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多地推出火電容量電價試點,為火電參與深度調峰調頻提供了盈利性來源

發布時間:2023-02-10  來源:立鼎產業研究網  點擊量: 1677 

目前我國電力市場化改革中對提供靈活性調節性服務電源的激勵機制尚不完善,而傳統管理機制下煤電機組缺乏動力主動提供調峰調頻服務。由于煤電靈活性改造在技術層面不存在障礙,因而主要是機制未理順的原因。2022 年以來山東、貴州等地陸續推出針對火電提供容量電價,為火電參與靈活性調節(調峰調頻)提供專項盈利來源。

火電為配合新能源靈活性調節的措施


來源:CSPPLAZA

20223月,山東省發改委發布《關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知》,提出在山東容量市場運行前,參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取,電價按照0.0991/KWh(含稅)收取,火電參與調峰調頻的收益也不再是“零和博弈”,成本向用戶側疏導。1025日,山東省能源局發布《關于征求2023年全省電力市場交易有關工作意見的通知》,指出有序推動分布式新能源參與市場分攤,在新能源發電高峰期、發電能力充裕的時段,容量補償電價按照基準價(99.1/兆瓦時,下同)乘以谷系數K1K1取值0-50%)收??;在發電能力緊張的時段,容量補償電價按照基準價乘以峰系數K2K2取值150%-200%)收??;根據系統需要,設置深谷、尖峰系數。

202211月,貴州省發改委發布《推動煤電新能源一體化發展》征求意見稿,推動煤電機組的多能互補。按照煤電靈活性改造后新增調峰容量的2倍配置新能源建設指標;對于新建煤電項目,應具備35%-100%負荷區間線性調節和快速響應能力,在確保公共調節容量(50%)不被占用的前提下,新能源建設指標可按其設計調節容量減去公共調節容量后的2倍規模進行配置。新能源裝機按照不低于新能源裝機規模的10%滿足2小時運行要求自行購買或者建設儲能,以滿足調峰要求。

關于山東、貴州火電容量補償費用的政策梳理


來源:各地發改委

202211月,中電聯發布《適應新型電力系統的電價機制研究報告》,提出電價的合理構成應包括六個部分即:電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加。我們預計火電參與輔助市場服務、提供靈活性電源的收益有望在“容量電價”和“輔助服務費用”中得到補償,火電的盈利模式有望實現根本性轉變。同時根據秦皇島港5500大卡下水煤基準價535/噸對應全國平均煤電基準價0.38/千瓦時設置為基點,按當前政府指定的5500大卡電煤中長期交易均價675/噸的水平,有序將全國平均煤電基準價調整到0.4335/千瓦時的水平。

火電盈利能力仍需改善,上調煤電基準價難度較大自2021年國家推動火電電量全部市場化并且放開電價漲跌幅限制至20%以來,今年主流火電企業的電價同比均有明顯上漲,漲幅接近20%的上限,度電漲幅7分錢左右。但由于煤價持續高企,長協煤機制落實存在一定困難,火電企業經營情況有所好轉但距離合理盈利仍有差距。


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