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      中國能源報發布時間:2021-09-13 10:10:46  作者:趙紫原、姚金楠

        發一度電,賠一毛錢——這是京津唐地區某燃煤發電企業持續多日的經營異象。知情人士甚至指出,如果電價低位鎖死、煤價持續飛漲的情況繼續下去,當地燃煤電廠“可能一個多月就會被徹底拖垮”。

        在此背景下,大唐國際、北京國電電力、京能電力、華能集團華北分公司等11家燃煤發電企業曾在1個月前聯名向北京市城市管理委員會上書,請求重新簽訂北京地區電力直接交易2021年10—12月的年度長協合同。截至記者發稿,能否重簽合同尚無定論。

        在這份名為《關于重新簽約北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同的請示》(以下簡稱“《請示》文件”)的函件中,11家企業聯名指出,京津唐電網燃煤電廠成本已超過盈虧平衡點,與基準電價嚴重倒掛,燃煤電廠虧損面達到100%,煤炭庫存普遍偏低,煤量煤質無法保障,發電能力受阻,嚴重影響電力交易的正常開展和電力穩定供應,企業經營狀況極度困難,部分企業已出現了資金鏈斷裂。

        據記者了解,京津唐地區只是全國煤電行業“經營危機”的一個縮影。(文丨 趙紫原 姚金楠)

        煤價翻倍增長

        “2008年左右也出現過電煤持續漲價的情況,但當時京津唐地區煤電機組的利用小時數還是比較高的,雖然那時候煤價也比較高,但持續時間短,至少賣電賺回來的電費還足夠買煤,有時候還能剩點。但這次不一樣,入不敷出,如果再不調整,可能整個煤電行業要崩潰了。”華北電網電力調度處原處長梁明亮說,按照當前秦皇島港5500大卡燃煤價格約885元/噸計算,折算到7000大卡標煤,價格為1126元/噸;2020年全國平均供電煤耗為307克/千瓦時,依此測算,僅燃料成本就達到0.3456元/千瓦時。“現在的基準電價在0.35—0.36元/千瓦時左右。這還沒考慮電煤運輸到電廠的費用,肯定是發一度賠一度。”

        某煤電企業相關負責人告訴記者,在去年底簽約時,煤價水平只有600多元/噸。“低的時候甚至是300—400元/噸。誰能想到現在幾乎是在翻倍漲價。”

        煤價隨行就市、水漲船高,電價卻被牢牢鎖死?!墩埵尽肺募@示,北京地區電力直接交易價格平均降幅已達到0.06—0.11元/千瓦時,京津唐燃煤電廠在煤價突漲且持續高位運行等市場發生嚴重異常的情況下,已無力完成2020年12月簽約的北京地區2021年10—12月電力直接交易和2021年3月簽約的北京地區2021年10—12月電力直接交易。

        中國電力企業聯合會規劃發展部副主任、燃料分會副秘書長葉春指出,今年上半年,中國沿海電煤采購價格指數(CECI)曹妃甸指數5500大卡現貨成交價已超過1000元/噸。事實上,2016年實施煤炭供給側結構性改革以來,煤炭供需形勢扭轉,電煤價格一路攀升,而煤電企業經營形勢則日漸嚴峻,中電聯多次通過各種渠道上報國家相關部委反映經營困難。“在政策性降電價、燃料價格上漲、電力市場交易規模擴大等多重因素影響下,煤電企業生存空間一壓再壓。”

        電價機制漏洞凸顯

        “無力完成”就可以重簽合同嗎?在長沙理工大學教授葉澤看來,重簽合同的訴求不合“規”卻合“理”。“市場交易合同是嚴肅的經濟合同,受法律保護,不能因為一方利益受損或者虧損就更改合同。如果這樣,市場經濟根本無法正常運轉。但煤電企業的確嚴重虧損,而且燃料成本的上漲確實也不應該完全由發電企業承擔。”

        中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟指出,現行的電力市場建設并不完善。“我國長協的特殊之處在于一口價鎖死,國外的長協一般會有價格調整公式,提前約定好哪些成本可以傳導到電價中去,按什么方式傳導。以我國目前的情況,更應該關注市場本身在價格傳導順暢性、風險管理完善程度等方面存在的問題。”

        葉澤進一步指出,自2020年1月1日起,我國全面取消煤電價格聯動機制,實行多年的“標桿上網電價機制”改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。其中,基準價按各地此前燃煤發電標桿上網電價確定,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定。“這個機制順暢運轉的前提是煤價保持相對穩定,一旦煤價大幅波動,新機制的不合理性就會充分暴露出來。比如今年的煤價大幅上漲,即使按10%的上浮比率確定交易價格,也不能傳導煤價成本的上漲。因此,新機制在設計上有明顯的漏洞。”

        梁明亮也坦言,此前由于煤炭產能充裕,煤電矛盾尚有“周期”可言,“但這次就是長期缺煤,煤炭企業‘咬’著高價,電廠基本是國有企業,不能停機,再貴也得買。”

        仍需政策治本

        “若煤電廠全面、長期虧損,企業就面臨破產的風險。”梁明亮直言,為避免虧損乃至破產,煤電企業必然會設法少發電或者停機,“最直接的影響便是缺電”。

        事實也的確如此,葉春指出:“以2020年11月為例,我國浙江、湖南的用電量增速分別為8.8%和9.1%,而火電發電量增速僅為5.1%和2.4%,供需明顯錯配。2021年以來,部分省市未進入迎峰度夏期就頻繁出現拉閘限電現象,電力供應緊缺信號凸顯。”

        不僅如此,馮永晟強調,煤電行業的生存窘境如果無法破解,也必將影響可再生能源的發展,進而影響碳達峰、碳中和目標的實現。“煤電是支撐新能源繼續快速發展的主力資源,也是支持儲能發展的戰略資源。如果煤電因全面、長期虧損而過快、過度地退出,新能源又很難保障電力系統的穩定運行,最終將嚴重制約新能源發展目標的達成。河還沒過,就不要先拆橋。不但不要拆,還要把橋架到對岸。”

        葉澤認為,當前煤電企業的生存發展不取決于市場,仍取決于政策。“主管部門要基于市場經濟規則,為煤電企業生存發展優化完善現行政策及市場體系和交易機制。當前的電力系統是離不開煤電的,主管部門不能對煤電行業的經營困難不管不顧。”

        評論 | 理順價格機制才能消解煤電困境文 | 中國能源報評論員

        繼2008—2011年間煤電企業大面積虧損后,2017年至今煤電行業再陷泥潭。不同的是,一向“富裕”的京津唐地區煤電出現“發一度電、賠一毛錢”的情形還是首次。一個不可否認的事實是,煤電是當前及未來一段時期內我國電力系統的“壓艙石”,實現碳達峰、碳中和目標離不開煤電企業的保駕護航。由此觀之,煤電廠當下普遍存在的長期巨虧問題,相關主管部門絕不能置之不理。

        在碳中和的背景下,談到“高碳”的煤電,自然繞不開能源低碳轉型的話題。近年來,我國能源結構大幅優化,成就斐然:非化石能源消費比重從2015年的12.1%提高到2019年的15.3%,提前一年完成“十三五”規劃目標;“十三五”以來,非化石能源發電量增量占到全社會用電量增量的52.3%,已成為名副其實的主力軍;碳中和目標提出后,我國非化石能源發展更加勢不可擋——截至7月底,全國發電裝機容量22.7億千瓦,其中非化石能源裝機容量已達10.3億千瓦,同比大增18.0%,且在未來相當長一段時期內仍將保持強勁的增長勢頭。

        與非化石能源規模飆漲相對應的,是煤電裝機占比的逐年下降,目前已降至50%以下。但能源轉型不是簡單的數學題,而是一個盤根錯節、千頭萬緒的系統性課題。煤電比重的降低,絕不意味著煤電地位的下降。從某種程度上說,隨著非化石能源裝機的突飛猛進,煤電在當前電力系統中愈發不可或缺。

        但值得注意的是,近年來,煤電行業面臨重重困難,內有燃料價格大幅上漲、利用小時巨幅下降、綜合電價隨市場交易持續下滑的壓力,外有降碳催生的巨大環保壓力。煤電行業如何定位和發展,已不只是煤電行業從業者自身需要關注的話題,更是關乎碳達峰、碳中和目標能否如期實現的重大難題。

        煤電在我國電力裝機中比重最大,碳排放量也占據“大頭”,深度參與能源轉型是勢在必行的事。但煤電不僅是被改革的對象,更是改革的重要參與者。

        一方面,保障國家能源安全的現實需求決定了煤電行業必須“活下去”。我國的能源資源稟賦特點是“缺油少氣鈾不多,有水富煤多風光”,特別是在目前原油對外依存度超70%、天然氣對外依存度超40%的背景下,煤炭是目前保證我國能源安全的不二選擇,這也意味著煤電的關鍵地位短期內不可能動搖。

        另一方面,可再生能源大規模并網也需要煤電行業“活得好”。“風光”具有間歇性、波動性的天性,如何安全、穩定并網是當前建設新型電力系統最大的問題。在其他調峰資源遠未成熟的當下,如果沒有煤電機組平抑海量新能源接入電網后產生的劇烈波動,可再生能源的充分消納和電網的穩定輸配電將是天方夜譚,“構建以新能源為主體的新型電力系統”的目標,恐怕也將變成一句空話。

        當前煤電企業之所以普遍面臨“經營危機”,表面看是源于“煤電頂牛”這一老問題——煤企大賺、電企大虧,但問題的本質出在電價機制沒有理順。電廠買煤賣電,是典型的“中間商”,本可以將成本順利地疏導出去,但當前的電價形成機制,阻礙了成本的疏導,進而一次又一次地讓煤電企業陷入集體虧損的困局。

        “惟改革者進,惟創新者強,惟改革創新者勝。”理順價格機制才是消解煤電困境的關鍵所在。任由煤電這個城門不斷“失火”,最終殃及的“池魚”將是降碳大計。

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