结算电价存在争议。汉东、佐署两座电厂2016、2017、2018年结算电价中是否包含脱硫脱硝除尘电价(0.027元/千瓦时)存在争议,发电和电网企业各执一词,相关---价格主管部门也未明确;汉东、佐署、大通三座电厂---排放电价(2016年1月1日前投运机组执行0.01元/千瓦时,1月1日后为0.005元/千瓦时)也因省内上网电价未疏导而无法执行---。这两部分涉及资金汉东电厂2.68亿元、佐署热电厂1.98亿元、大通电厂313万元。 电力直接交易需进一步完善。当前省内采取的“输配电价法”电力直接交易法,让利基础电价=电解铝度电价格-输配电价-及附加。在当前电解铝行业普遍不景气形势下,电解铝度电价格持续低位运行,直接导致让利基础电价和实际交易电价走低,客观上也加剧了火电企业经营困难。2016、2017、2018年,省内电力直接交易中火电企业平均交易电价分别为0.2793、0.2713、0.2172元/千瓦时,分别让利0.0454、0.0534、0.0243元/千瓦时,让利金额分别为5.05、6.57、0.52亿元(2016、2017年让利基础电价0.3247元/千瓦时,2018年为0.2415元/千瓦时)。 让市场化机制发挥作用 进一步完善煤电联动机制。电煤作为火电企业生产运营主要成本,占比超过70%,煤炭价格波动、品---劣直接影响火电企业正常经营乃至生存。建议由---部门牵头组织各方签订电煤长协,保障火电企业基本发电需求。适当考虑煤电联动对火电企业经营影响,引导煤炭企业和火电企业通过相互参股、换股等形式发展煤电联营。 继续加快推进电力市场化建设。由于省内电量长期供大于求,火电与新能源在非市场模式下竞争处于劣势,需通过市场化改革逐步体现火电在平衡电量、---调峰等方面价值。建议加快省内电力市场---是辅助服务市场建设,通过建立市场化补偿机制体现辅助服务价值,鼓励火电企业---挖掘机组调峰能力,多渠道增加收益。此外,提高---调峰能力也将---提升省内新能源消纳和送出效益。 协调落实火电机组争议电价。相关---部门、电网和发电企业要明确责任、相互配合,本着“尊重历史、---依规”原则,协调解决电价结算中存在问题,尽努力帮助省内火电企业脱困解难。 稳妥推进电力直接交易。大用户直购电交易作为电力市场改革的一部分,应该由“---指导、市场定价”,采用行政手段要求发电企业电价让利不应成为目的。建议进一步规范市场主体交易行为,减少行政---,协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制,探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制,尽可能还原电价本身商品属性。
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