按照廣東《通知》中規定,當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時,煤機或氣機平均發電成本超過允許上浮部分,按照一定比例對年度/月度等電量進行補償,相關費用由全部工商業用戶分攤。
2022年是電力現貨市場建設的突破年,各個試點動作頻頻,進展不斷。電力現貨交易迎來了最新動態。
廣東省能源局、南方能監局昨日聯合發布《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》,首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”。按照廣東《通知》中規定,當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時,煤機或氣機平均發電成本超過允許上浮部分,按照一定比例對年度/月度等電量進行補償,相關費用由全部工商業用戶分攤。
截至10月底,山東電力現貨市場不間斷長周期結算試運行304天,累計組織電力中長期交易490次、交易電量3072億千瓦時,平均交易電價0.4737元/千瓦時,較燃煤發電基準電價上浮19.96%。電力供需銜接有序,周期結算成效顯著。
根據中研普華研究院《2022-2027年電力金融產業深度調研及未來發展現狀趨勢預測報告》顯示:
據中電聯10月發布的《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》,今年前三季度,全國煤電企業因電煤價格上漲增加成本2600億元左右,大型發電集團超半數以上煤電企業處于虧損狀態,部分現金流緊張。這種局面一定程度上影響了煤電企業的發電積極性,影響到了電力保供和能源安全。
另據中電聯11月14日發布的中國電煤采購價格指數(CECI)周報,進口指數到岸綜合標煤單價已連續兩周小幅上漲,當期CECI進口指數到岸綜合標煤單價1670元/噸,環比上漲3.5%。相比之下,按照11月初公布的2023年電煤中長協方案,明年5500大卡下水煤合同基準價還將由今年的700元/噸下調至675元/噸,意味著當前市場煤價已經是中長協煤炭基準價的兩倍多。
煤價高企背景下,廣東省作為進口煤占比相對較高的省份,省內火電廠盈利壓力仍較大,此次廣東推出一次能源價格傳導機制,是在履行發改委規定的20%的電價漲幅范圍的同時,采用二次分配的方式對火電廠的成本進行疏導,有望拉動廣東火電廠業績改善。而在本月初,中電聯也在《適應新型電力系統的電價機制研究報告》中直接建議,將煤電基準價由目前的0.38元/千瓦時上調至0.4335元。
根據各省電力交易中心公布的數據,2021年底和2022年初的中長期電力交易價格較基準電價的上浮比例接近20%,這預示著中長期電價已經開始隨煤炭價格而波動,有助于將煤炭上漲的燃料成本通過電價轉移到下游用戶側,而不是由火電企業一力承擔,減少發電企業虧損。
目前我國現貨市場價格都設置了上下限,一般是上限為1.5元/千瓦時,下限是0.0元/千瓦時。根據電力稀缺定理,在電力供不應求時現貨市場價格要根據機會成本確定,電價理論上可非常高(上限為損失負荷價值,即用戶愿意為不停電支付的最高價格),而我國電力價格上限制定過低。與此類似,我國現貨市場價格下限又顯然偏高。與需求側響應中用戶中斷負荷的補償標準相比,現貨市場交易價格也相對偏低,并沒有充分發現電力供應緊張時的稀缺電力價值,以引導市場主體調整發用電行為實現供求平衡。
《2022-2027年電力金融產業深度調研及未來發展現狀趨勢預測報告》由中研普華研究院撰寫,本報告對該行業的供需狀況、發展現狀、行業發展變化等進行了分析,重點分析了行業的發展現狀、如何面對行業的發展挑戰、行業的發展建議、行業競爭力,以及行業的投資分析和趨勢預測等等。報告還綜合了行業的整體發展動態,對行業在產品方面提供了參考建議和具體解決辦法。
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2022-2027年電力金融產業深度調研及未來發展現狀趨勢預測報告
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