国务院出手干预电价调整,上下浮动不超过20%

2021/10/09 10:29界面新闻

10月8日召开的国务院常务会议,进一步部署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。会议明确,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%,并做好分类调节,对高耗能行业可由市场交易形成价格,不受上浮20%的限制。

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9月以来,因煤炭供应持续偏紧,加上天气炎热等因素,全国多地出现“拉闸限电”现象,不少企业遭遇停产停工的困境。为缓解电力紧张,部分省市对电价做出相应调整。

比如,广东省自10月1日起拉大峰谷电价差,峰平谷比价从现行的1.65∶1∶0.5调整为1.7∶1∶0.38。尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。峰谷分时电价政策与尖峰电价实施范围均不包括居民用户;居民用户可自主选择是否执行峰谷分时电价政策。

河南省宣布从11月1日起适当扩大分时电价执行范围,峰平谷电价比调整为1.64:1:0.41,峰段电价以平段电价为基础上浮64%、谷段电价以平段电价为基础下浮59%。

针对今冬明春电力、煤炭供求压力依然较大的情况,国务院常务会议指出,保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容,要发挥好煤电油气运保障机制作用,有效运用市场化手段和改革措施,保证电力和煤炭等供应。

会议要求,坚持民生优先,保障群众生活和冬季取暖用能,特别要确保东北地区冬季用煤用电,适时组织“南气北上”增加北方地区取暖用气。

在保障安全生产的前提下,推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能,加快已核准且基本建成的露天煤矿投产达产,促进停产整改的煤矿依法依规整改、尽早恢复生产。交通运输部门要优先保障煤炭运输,确保生产的煤炭及时运到需要的地方。

针对煤电企业面临的困难,会议提出,实施阶段性税收缓缴政策,引导鼓励金融机构保障煤电企业购煤等合理融资需求。

此外,会议鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策;加快推进沙漠戈壁荒漠地区大型风电、光伏基地建设,加快应急备用和调峰电源建设;积极推进煤炭、天然气、原油储备及储能能力建设。

值得注意的是,会议强调,要坚决遏制“两高”项目盲目发展,对高耗能行业可由市场交易形成价格,不受上浮20%的限制。

“各地要严格落实属地管理责任,做好有序用电管理,纠正有的地方‘一刀切’停产限产或‘运动式’减碳,反对不作为、乱作为。”会议表示,“主要产煤省和重点煤企要按要求落实增产增供任务。中央发电企业要保障所属火电机组应发尽发。电网企业要强化电力运行调度和安全管理。对不落实能源保供责任的要严肃追责。”

责任编辑:Yaodl

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电价下调弃风加剧 2016风电产业如何突围

根据最新披露的数据,截至2015年11月底,辽宁风电发电量105亿千瓦时,同比增长12%,但出于冬季保供暖、保电网安全需要,弃风电量也近14.2亿千瓦时,同比增加近8.5亿千瓦时。“发得多,弃得也多”成为辽宁风电产业现状的生动写照,也成为过去一年中国风电产业的一个缩影。 “一方面是弃风限电顽疾至今未除,另一方面是风电上网标杆电价开启新一轮下调周期,风电企业在此情况下,必须苦练内功,通过技术创新、精益管理提升风电产业竞争力。”中国农机工业协会风能设备分会一位业内专家表示。 电价下调常态化 随着国家发改委《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》正式发布,风电上网标杆电价下调的“靴子”终于落地。 新一轮调价方案决定于2016年、2018年对陆上风电一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱,四类资源区分别降低1分钱、2分钱。业内普遍认为,相比此前的征求意见稿,正式的调价方案温和了不少。在此前的征求意见稿中,拟将一类至四类资源区在今后5年逐年下调2-4分钱。 兴业证券的一位分析师向记者表示,风电上网电价下调幅度低于预期,将有利于风电运营企业继续维持目前的净资产收益率,同时,明确未来几年的上网电价有利于风电企业合理安排投产进度,预计未来两年行业仍将快速成长。 一年前,陆上风电刚刚经历了一次电价下调。2014年底,国家发改委宣布下调陆上风电上网标杆电价,将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱,第四类风资源区价格维持不变。这次电价下调引发风电行业较为明显的“抢装潮”而备受诟病。 多位企业人士对新一轮电价下调的看法也较为一致:对风电产业而言,短期将经历阵痛,但长远来看,有利于促进风电健康、有序、平衡发展。随着风电产业进入规模化发展时期,上网标杆电价下调也将成为常态。 广发证券研究员韩玲认为,在风电产业链中,风电运营商的长远发展主要依赖于规模优势和区位优势,即“资源优势+规模优势”,作为风电开发主力的五大电力集团不仅具有雄厚的装机规模,同时在风况优质的“三北”地区配备了大量风电场,预期未来弃风率改善后会常年贡献稳定利润。位于中游的风机制造商则具有较大弹性,龙头风电整机厂商由于具有技术优势和品牌优势,在项目向南发展、行业规则强化、质量先于价格等几大趋势下,风机制造环节集中度将进一步提升,龙头厂商有望获得更多的市场份额。 不过,也有观点认为,此次同步调价的光伏虽然上网电价下调幅度更大,但相对而言,对风电企业的压力更大。因为,风电短期内实现技术突破的可能性不大,风电度电成本下降空间正逐步缩小。 弃风之痛何时休 据记者了解,相对于光伏行业严重的补贴拖欠问题,风电行业的补贴拖欠矛盾还没那么尖锐。而“弃风”则是风电行业的最大痛点。 此前,一位在严重弃风地区负责项目运行的人士曾告诉记者,如果弃风率比现在下降一半,下调电价给企业带来的压力就能得到很大程度的缓解。 业内普遍认为,在下调风电上网标杆电价倒逼行业技术创新和精益管理的同时,还必须彻底解决弃风限电这一老问题,才能真正提升行业的竞争力。 值得注意的是,此次调价后,一类资源区的陆上风电项目上网标杆电价将在2018年降至每千瓦时0.44元,而降价后的燃煤发电上网标杆电价在每千瓦时0.4元左右,二者的差距进一步缩小,这也意味着离2020年风力发电与煤电上网电价相当的目标更近了一步。 在离风电平价上网目标越来越近的同时,我们对弃风限电的治理是否也与理想目标越来越近? 我国弃风限电情况从2010年左右开始显现,2012年达到高峰,当年弃风电量达208亿千瓦时,弃风率约17%。2013年开始出现好转,弃风率降至11%,2014年上半年更降至8.5%。但是,去年以来,弃风率却大幅反弹,并有愈演愈烈之势。 电网公司方面表示,近两年经济增速放缓、用电需求增速减慢、消纳市场总量不足的大背景,与新能源集中的“三北”地区电源结构单一,灵活调节电源比重低,采暖期供热机组比重大,以及电网发展滞后、新能源送出能力受限等多重因素叠加,导致2015年以来风电等新能源消纳矛盾更加突出。 据业内人士称,主管部门试图多举措解决弃风难题。例如,实现就地消纳方式的多样化;特高压风火捆绑外送;智能电网灵活调配;配额制及审批区域的限制,保障全额收购风电等。 统筹规划须先行 中国气象科学研究院研究员朱瑞兆此前告诉记者,风电和电网、风电和其他电源之间没有做到统筹规划,这也加剧了“弃风”隐患,在如何统筹规划方面,大有文章可作。 据介绍,风电项目前期工作流程相对简单,核准进度快,建设周期短;而电网接入系统核准程序复杂,影响因素多,协调工作难度大,工程的建设周期也较长。因此,很多地方的电网建设跟不上风电发展的步伐。 显然,风电产业要发展,既要解决好风电装机快速增长和消纳空间有限之间的矛盾,也要解决好风电与其他电源之间、风电与电网之间规划不统筹的矛盾。 “风电装机目标的规划虽然重要,但是比规划装机目标更重要的是要做好包括风电在内的整个电力系统的规划。”华北电力大学可再生能源学院教授刘永前曾向记者表示。 刘永前认为,风电的发展并非风电产业自身的事情,而是与整个电力行业息息相关,必须进行顶层设计,做好整体的电力规划,从发电、输电、配电各个环节统筹规划,并进行相应配套,只有这样才能把风电的整体效率提升上去。[详细]2016-01-15 10:13

发改委降低新建陆上风电和光伏发电上网电价

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