由于火电机组逐渐从发电电源过渡到调节电源,仅电能量市场难体现火电机组作为调节电源的容量价值,且上游煤价的波动性也制约了火电盈利稳定性。
有行业人士透露,目前火电资产的盈利能力仍偏弱,一定程度上影响了发电集团建设火电新项目积极性。中电联统计显示,2022 年1-9月,全国火电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右,其中第三季度单季度电煤采购成本同比增加600亿。“一方面存量火电资产的盈利还没根本性扭转,另一方面做大火电也会增加有关部门对发电集团可再生能源装机占比考核的压力,所以火电建设积极性仍会受到影响,需要在政策层面继续发力改善火电盈利能力。”
而容量成本回收机制是保障传统电源固定成本回收和长期电力供应安全的重要手段。去年11月底,国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》,已明确提出构建容量补偿机制。
此前山东省已制定容量补偿价格0.0991元/kWh,广东省能源局、国家能源局南方监管局则于2020年发布《广东电力市场容量补偿管理办法(试行,征求意见稿)》。
未来或将有更多省份出台相关政策。不过,在我国尚未建立有效的容量市场的情况下,我国正通过加快推进现货市场、辅助服务市场建设等来为火电机组提供新的盈利模式。
电力辅助服务是为维护电力系统的安全稳定运行产生的服务。
2021年12月,国家能源局正式发布《电力辅助服务管理办法》,将此前辅助服务的资金来源由此前的发电侧集资改为由发电侧和用户侧共同承担。
今年1月1日,国家能源局南方监管局制定的《南方区域电力并网运行管理实施细则》、《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则正式执行,规定在辅助服务补偿费用的承担上,市场化电力用户和发电侧并网主体将分别分摊一半的费用。
业内人士指出,南方地区历来是我国电力市场化改革的先行者,此次南方地区 “两个细则”,正式理顺了辅助服务费用的分摊机制,将对其他省份的辅助服务费用传导机制建立提供有益的借鉴意义。
而在电力现货市场方面,去年11月25日,国家能源局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》,为后续其他省份以及省间、全国性的电力现货市场建设提供参考,也有望加速全国电力现货市场的推广。
统计显示,2022年前9月,全国市场交易电量3.89万亿千瓦时,占全社会用电量比重达到60%。在价格方面,南方电力现货市场均价约0.59 元/千瓦时,较燃煤基准价上浮28%,与电力供需和一次能源成本基本匹配,也较好发挥了“价格发现”的作用。根据规划,电力现货市场建设今年将进入快速发展阶段,将有更多省市在国家规划指引下,开启电力现货市场的探索。
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