煤电超低排放发起新一轮“突围”

文章附图

  对于已停滞 3 年未实施煤电联动政策而言,日前公布的《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》意义可谓非凡。

而这,也是煤电超低排放发起新一轮 “突围” 的起点。按照 “管住中间、放开两头” 的体制架构,今后燃煤发电标杆上网电价将改为 “基准价 + 上下浮动” 的市场化价改机制。
  基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。
  但对燃煤发电电量中居民、农业用户而言,改革后用电对应的电量仍将按基准价执行。
  对纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网项目而言,《指导意见》提出在当地基准价 (含脱硫、脱硝、除尘电价) 以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。
  核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。
  国家发展改革委有关负责人表示,新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价 (0.43 元 / 千瓦时) 的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价 0.35 元 / 千瓦时。
  在环保电价方面,《指导意见》明确现行环保电价政策维持不变。即仍执行 “基准价 + 上下浮动” 价格机制的燃煤发电电量,基准价包括脱硫、脱硝、除尘电价。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的,上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。
  当前,各地电力市场化交易规模不断扩大,约 50% 的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成。




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