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煤电容(需)量电价机制对煤炭价格影响

2023-11-29 11:18:001224


一容(需)量电价
 

11月10日,国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称《通知》),明确自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制,对煤电实行两部制电价政策。

两部制电价,是将电价分成两部分。一部分称为基本电价,也称为容(需)量电价,它反映企业用电成本中的容量成本,计算基本电费时,以用户设备容量(千伏安)或用户最大需量(千瓦)为计费依据。另一部分称为电度电价,它反映企业用电成本中的电能成本,在计算电度电费时,以用户实际用电量为计费依据。

两部制电价,对于促进电力用户节约公共电网变压器容量成本及运行维护成本,提高电力系统整体效率,减轻全社会电力用户经济负担具有重要作用。“两部制”电价的出台,能够巩固和保障煤电的“压舱石”地位,明确了煤电成本回收不再完全依靠发电,给予了其参与系统调节的动力和空间。

 

二容(需)量电价适用范围
 

自2023年6月1日起,用电容量在315千伏安及以上的工商业用户(现执行单一制电价的除外)执行两部制电价;用电容量在100千伏安(不含)至315千伏安(不含)之间的工商业用户,以及用电容量在315千伏安及以上的现执行单一制电价的工商业用户,可选择执行两部制电价。现执行单一制的315千伏安及以上的,选择执行两部制电价后不能再变更回单一制。
 

此次电价政策调整,对于居民、农业用户电价水平依然不作调整,确保民生电价稳定。继续对污水处理企业用电、港口岸电运营商用电、电动汽车集中式充换电设施用电免收基本电费。

根据规定,用户选择单一制或两部制电价,原则上两种计收方式的最小变更周期为12个月,应提前15天办理。

输配电价包括输配电量电价和输配容(需)量电价。原输配电价含上网环节线损费用以及部分系统运行费用,调整后上网环节线损费用及系统运行费用单列;输配容(需)量电价按电压等级分别核定。

 

三用户选择基本电费计费方式
 

基本电费有两种计价方式,一种是按容量计费法,另一种是按需量计费法,如:10千伏两部制客户基本电费,按照变压器容量计算22.0元/千伏安·月,按照用电最大需量计算是35.2元/千瓦·月,用电企业要加强能耗管理,善于优化比较,根据实际的运行容量选择计费方式。    

案例:某10千伏两部制用户的变压器容量为1000千伏安,月基本电费计算方式比较如下。如果最大需量值为700千瓦:按容量计费法,基本电费为1000 x 22.0=22000元,按需量计费法,基本电费为700 x 35.2=24640元。24640>22000,这种情况,选择按容量计费方式更划算。如果最大需量值为600千瓦:按容量计费法,基本电费为1000 x 22.0=22000元,按需量计费法,基本电费为600 x 35.2=21120元。22000>21120,这种情况,选择按需量计费方式更划算。所以,用户要根据自身企业的用电负荷情况,选择合理的计费方式,减少基本电费支出,降低企业用能成本。

一般发一度煤电,需要消耗300--350克标准煤,如果每1000克煤按照0.8元算,则发电燃料费在0.24到0.28元。所以火力发电费用大概在0.28到0.32元/千瓦时之间。

水电发电的成本较低,每度电的成本大约在0.07-0.15元之间。其中水电的上网电价0.18-0.36元(含税)。

风电发电的成本相对较低,每度电的成本大约在0.1元。如果再把其他因素考虑进去,那么风电的完全成本大约是每度电0.25-0.3元。

核电发电的成本相对较高,每度电的发电成本大约在0.4元。不含核废料处理和环境影响成本。

随着光伏组件价格大幅度走低,光伏发电的成本逐渐降低,每度电的发电成本大约在0.25-0.3元之间。

氢能发电的成本相对较高,每度电的发电成本大约在0.27元/千瓦时。

入炉标煤单价(含燃机)为960元左右时,公司燃煤机组(含燃机)能够达到盈亏平衡。入炉标煤单价(含燃机)为960元左右时,公司燃煤机组(含燃机)才能够达到盈亏平衡。换算成5000大卡的电煤,那就是685.71元/吨,只有电厂的接收价格低于685块钱才不至于亏损。

 

四煤电容(需)量电价机制对煤炭价格影响
 

《通知》明确,为适应煤电功能加快转型需要,将现行煤电单一制电价调整为两部制电价,其中电量电价通过市场化方式形成,灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整,充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值,确保煤电行业持续健康运行。容量电价机制的推出,为煤电企业提供了保障。国网能源研究院财审所价格室主任张超认为,在“双碳”目标及能源转型下,降低煤电企业成本疏导风险,为煤电投资提供一定程度稳定的预期,进而保障中长期发电容量充裕性,有利于促进新能源消纳。此外,这也为电力多元价值定价提供了有益借鉴,为未来更多资源类型纳入容量回收、更多价值类型通过机制显性化定价积累了经验。

煤电企业分为几类,一类是有配套煤矿且产量足够用的煤电企业,一类是配套煤矿产量基本够用的煤电企业,另外一类是基本靠外购煤炭的煤电企业。要想获得竞争优势,拥有配套煤矿的煤电企业拥有了天然优势,他们可以根据市场的需要配套最适合的煤种,以便让机组与当地的电力市场特征相匹配。《通知》结合全国典型煤电机组投资成本,明确了煤电机组容量电价的适用范围和国家补偿标准,即煤电机组经营期内每年固定成本支出标准为330元/千瓦时,适用范围涵盖全部合规在运的公用煤电机组。

容量电价是一个过渡性政策,未来随着电力市场建设发展,将逐渐向基于市场化配置的容量补偿机制或容量市场制度发展变化。通过市场确定价格而非政府定价,将有助于更多可提供容量支持的资源通过公平竞争,获得有效补偿,进而确保电力系统发电容量长期充裕。煤电机组应进一步根据市场电价和政策信号来优化发电计划,灵活调整发电时段。这也是煤电容(需)量电价机制对煤炭价格影响。