会议》指出：为支持煤电企业增加电力供应，进一步改革完善煤电价格市场化形成机制，有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，其中高耗能行业不受上浮20%的限制；除此之外，完善地方能耗双控机制，并推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

（来源：微信公众号“硕电汇” ID:power268com 作者：小硕团队）

针对《会议》新出炉的部署方案，小硕深入观察煤电如果陆续进入电力市场、价格浮动空间进一步扩大，带来电力市场化程度不断提升，将直接作用电力市场规模、煤电企业发电意愿、高耗能企业生产成本；而可再生能源消费暂不纳入能源消费总量则为新能源的发展与消纳打了一针强心剂。

市场规模不断扩大，火电发电意愿进一步提升

《会议》指出：“有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场”，是推动电力市场化改革进一步加深、电力交易市场化程度进一步提高的有力举措。就四川而言，目前煤电绝大部分参与优先电量计划，仅小部分进入到电力市场；参与市场化交易的火电包括常规直购和长协配售的火电以及火电增发两类，市场化交易自动配售的火电电量统一由电网公司代理与煤电企业进行交易，火电增发部分采用集中挂牌方式，通过四川电力交易中心挂牌，符合条件的省调直调燃煤火电企业摘牌。

如果四川逐步将“燃煤发电电量全部进入电力市场”，那么市场规模将大幅度扩大，市场活力进一步提升。对于电力市场主体而言，燃煤发电企业由价格接受者转变为价格博弈者，市场力将显著提升；

与此同时，由于今年以来动力煤价格一路狂飙，火电上网电价受限价范围的影响，出现“面比面包更贵”的情况，由此大大降低了火电厂的发电意愿。此次《会议》掷地有声将上浮限价范围由不超过“10%”提升至“20%”，明确的提高了煤电最高限价，如果煤电执行更高的上网电价将增加煤电企业的收入，使之减少亏损甚至扭亏为盈，将一定程度缓解当前火电企业正在面临的困境。

高耗能行业不断遏制，节能降耗成为趋势

继今年9月24日国家发改委等11个部门联合发布了明确将“虚拟货币‘挖矿’活动”执行“淘汰类”企业电价的相关通知后。10月8日的《会议》再次针对高耗能项目提出要求：坚决遏制“两高”项目盲目发展，完善地方能耗双控机制，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

按照国发改委的规定，属于高耗能范围的行业有：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业等。

对于四川而言，钢铁、电解铝虽属于高耗能行业，其用电却比较优惠，部分钢铁企业可参与战略长协交易、符合条件的电解铝企业参加铝电合作交易，均享受电价折扣。

在国家相关部门近期出重拳管控高耗能项目之后，其享受的电价优惠力度可能会逐步减小或随之取消。而“高耗能行业不受上浮20%的限制”的要求一旦执行，省内高耗能企业将遭遇用电成本拐点，今后将更多的通过技术和管理手段来降低单位能耗水平，提升用能效率降低用电成本。

多举措促进新能源发展，持续优化用能结构

保障能耗双控，推动经济绿色、健康、高质量发展是打赢“碳中和、碳达峰”战役的有力武器，《会议》提出：推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量，是持续优化能源结构,实现清洁低碳发展的的必然要求，是大力发展新能源的有力表现。

从政策面来看，“新能源不纳入能源消费总量”，在一段时间内能有效促进用电企业，尤其是高耗能企业对新能源的需求，主动使用更多的“风光”等可再生能源进行生产，缓解“能耗双控”带给企业的生产负荷管控压力，同时促进新能源电源的建设与发展。

从用电成本来看，就2021年四川电力市场政策而言，电力用户参与常规直购、战略长协交易的电量，按水火7:3的比例配置；电力用户可自愿将火电电量置换为风电（光伏）电量，风电（光伏）电量占比应不低于电力用户月度常规直购交易总电量的35%，且分月配置比例应保持一致。

按照2021年的交易政策文件要求，四川电力市场中新能源上网价格按照0.4012元/千瓦时执行，如果将煤电价格浮动范围调整为原则上均不超过20%，那么在动力煤价格疯涨的现行背景下，按照上浮上限20%的规则执行火电上网电价，那么常规直购、长协用户配置火电的成本将大幅高于配置新能源的成本。

小硕简单算笔账，来说明以上结论：

假设水电交易价格为260元/兆瓦时，火电上网价格按照基准价401.2元/兆瓦时上浮20%执行为481.44元/兆瓦时，新能源上网价格按2021年的政策执行火电基准价401.2元/兆瓦时。

用户配火电的度电成本为：0.7×260 +0.3×481.44= 326.43元/兆瓦时

用户配新能源的度电成本为：0.65×260+0.35×401.2= 309.42元/兆瓦时

由此可见，当电煤价格高居不下，火电价格达到政策上限时，配火电成本大幅高于配新能源成本，电力用户仅从降低成本的角度出发，都会毋庸置疑的选择配置新能源电量。就上述算例而言，当配置新能源比例提升到约47.05%，两种配置方式的用电成本才基本持平。

实际上，四川火电价格真正打开上浮空间是从2021年7月开始，在刚刚过去的7、8月，火电上网电价是在火电厂中标价的基础上上浮10%的加权均价。火电上网价格是否在基准价上浮动、浮动多少，哪些月份进行浮动，市场要依据具体政策执行，并不像以上算例那么简单。而从成本角度，未来配置新能源是否一定比配火电成本更低，还需要新能源参与市场相关交易政策的加持。相信四川电力市场后续会有更多具体政策和针对性的措施出台。

按照国家发改委今年下半年陆续发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》、《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》、《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》等文件的指导思想，可以预见，围绕“双碳战略”目标，在“能耗双控”的大背景下，四川电力市场化交易政策在原有基础之上，将会重点围绕“绿色低碳”和“节能降耗”持续发力，在此小硕大胆猜测，正直发展风口的“绿电”可能会紧锣密鼓更加活跃的加入到市场化交易中来。

大鹏已起飞，只待扶摇直上九万里！中国电力市场在经过了六年从无到有的快速发展之后，在新形势下，也正向着科学合理、绿色低碳、和谐有序的方向不断深入前进！