西南电力市场水火不济都受伤

2017-12-13 12:54:38 大云网　点击量：评论 (0)

自2016年下半年以来，受电煤铁路、水路运输通道制约、全国煤炭产能下降、煤炭价格大幅上涨、本地电煤供应严重不足等综合因素影响，重庆、贵州的电煤供应形势一度非常紧张。电煤成本高企与发电收入锐减，导致

自2016年下半年以来，受电煤铁路、水路运输通道制约、全国煤炭产能下降、煤炭价格大幅上涨、本地电煤供应严重不足等综合因素影响，重庆、贵州的电煤供应形势一度非常紧张。电煤成本高企与发电收入锐减，导致当地发电企业大面积亏损。
而纵观整个西南地区，一边是四川、云南的水电严重弃水，一边是重庆、贵州的电煤供应危机——相邻的四省市，电力市场却呈现“水火两重天”的局面。
业内人士指出，我国资源分布同生产力发展格局严重不相匹配，尤需在国家层面上实现资源优化配置。立足国家利益、打破省际壁垒已是能源革命的当务之急。
电煤供应拉响“红色警报”
在重庆市和贵州省，煤与电长期对立，而电煤价格一直是双方博弈的焦点。在2011年电煤供应紧张致使火电发电量减少后，2016年，电煤供应再次出现紧张局面，煤电关系再现对立。
去年至今，受煤炭需求增加、来水减少等影响，素有“江南煤海”之称的贵州，煤炭价格大幅上涨、电煤供应紧张，电厂存煤大幅下降，上游煤价上涨叠加下游电价下降，一些电厂亏损严重，部分机组被迫停运，外送电量被迫调减。
贵州省能源局有关负责人说，受煤炭需求增加、来水减少、去产能控产量等因素影响，去年下半年开始煤炭市场出现较大波动，煤炭日产量去年9月份探底至19万吨，日供电煤量只有8万吨。
该负责人介绍，电煤告急以来，贵州省成立了省煤炭生产供应调度指挥办公室，挂图作战、挂牌督战。2016年下半年将占全省煤炭产量60％以上的9家国有企业和20家骨干民营企业纳入重点调度。并拨付了奖补资金6亿元用于煤炭生产及保障，省级财政还安排专项资金补助煤矿技术改造、设备更新和转型升级贴息贷款。同时，加快证照办理，延长企业采矿许可证时间，加速释放有效产能。
在2016年的最后一天，贵州省能源局、贵州省经信委等部门组织煤炭、火电发电企业等在贵阳签订电煤生产供应和采购责任书，动员双方签订电煤供需中长期合同。
而针对今年2月份以来贵州电煤进入红色预警的严峻局面，南方电网按照“以煤定电”的原则安排贵州送电，1月至4月调减贵州外送电量81亿千瓦时，并充分利用通道能力增加云电送出。同时，密切跟踪贵州电煤供应情况，依靠贵州省政府组织各火电厂继续加大电煤采购力度，提高电厂电煤存量，加强机组运行维护和超低排放改造工作，公司最大限度降低电煤供应不足对电力供应产生的影响。
尽管采取一系列激励措施解除了电煤红色预警，但受到融资难、涉法涉诉问题较多、煤—电—用全产业链联动机制缺失等影响，煤炭产能释放缓慢，供应总体偏紧局面短期内仍难以化解。
“旺季不旺”凸显产能过剩危机
在“276个工作日”制度的推动下，2016年全国原煤产量持续下降，煤炭需求却因天气、宏观经济回暖等因素意外走强，导致全国煤炭供应持续偏紧，煤炭价格一路飙升。
然而，煤炭价格“淡季不淡”，价格上涨直接传导至煤电企业，推高了发电成本，让煤电企业“旺季不旺”，甚至陷入大面积亏损。贵州某火电公司有关负责人介绍，煤价直线上涨，省内火电企业煤价平均上涨150元左右。去年公司火电发电量304亿千瓦时，单位售电成本0.2947元/千瓦时，其中燃料成本0.1453元/千瓦时。
一些煤炭、电力企业负责人介绍，煤电对立时，政府“有形之手”往往依据市场反转情况“头痛医头、脚痛医脚”；同时发电企业对政府有依赖心理，不愿占压资金增加库存而持观望态度，造成煤与电这对“难兄难弟”互相伤害。
同时，地方在电力体制改革中要求发电企业通过市场交易电量向用户让利，令煤电企业的现金流更加“吃紧”。
“去年公司市场交易电量占总发电量的一半以上，每度电向用户平均让利9分钱。平均售电不含税价为0.2399元/千瓦时，低于标杆电价4分钱/千瓦时。上游煤价上涨叠加下游电价下降，导致每发一度电亏损3到5分钱，全年预计亏损10亿元以上，一些机组被迫停运。”上述火电公司有关负责人说。
一些煤电企业认为，亏损的直接原因是煤炭行业与煤电企业价格机制的冲突，以及部分省份发用电计划过快放开。同时，电力直接交易规模大幅度拉低发电企业交易电价，加上直接交易电量不再享受脱硫脱硝和超低排放的电价补贴，原先煤电联动的上网标杆电价已经名存实亡。
但也有分析人士指出，煤电企业大面积亏损的根本原因在于整个电力行业产能过剩，主要是火电项目核准权由国家发改委下放地方后，煤电建设在产能已经过剩的情况下并未放缓。由于投资惯性的作用，煤电产能过剩风险仍在进一步加剧。而据中国电力企业联合会统计，2016年全国火电设备平均利用小时已降至4165小时，为1964年以来最低水平，比上年度降低199小时。
水火“冤家”如何解
记者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市调研时发现，不仅煤与电有“死循环”难解，水电、火电更是一对“冤家”。但随着全国性电力需求增速放缓，无论是水电还是火电，当前的发展都极为困难，这进一步凸显了能源供给侧改革的急迫性。
西南某大型国有煤企负责人认为，“多年来水电、火电不匹配，多是水火不济，水多时压火，压火则压煤；网电之争、电价之争，降电价则降煤价。弃水保火，保了火也相应保了煤，煤电虽为唇齿相依，但却形不成共同体，反而成了一种矛盾体。”
经过多年发展，四川、云南水电装机位于国内前列。但近年来，在装机迅速增长和用电增速放缓的双重压力下，川滇弃水愈演愈烈；相应地，两省火电企业的设备利用小时数也严重下降，生存空间越来越小。记者从国家电网四川省电力公司了解到，2016年四川的火电利用小时数首次低于2000小时，较上一年减少了近20％。
拥有两台60万千瓦燃煤机组的国电成都金堂发电有限公司（以下简称“国电金堂电厂”），是目前成都市范围内唯一一座火电厂。国电金堂电厂总经理覃明东告诉记者，由于金堂电厂承担着为成都电网调峰的特殊职能，成为整个四川唯一没有调度全停的火电厂，但即便如此，2016年的设备利用小时数还不到2012年时的一半，长期处于“单机、低负荷”状态运行。
“十二五”以来，电力供需形势随着宏观经济运行的变化进入新常态。这固然是当前西南地区的水电与火电“两败俱伤”不可忽视的大环境，但长期以来以省为壑的发展路子已不能适应能源革命的需要。
首先，立足国家利益、加大宏观调控力度已是当务之急。国务院发展研究中心研究员王亦楠撰文指出，我国资源分布同生产力发展格局严重不相匹配，尤需在国家层面上实现资源优化配置（西电东送、西气东输、南水北调等），宏观调控绝不是可有可无、可多可少的。火电大扩容的直接后果是严重挤占了可再生能源的市场空间，该建的跨省送电通道被搁浅、该输出的电力输不出去，省际壁垒和地方保护已成清洁能源发展的严重羁绊。
其次，加大全国层面的统筹平衡，实现资源最优配置。四川、云南等地的电力行业人士建议，应加大统筹平衡，在全国范围内统筹火电和清洁能源建设，坚持开发与市场消纳相结合，统筹水电的开发与外送，打破两网和省间壁垒，实现西南水电资源在更大范围内的优化配置和全国共享。
第三，业内人士建议国家相关部门可进一步完善跨省跨区水火电交易机制和外来水电参与调峰机制，缓解购电省份火电机组停机备用、深度调峰等压力；在确保消纳国家计划分配跨省区发购电量的前提下，明确跨省区发购电量同比例参与受电省份电力市场化交易等问题。
此外健全煤—电—用利益联动机制。一方面，组织煤、电企业签订有量有价的电煤供销年度中长期合同，推进电煤中长期购销合同签订和履行；另一方面，深化电力体制改革，丰富交易品种，指导煤炭、电力、用户适时调整价格策略，形成利益共享、风险共担、协同发展的联动机制。
尽管采取一系列激励措施解除了电煤红色预警，但受到融资难、涉法涉诉问题较多、煤—电—用全产业链联动机制缺失等影响，煤炭产能释放缓慢，供应总体偏紧局面短期内仍难以化解。

“旺季不旺”凸显产能过剩危机
在“276个工作日”制度的推动下，2016年全国原煤产量持续下降，煤炭需求却因天气、宏观经济回暖等因素意外走强，导致全国煤炭供应持续偏紧，煤炭价格一路飙升。
然而，煤炭价格“淡季不淡”，价格上涨直接传导至煤电企业，推高了发电成本，让煤电企业“旺季不旺”，甚至陷入大面积亏损。贵州某火电公司有关负责人介绍，煤价直线上涨，省内火电企业煤价平均上涨150元左右。去年公司火电发电量304亿千瓦时，单位售电成本0.2947元/千瓦时，其中燃料成本0.1453元/千瓦时。
一些煤炭、电力企业负责人介绍，煤电对立时，政府“有形之手”往往依据市场反转情况“头痛医头、脚痛医脚”；同时发电企业对政府有依赖心理，不愿占压资金增加库存而持观望态度，造成煤与电这对“难兄难弟”互相伤害。
同时，地方在电力体制改革中要求发电企业通过市场交易电量向用户让利，令煤电企业的现金流更加“吃紧”。
“去年公司市场交易电量占总发电量的一半以上，每度电向用户平均让利9分钱。平均售电不含税价为0.2399元/千瓦时，低于标杆电价4分钱/千瓦时。上游煤价上涨叠加下游电价下降，导致每发一度电亏损3到5分钱，全年预计亏损10亿元以上，一些机组被迫停运。”上述火电公司有关负责人说。
一些煤电企业认为，亏损的直接原因是煤炭行业与煤电企业价格机制的冲突，以及部分省份发用电计划过快放开。同时，电力直接交易规模大幅度拉低发电企业交易电价，加上直接交易电量不再享受脱硫脱硝和超低排放的电价补贴，原先煤电联动的上网标杆电价已经名存实亡。
但也有分析人士指出，煤电企业大面积亏损的根本原因在于整个电力行业产能过剩，主要是火电项目核准权由国家发改委下放地方后，煤电建设在产能已经过剩的情况下并未放缓。由于投资惯性的作用，煤电产能过剩风险仍在进一步加剧。而据中国电力企业联合会统计，2016年全国火电设备平均利用小时已降至4165小时，为1964年以来最低水平，比上年度降低199小时。
记者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市调研时发现，不仅煤与电有“死循环”难解，水电、火电更是一对“冤家”。但随着全国性电力需求增速放缓，无论是水电还是火电，当前的发展都极为困难，这进一步凸显了能源供给侧改革的急迫性。
西南某大型国有煤企负责人认为，“多年来水电、火电不匹配，多是水火不济，水多时压火，压火则压煤；网电之争、电价之争，降电价则降煤价。弃水保火，保了火也相应保了煤，煤电虽为唇齿相依，但却形不成共同体，反而成了一种矛盾体。”
经过多年发展，四川、云南水电装机位于国内前列。但近年来，在装机迅速增长和用电增速放缓的双重压力下，川滇弃水愈演愈烈；相应地，两省火电企业的设备利用小时数也严重下降，生存空间越来越小。记者从国家电网四川省电力公司了解到，2016年四川的火电利用小时数首次低于2000小时，较上一年减少了近20％。
拥有两台60万千瓦燃煤机组的国电成都金堂发电有限公司（以下简称“国电金堂电厂”），是目前成都市范围内唯一一座火电厂。国电金堂电厂总经理覃明东告诉记者，由于金堂电厂承担着为成都电网调峰的特殊职能，成为整个四川唯一没有调度全停的火电厂，但即便如此，2016年的设备利用小时数还不到2012年时的一半，长期处于“单机、低负荷”状态运行。
“十二五”以来，电力供需形势随着宏观经济运行的变化进入新常态。这固然是当前西南地区的水电与火电“两败俱伤”不可忽视的大环境，但长期以来以省为壑的发展路子已不能适应能源革命的需要。
首先，立足国家利益、加大宏观调控力度已是当务之急。国务院发展研究中心研究员王亦楠撰文指出，我国资源分布同生产力发展格局严重不相匹配，尤需在国家层面上实现资源优化配置（西电东送、西气东输、南水北调等），宏观调控绝不是可有可无、可多可少的。火电大扩容的直接后果是严重挤占了可再生能源的市场空间，该建的跨省送电通道被搁浅、该输出的电力输不出去，省际壁垒和地方保护已成清洁能源发展的严重羁绊。
其次，加大全国层面的统筹平衡，实现资源最优配置。四川、云南等地的电力行业人士建议，应加大统筹平衡，在全国范围内统筹火电和清洁能源建设，坚持开发与市场消纳相结合，统筹水电的开发与外送，打破两网和省间壁垒，实现西南水电资源在更大范围内的优化配置和全国共享。
第三，业内人士建议国家相关部门可进一步完善跨省跨区水火电交易机制和外来水电参与调峰机制，缓解购电省份火电机组停机备用、深度调峰等压力；在确保消纳国家计划分配跨省区发购电量的前提下，明确跨省区发购电量同比例参与受电省份电力市场化交易等问题。
此外，健全煤—电—用利益联动机制。一方面，组织煤、电企业签订有量有价的电煤供销年度中长期合同，推进电煤中长期购销合同签订和履行；另一方面，深化电力体制改革，丰富交易品种，指导煤炭、电力、用户适时调整价格策略，形成利益共享、风险共担、协同发展的联动机制。