经济日报头版评论:高耗能企业电价该涨

2021/11/16 08:58经济日报金观平

近日,广西、云南、江苏多地密集出台了电价调整方案,除了现行的电价浮动比例扩大至20%,还提出高耗能企业交易电价不受这一限制,可以上浮50%甚至更多。对此,有声音认为,当前经济形势依然复杂,此举可能推动价格上涨,加大经济下行压力,因此时机并不合适。这一观点值得商榷。

高耗能企业电价上涨应放在更广阔的背景来看。今年是“十四五”开局之年,为应对经济压力,一些地方上马高耗能、高污染项目,有大上、抢上的势头。这个现象提醒我们要厘清一些问题:面对经济下行压力,是保证暂时增长还是保持定力调整结构?能源供应如何有保有压,以实现高质量发展?

此次电价上涨的最直接推动因素是电力紧缺,其中一个原因是全球大宗商品价格暴涨使生产这些产品的相关高耗能企业用能需求大幅增加,并将压力向上传导至煤炭,导致煤价大涨、电厂亏损,进而加剧电力紧张局面。此次改革使电价向市场化迈出一大步,使价格更能体现成本,反映真实市场供需关系,也是对一些地方“一刀切”停产限电等做法的纠偏,是务实恰当之举。

同时,电价改革也有利于倒逼企业转型升级,推动行业结构调整。从实际情况看,有些地方对高耗能、高排放行业的依赖性仍然较强。不久前,中央生态环境保护督察发现,有些地方拟上马的“两高”项目用能需求是“十四五”时期新增用能的好几倍,有些地方节能审查、环评手续不全就违规上马、未批先建,更有一些地方对“两高”项目仍有不少优惠政策。

这种情况在以往并不鲜见。以高耗能为特征的重化工业在我国经济发展初期立下了汗马功劳,但也使一些地方形成思维惯性和路径依赖,一旦行情向好就扎堆上高耗能项目,这也是我国经济发展中多次出现产能过剩的深层原因。此次大宗商品回暖有全球货币超发、国外产能不足等多重原因,并不是需求的根本性恢复,一旦出口回落,可能会出现新一轮产能过剩风险,需要加以警惕。

稳增长和调结构并非对立关系,经济发展需要保持一定速度,这是稳就业保民生的需要,而调结构能为经济发展增添后劲,两者相辅相成。在新旧动能换挡、经济下行压力加大时,更需要保持定力,下决心深度调整产业结构,坚决遏制“两高”项目盲目发展。

中共中央、国务院近日印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出,新建扩建钢铁、水泥、平板玻璃、电解铝等高耗能高排放项目严格落实产能等量或减量置换,出台煤电、化工、煤化工等产能控制政策。同时提出,加强产能过剩分析预警和窗口指导,开展钢铁、煤炭去产能“回头看”,巩固去产能成果。

在利用电价等市场化手段倒逼企业转型的同时,有关部门也可考虑出台必要的配套措施,严格落实先进产能对落后产能的替代,防止“数字替代”,同时为企业节能降碳技术改造提供税收优惠,推动企业通过智能化流程再造提升生产效率。

应充分认识到,发展质量比增长本身更能代表中国经济发展方向。当前的电价改革,体现了这种政策导向,值得肯定。

责任编辑:Yaodl

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电改:明年落地全国 稳慎推进上网电价与销售电价市场化

电力改革关系着人们的生活,据消息称,国家发改委近日下发了《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》(以下简称《通知》),明确将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网,以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。 电力改革关系着人们的生活,据消息称,国家发改委近日下发了《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》(以下简称《通知》),明确将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网,以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。 《通知》要求,已开展试点的省份要认真总结输配电价改革试点经验,未纳入2016年输配电价改革试点的省份,也要抓紧开展输配电成本调查,做好输配电价测算准备工作,为2017年全面推开输配电价改革打好基础。同时,稳慎推进上网电价与销售电价市场化。 输配电价是电价形成机制的重点内容,但我国的输配电价一直没能确立一套合理的核定机制,都只是依赖购销差价来形成,电网的盈利模式主要就是低买高卖吃差价,有媒体称其暴利垄断甚至高于“三桶油”。自从去年3月15日中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》后,这次被誉为“啃硬骨头的改革”便正式拉开帷幕,第一个任务就是按照“准许成本加合理收益”方法核定独立、明晰的电网输配电价和准许总收入。 国家发展改革委价格司有关负责人表示,自2014年首次在深圳市启动输配电价改革试点以来,我国逐步扩大了试点范围。2015年在内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州6个省级电网开展了先行试点。而此次扩大试点范围后,将覆盖至全国18个省级电网和1个区域电网,标志着输配电价改革全面提速。 按照《通知》要求,此次新入围的试点省(区、市)要在今年5月底前上报输配电价改革方案,并在10月底前报批当地电网输配电价总水平和分电压等级输配电价标准,情况复杂的地区可适当推后。 与此同时,《经济参考报》记者了解到,国家发改委还安排试点范围以外的地区同步开展输配电价摸底测算工作。国家发展改革委价格司有关负责人表示,下一步,将结合输配电价改革及各地电力市场建设和电力市场化交易的进展,研究制定科学合理的《输配电价管理办法》,以提升对网络型自然垄断企业的监管能力。 此外,值得注意的是,进一步推进电价市场化改革也是今年的重点工作。《通知》提出,探索建立对电网企业投资后评估制度,对企业不合理、无效的投资和成本,不予纳入输配电价。同时,结合输配电价改革及各地电力市场建设和电力市场化交易的进展,健全和规范市场交易规则,稳慎推进上网电价与销售电价市场化,建立电力市场价格监测预警制度,鼓励和支持地方探索完善电价市场化条件下的监管方式。 不过,输配电价改革推进并非易事。去年4月底成为输配电价改革试点的安徽、湖北,目前方案仍未获批,而按照原定计划,其要在7月底前形成最终方案上报,于明年正式实施。 “与深圳、蒙西等试点相比,湖北的核算体系更为复杂,除了省内的电力交换,还要考虑三峡电力外送、过境线路等问题。”湖北电网公司相关人士曾告诉《经济参考报》记者。 业内人士认为,在多个省份开展的输配电价改革试点取得了阶段性重大成果,但不容忽视的是,也隐现诸多问题。相关部门人士坦言,目前部分试点地区对改革的理解有些片面,为了经济发展一味降低输配电价,同时对于电量增长的预测普遍过于乐观,容易导致平衡账户亏空。此外,电网投资任务加大,新增成本较多,在电量增速不大的情况下,扩大电网投资输配电量与实际输配电量一定程度上会产生矛盾。这些都需要进一步解决。更多相关行业资讯请查阅由中国报告大厅发布的电力行业市场调查分析报告。[详细]2016-03-16 13:50

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

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