電價改革啟動三日以來,山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易,成交均價較基準電價“頂格上浮”(不超過上浮20%的價格最大值)。
面對電力短缺問題,10月15日,我國新一輪電價改革開啟,中國電力市場化改革又邁出重要一步。電價改革啟動三日以來,山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易,成交均價較基準電價“頂格上浮”(不超過上浮20%的價格最大值)。
10月8日召開的國務(wù)院常務(wù)會議(簡稱“國常會”)強調(diào),將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%,調(diào)整為原則上均不超過20%,并做好分類調(diào)節(jié),對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格,不受上浮20%的限制。
為落實國常會工作部署,10月12日,國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》明確四項重要改革內(nèi)容:一是有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價;二是擴大市場交易電價上下浮動范圍,擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”,高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制;三是推動工商業(yè)用戶都進入市場;四是保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。新規(guī)自10月15日起實施。
2021年,是我國實施“十四五”規(guī)劃開局之年、全面建設(shè)社會主義現(xiàn)代化國家新征程開啟之年。在新的國內(nèi)外環(huán)境形勢下,我國面臨的機遇與挑戰(zhàn)并存,綜合考慮國內(nèi)外經(jīng)濟形勢、電能替代、上年低基數(shù)等因素,以及疫情和外部環(huán)境存在的不確定性,預(yù)計2021年全社會用電量增速前高后低,全年增長6%~7%。
預(yù)計2021年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.8億千瓦左右,其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.4億千瓦左右。預(yù)計2021年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦,同比增長7.7%左右。非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右,占總裝機容量比重上升至47.3%,比2020年底提高2.5個百分點左右。風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機比重比2020年底提高3個百分點左右,對電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力的需求進一步增加。
預(yù)計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應(yīng)偏緊甚至緊張。分區(qū)域看,東北、西北電力供應(yīng)存在富余;華東電力供需平衡;華北電力供應(yīng)偏緊,其中,河北和山東電力供應(yīng)偏緊,通過跨省區(qū)電力支援,可基本保障電力供應(yīng),內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)電力供應(yīng)偏緊,在風(fēng)電出力銳減時,多個月份將可能需要采取有序用電措施;華中電力供需緊張,主要是湖南用電高峰時段電力供應(yīng)緊張,極端氣候情況下湖北、江西可能出現(xiàn)一定電力缺口;南方區(qū)域電力供需緊張,其中,廣東、云南、廣西均存在較大錯峰限電風(fēng)險。
現(xiàn)在,燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革正在各地有序開展,有利于緩解目前電力緊張的情況。
火電是我國電力供給的最大來源。今年以來,我國煤炭供需矛盾帶來煤炭價格高企,而動力煤和電價倒掛使發(fā)電企業(yè)虧損,火電產(chǎn)量受限。與此同時,氣候異常導(dǎo)致水電及風(fēng)電等供應(yīng)不足,加劇電力供應(yīng)緊張的問題。當前全國進入“金九銀十”訂單高峰期,二三產(chǎn)業(yè)用電需求旺盛,疊加居民用電量激增,供需兩側(cè)多重因素共振,導(dǎo)致全國多個省份相繼缺電、限電。
為了更好地解決電力供應(yīng)失衡問題,深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革提速。以增產(chǎn)增供和完善電價機制兩大抓手,緩解煤價高、電企虧“蹺蹺板”效應(yīng)。
國家發(fā)改委出臺政策深化電力市場化改革,有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。10月12日,國家發(fā)改委下發(fā)通知,提出燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場,通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價;10月15日,國家發(fā)改委再次下發(fā)通知,進一步細化了跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法。
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