国家发改委：积极推进气电、核电价改

来源:中国能源报

   国家发改委3月5日提请十三届全国人大五次会议审查的《关于2021年国民经济和社会发展计划执行情况与2022年国民经济和社会发展计划草案的报告》指出，要深化重点领域体制改革，推进燃气发电、核电上网电价形成机制改革。业内解读指出，此举释放出国家积极推进气电、核电发展，以适应新形势下电力系统高质量发展需要的信号。未来随着气电、核电装机规模持续扩大与市场化价格机制的深入推进，将进一步倒逼相关企业提升自身技术水平，降低建设成本、燃料成本，来保证自身经济优势，实现可持续发展。

   电力工业作为基础产业，是国民经济发展和人民生产生活的重要能源保障，电价作为电力供需的“风向标”和“晴雨表”，是本轮电改的核心和先决条件,也是倒逼体制改革的利器，将直接影响电力行业的发展格局。

   据悉，从我国电价政策机制发展历程看，我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段：计划管理阶段（1949—1985年）、电价政策改革和调整阶段（1985—2002年）、电力市场化改革过渡阶段（2002—2015年）和全面深化电力改革阶段（2015年至今）。

   2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）明确提出，“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”，并具体部署了单独核定输配电价、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成和妥善处理电价交叉补贴三项任务。

   新一轮电力体制改革7年来，我国电价改革工作取得了显著成效，初步建立了输配电价成本监审机制，燃煤发电上网电价市场化改革不断深化，发用电计划加速放开。去年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，电价市场化改革迈出关键一步。

   随着全国统一电力市场体系加速推进，燃气发电和核电上网电价亟需深化改革。相关数据显示，截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，其中燃气装机1.09亿千瓦、核电5326万千瓦，分别占比4.6%、2.2%。

   占比虽小，但重要性不容忽视。燃气机组启停灵活且几乎不排放二氧化硫及烟尘，占地面积小,作为灵活性电源将发挥重要作用；核能作为近零排放的清洁能源，发展空间同样不可小觑。

   中电联2020年底发布的《当前电价政策机制相关问题调研报告》指出，目前天然气发电燃料成本仍较高，燃气发电经营困难。

   业内普遍认为，一方面，上游的天然气成本难以通过电价顺利传导，遏制了企业投资积极性；另一方面，地方政府补贴力度退坡，电网公司的收购压力加大，燃气机组的生存空间将被进一步挤占。此外，现有的价格机制无法体现气电调峰价值，制约了其健康可持续发展。

   “长期以来由于我国‘缺油少气’，加之燃机设备及备件进口价格昂贵，导致气电成本高、经济性差、成长性不强，依靠财政补贴、两部制电价，或转让发电合约生存，无法与煤电、水电甚至风光电同台竞争。”中国能源研究会理事陈宗法指出，目前，气电的综合价格高达0.62元/千瓦时，几乎是平价风光电的2倍。“十三五”已在广东开展部分电量的竞价交易，交易单价只有0.47元/千瓦时。“十四五”预计将在浙江、江苏等省扩大竞价范围，来自市场竞争的压力将显著增加。此外，天然气对外依存度持续增高，“有气用、用得起”的问题至今没有根本解决。

   核电方面，继2015年新一轮电力市场化改革启动后，核电电价逐步引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。自2020年起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，一定程度上影响了核电上网电价的定价机制。

   相关信息显示，随着电力市场化的逐步推进，核电市场化交易规模占比近年来逐渐扩大，截至去年底已有近40%的核电通过市场化交易形成价格。

   有专家分析指出，虽然目前细则尚未出台，但可以预见的是，推进燃气发电、核电上网电价形成机制改革，均旨在适应新型电力系统，为建设全国统一电力市场体系奠定基础。“值得注意的是，目前天然气发电环保、辅助服务价值没有完全体现等问题，应该成为下一步电价体制改革的重点发力点。核电在上网电价方面也应统筹与后端产业的协调发展，制定纳入外部性成本因素的定价机制，科学平衡经济发展与污染治理的关系。”