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青海煤電困局如何破解

作者:西北能源監管局青海業務辦 來源:中國能源報 發布時間:2019-06-26 瀏覽:
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青海省電力裝機特性為“大水電、大新能源、小火電”,為進一步了解和掌握青海省火電企業生產經營現狀,西北能源監管局青海業務辦組織開展了專項調研。調研結果顯示,青海火電近年來經營形勢不容樂觀,部分企業資產負債率超過100%,甚至有的企業已經處于停產狀態。如何盡快擺脫困境,是行業和主管部門面臨的重要課題。

青海電網裝機整體特性為“大水電、大新能源、小火電”。但大型水電機組受限于黃河流域灌溉、防洪及為整個西北電網調峰、調頻任務影響,其在省內調峰作用較為有限。因此,火電機組作為青海電網基礎性、支撐性電源,承擔了大量為省內新能源發電深度調峰任務,特別是在冬季枯水和供暖期間,火電機組調峰重要性和壓力更加突出。

截至2018年底,青海電網統調口徑總裝機2992萬千瓦,其中火電裝機383萬千瓦,占比12.8%。2018年,全網總發電量793億千瓦時,其中火電發電量111.5億千瓦時,占比14.1%。

青海統調口徑火電機組中,省調火電企業5家,機組10臺,總裝機316萬千瓦;其余為自備火電企業,主要集中在海西地區。此次調研對象主要為省調火電企業。

結算電價情況。當前省內火電脫硫標桿上網電價為0.3247元/千瓦時。唐湖、寧北和大通等三座早期建設的電廠電價均據此結算。漢東、佐署兩座電廠在2016年投運時,因上網電價無法疏導,電網企業未能按照火電脫硫標桿上網電價執行;后經省發改委協調,確定兩座電廠2016、2017年結算電價分別為0.24、0.28元/千瓦時,自2018年開始基礎部分電量執行火電脫硫標桿上網電價,交易部分電量執行市場電價。漢東電廠近三年電價據此結算。佐署熱電廠2016年未接受協調電價,最終按照鋁電聯動價格倒推結算電價,為0.2759元/千瓦時,后兩年按照協調電價結算。

大用戶直購電交易情況。2016、2017年,省內電力直接交易采取“雙邊協商、價差平移”方式開展。自2018年開始,省內電力直接交易執行政府“輸配電價法”,即發電企業讓利基礎電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加。2018年火電企業讓利基礎電價為0.2415元/千瓦時,2019年為0.24225元/千瓦時。

電煤價格持續上漲直接導致燃料成本已經接近或超過交易電價,企業經營壓力大增。以2018年為例,漢東電廠煤價、煤耗均為最低,在此基礎上,單位度電燃料成本0.224元(含稅),接近0.2308元/千瓦時交易電價;寧北電廠煤價、煤耗均為最高,其單位度電燃料成本0.3586元(含稅),遠超0.1967元/千瓦時交易電價。需要指出的是,受經營現狀影響,寧北電廠已于2019年4月開始處于無限期停運狀態。

利用小時數持續下降。青海電網呈現整體裝機過剩但階段性電力電量不足情況。截至2018年底,全省裝機總量(2992萬千瓦)為最大用電負荷(922萬千瓦)的3.25倍,但青海電網除2018年外大多為電量凈流入,火電企業發電空間客觀上被擠壓。

此外,由于省內電力供需總體寬松和新能源裝機不斷增加,也導致火電機組利用小時持續下降。2018年全省火電企業平均利用小時數僅為3313小時,相比2015年下降46.4%。

結算電價存在爭議。漢東、佐署兩座電廠2016、2017、2018年結算電價中是否包含脫硫脫硝除塵電價(0.027元/千瓦時)存在爭議,發電和電網企業各執一詞,相關政府價格主管部門也未明確;漢東、佐署、大通三座電廠超低排放電價(2016年1月1日前投運機組執行0.01元/千瓦時,1月1日后為0.005元/千瓦時)也因省內上網電價未疏導而無法執行到位。這兩部分涉及資金漢東電廠2.68億元、佐署熱電廠1.98億元、大通電廠313萬元。

電力直接交易需進一步完善。當前省內采取的“輸配電價法”電力直接交易法,讓利基礎電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加。在當前電解鋁行業普遍不景氣形勢下,電解鋁度電價格持續低位運行,直接導致讓利基礎電價和實際交易電價走低,客觀上也加劇了火電企業經營困難。2016、2017、2018年,省內電力直接交易中火電企業平均交易電價分別為0.2793、0.2713、0.2172元/千瓦時,分別讓利0.0454、0.0534、0.0243元/千瓦時,讓利金額分別為5.05、6.57、0.52億元(2016、2017年讓利基礎電價0.3247元/千瓦時,2018年為0.2415元/千瓦時)。

讓市場化機制發揮更大作用

進一步完善煤電聯動機制。電煤作為火電企業生產運營主要成本,占比超過70%,煤炭價格波動、品質優劣直接影響火電企業正常經營乃至生存。建議由政府部門牽頭組織各方簽訂電煤長協,保障火電企業基本發電需求。適當考慮煤電聯動對火電企業經營影響,引導煤炭企業和火電企業通過相互參股、換股等形式發展煤電聯營。

繼續加快推進電力市場化建設。由于省內電量長期供大于求,火電與新能源在非市場模式下競爭處于劣勢,需通過市場化改革逐步體現火電在平衡電量、深度調峰等方面價值。建議加快省內電力市場特別是輔助服務市場建設,通過建立市場化補償機制體現輔助服務價值,鼓勵火電企業深度挖掘機組調峰能力,多渠道增加收益。此外,提高全網調峰能力也將極大提升省內新能源消納和送出效益。

協調落實火電機組爭議電價。相關政府部門、電網和發電企業要明確責任、相互配合,本著“尊重歷史、依法依規”原則,協調解決電價結算中存在問題,盡最大努力幫助省內火電企業脫困解難。

穩妥推進電力直接交易。大用戶直購電交易作為電力市場改革的一部分,應該由“政府指導、市場定價”,采用行政手段要求發電企業電價讓利不應成為唯一目的。建議進一步規范市場主體交易行為,減少行政干預,協商建立“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制,探索建立隨產品價格聯動的交易電價調整機制,盡可能還原電價本身商品屬性。

關鍵字:煤電

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