类别:财经 / 日期:2021-09-13 / 浏览:1821

(原题目:发一度电赔一毛钱 “煤电顶牛”矛盾再晋级)

发一度电赔一毛钱 “煤电顶牛”矛盾再晋级  第1张

发一度电,赔一毛钱——那是京津唐地域某燃煤发电企业持续多日的运营异象。知恋人士以至指出,若是电价低位锁死、煤价持续飞涨的情况继续下去,本地燃煤电厂“可能一个多月就会被彻底拖垮”。

在此布景下,大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业曾在1个月前联名向北京市城市办理委员会上书,恳求从头签定北京地域电力间接交易2021年10—12月的年度长协合同。截至记者发稿,能否重签合同尚无定论。

在那份名为《关于从头签约北京地域电力间接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》(以下简称“《请示》文件”)的信件中,11家企业联名指出,京津唐电网燃煤电厂成本已超越盈亏平衡点,与基准电价严峻倒挂,燃煤电厂吃亏面到达100%,煤炭库存遍及偏低,煤量煤量无法保障,发电才能受阻,严峻影响电力交易的一般开展和电力不变供给,企业运营情况极度困难,部门企业已呈现了资金链断裂。

据记者领会,京津唐地域只是全国煤电行业“运营危机”的一个缩影。

(文丨本报记者 赵紫原 姚金楠 )

煤价翻倍增长

“2008年摆布也呈现过电煤持续涨价的情况,但其时京津唐地域煤电机组的操纵小时数仍是比力高的,固然那时候煤价也比力高,但持续时间短,至少卖电赚回来的电费还足够买煤,有时候还能剩点。但此次纷歧样,入不够出,若是再不调整,可能整个煤电行业要瓦解了。”华北电网电力调度处原处长梁亮堂说,根据当前秦皇岛港5500大卡燃煤价格约885元/吨计算,折算到7000大卡标煤,价格为1126元/吨;2020年全国均匀供电煤耗为307克/千瓦时,依此测算,仅燃料成本就到达0.3456元/千瓦时。“如今的基准电价在0.35—0.36元/千瓦时摆布。那还没考虑电煤运输到电厂的费用,必定是发一度赔一度。”

某煤电企业相关负责人告诉记者,在去岁尾签约时,煤价程度只要600多元/吨。“低的时候以至是300—400元/吨。谁能想到如今几乎是在翻倍涨价。”

煤价随行就市、水涨船高,电价却被牢牢锁死。《请示》文件显示,北京地域电力间接交易价格均匀降幅已到达0.06—0.11元/千瓦时,京津唐燃煤电厂在煤价突涨且持续高位运行等市场发作严峻异常的情况下,已无力完成2020年12月签约的北京地域2021年10—12月电力间接交易和2021年3月签约的北京地域2021年10—12月电力间接交易。

中国电力企业结合会规划开展部副主任、燃料分会副秘书长叶春指出,本年上半年,中国沿海电煤采购价格指数(CECI)曹妃甸指数5500大卡现货成交价已超越1000元/吨。事实上,2016年施行煤炭供应侧构造性变革以来,煤炭供需形势改变,电煤价格一路攀升,而煤电企业运营形势则日渐严峻,中电联屡次通过各类渠道上报国度相关部委反映运营困难。“在政策性降电价、燃料价格上涨、电力市场交易规模扩大等多重因素影响下,煤电企业保存空间一压再压。”

电价机造破绽凸显

“无力完成”就能够重签合同吗?在长沙理工大学传授叶泽看来,重签合同的诉求不合“规”却合“理”。“市场交易合同是庄重的经济合同,受法令庇护,不克不及因为一方利益受损或者吃亏就更改合同。若是如许,市场经济底子无法一般运转。但煤电企业确实严峻吃亏,并且燃料成本的上涨确实也不该该完全由发电企业承担。”

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出,现行的电力市场建立其实不完美。“我国长协的特殊之处在于一口价锁死,国外的长协一般会有价风格整公式,提早约定好哪些成本能够传导到电价中去,按什么体例传导。以我国目前的情况,更应该存眷市场自己在价格传导顺畅性、风险办理完美水平等方面存在的问题。”

叶泽进一步指出,自2020年1月1日起,我国全面打消煤电价格联动机造,实行多年的“标杆上彀电价机造”改为“基准价+上下浮动”的市场化机造。此中,基准价按各地此前燃煤发电标杆上彀电价确定,浮动范畴为上浮不超越10%、下浮原则上不超越15%,详细电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。“那个机造顺畅运转的前提是煤价连结相对不变,一旦煤价大幅颠簸,新机造的不合理性就会充实表露出来。好比本年的煤价大幅上涨,即便按10%的上浮比率确定交易价格,也不克不及传导煤价成本的上涨。因而,新机造在设想上有明显的破绽。”

梁亮堂也坦言,此前因为煤炭产能丰裕,煤电矛盾另有“周期”可言,“但此次就是持久缺煤,煤炭企业‘咬’着高价,电厂根本是国有企业,不克不及停机,再贵也得买。”

仍需政策治标

“若煤电厂全面、持久吃亏,企业就面对破产的风险。”梁亮堂婉言,为制止吃亏甚至破产,煤电企业一定会设法少发电或者停机,“最间接的影响即是缺电”。

事实也确实如斯,叶春指出:“以2020年11月为例,我国浙江、湖南的用电量增速别离为8.8%和9.1%,而火电发电量增速仅为5.1%和2.4%,供需明显错配。2021年以来,部门省市未进入迎峰度夏期就频繁呈现拉闸限电现象,电力供给紧缺信号凸显。”

不只如斯,冯永晟强调,煤电行业的保存窘境若是无法破解,也势必影响可再生能源的开展,进而影响碳达峰、碳中和目的的实现。“煤电是支持新能源继续快速开展的主力资本,也是撑持储能开展的战略资本。若是煤电因全面、持久吃亏而过快、过度地退出,新能源又很难保障电力系统的不变运行,最末将严峻造约新能源开展目的的达成。河还没过,就不要先拆桥。不单不要拆,还要把桥架到对岸。”

叶泽认为,当前煤电企业的保存开展不取决于市场,仍取决于政策。“主管部分要基于市场经济规则,为煤电企业保存开展优化完美现行政策及市场系统和交易机造。当前的电力系统是离不开煤电的,主管部分不克不及对煤电行业的运营困难不管掉臂。”

评论 | 理顺价格机造才气消解煤电窘境

文 | 本报评论员

继2008—2011年间煤电企业大面积吃亏后,2017年至今煤电行业再陷泥潭。差别的是,一贯“富有”的京津唐地域煤电呈现“发一度电、赔一毛钱”的情形仍是初次。一个不成承认的事实是,煤电是当前及将来一段期间内我国电力系统的“压舱石”,实现碳达峰、碳中和目的离不开煤电企业的保驾护航。由此不雅之,煤电厂当下遍及存在的持久巨亏问题,相关主管部分绝不克不及充耳不闻。

在碳中和的布景下,谈到“高碳”的煤电,天然绕不开能源低碳转型的话题。近年来,我国能源构造大幅优化,成就斐然:非化石能源消费比重从2015年的12.1%进步到2019年的15.3%,提早一年完成“十三五”规划目的;“十三五”以来,非化石能源发电量增量占到全社会用电量增量的52.3%,已成为名副其实的主力军;碳中和目的提出后,我国非化石能源开展愈加势不成挡——截至7月底,全国发电拆机容量22.7亿千瓦,此中非化石能源拆机容量已达10.3亿千瓦,同比大增18.0%,且在将来相当长一段期间内仍将连结强劲的增长势头。

与非化石能源规模飙涨相对应的,是煤电拆机占比的逐年下降,目前已降至50%以下。但能源转型不是简单的数学题,而是一个千头万绪、千头万绪的系统性课题。煤电比重的降低,绝不料味着煤电地位的下降。从某种水平上说,跟着非化石能源拆机的突飞猛进,煤电在当前电力系统中愈发不成或缺。

但值得留意的是,近年来,煤电行业面对重重困难,内有燃料价格大幅上涨、操纵小时巨幅下降、综合电价随市场交易持续下滑的压力,外有降碳催生的庞大环保压力。煤电行业若何定位和开展,已不但是煤电行业从业者本身需要存眷的话题,更是关乎碳达峰、碳中和目的能否如期实现的严重难题。

煤电在我国电力拆机中比重更大,碳排放量也占据“大头”,深度参与能源转型是势在必行的事。但煤电不只是被变革的对象,更是变革的重要参与者。

一方面,保障国度能源平安的现实需求决定了煤电行业必需“活下去”。我国的能源资本天禀特点是“缺油少气铀不多,有水富煤多风光”,出格是在目前原油对外依存度超70%、天然气对外依存度超40%的布景下,煤炭是目前包管我国能源平安的不贰选择,那也意味着煤电的关键地位短期内不成能摆荡。

另一方面,可再生能源大规模并网也需要煤电行业“活得好”。“风光”具有间歇性、颠簸性的本性,若何平安、不变并网是当前建立新型电力系统更大的问题。在其他调峰资本远未成熟的当下,若是没有煤电机组平抑海量新能源接入电网后产生的猛烈颠簸,可再生能源的充实消纳和电网的不变输配电将是天方夜谭,“构建以新能源为主体的新型电力系统”的目的,恐怕也将酿成一句空话。

当前煤电企业之所以遍及面对“运营危机”,外表看是源于“煤电顶牛”那一老问题——煤企大赚、电企大亏,但问题的素质出在电价机造没有理顺。电厂买煤卖电,是典型的“中间商”,本能够将成本顺利地疏导进来,但当前的电价构成机造,障碍了成本的疏导,进而一次又一次地让煤电企业陷入集体吃亏的困局。

“惟变革者进,惟立异者强,惟变革立异者胜。”理顺价格机造才是消解煤电窘境的关键所在。任由煤电那个城门不竭“失火”,最末殃及的“池鱼”将是降碳大计。

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