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(yè)生產(chǎn)經(jīng)營現(xiàn)狀，西北能源監(jiān)管局青海業(yè)務(wù)辦組織開展了專項調(diào)研。調(diào)研結(jié)果顯示，青海火電近年來經(jīng)營形勢不容樂觀，部分企業(yè)資產(chǎn)負債率超過100%，甚至有的企業(yè)已經(jīng)處于停產(chǎn)狀態(tài)。如何盡快擺脫困境，是行業(yè)和主管部門面臨的重要課題。

 

 

 

 

青海電網(wǎng)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(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻任務(wù)影響，其在省內(nèi)調(diào)峰作用較為有限。因此，火電機組作為青海電網(wǎng)基礎(chǔ)性、支撐性電源，承擔(dān)了大量為省內(nèi)新能源發(fā)電深度調(diào)峰任務(wù)，特別是在冬季枯水和供暖期間，火電機組調(diào)峰重要性和壓力更加突出。

 

截至2018年底，青海電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)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(wǎng)總發(fā)電量793億千瓦時，其中火電發(fā)電量111.5億千瓦時，占比14.1%。

 

青海統(tǒng)調(diào)口徑火電機組中，省調(diào)火電企業(yè)5家，機組10臺，總裝機316萬千瓦；其余為自備火電企業(yè)，主要集中在海西地區(qū)。此次調(diào)研對象主要為省調(diào)火電企業(yè)。

 

結(jié)算電價情況。當(dāng)前省內(nèi)火電脫硫標桿上網(wǎng)電價為0.3247元/千瓦時。唐湖、寧北和大通等三座早期建設(shè)的電廠電價均據(jù)此結(jié)算。漢東、佐署兩座電廠在2016年投運時，因上網(wǎng)電價無法疏導(dǎo)，電網(wǎng)企業(yè)未能按照火電脫硫標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行；后經(jīng)省發(fā)改委協(xié)調(diào)，確定兩座電廠2016、2017年結(jié)算電價分別為0.24、0.28元/千瓦時，自2018年開始基礎(chǔ)部分電量執(zhí)行火電脫硫標桿上網(wǎng)電價，交易部分電量執(zhí)行市場電價。漢東電廠近三年電價據(jù)此結(jié)算。佐署熱電廠2016年未接受協(xié)調(diào)電價，最終按照鋁電聯(lián)動價格倒推結(jié)算電價，為0.2759元/千瓦時，后兩年按照協(xié)調(diào)電價結(jié)算。

 

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

 

電煤價格持續(xù)上漲直接導(dǎo)致燃料成本已經(jīng)接近或超過交易電價，企業(yè)經(jīng)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(chǔ)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(jīng)營現(xiàn)狀影響，寧北電廠已于2019年4月開始處于無限期停運狀態(tài)。

 

利用小時數(shù)持續(xù)下降。青海電網(wǎng)呈現(xiàn)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(wǎng)除2018年外大多為電量凈流入，火電企業(yè)發(fā)電空間客觀上被擠壓。

 

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

 

結(jié)算電價存在爭議。漢東、佐署兩座電廠2016、2017、2018年結(jié)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(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)各執(zhí)一詞，相關(guān)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(zhí)行0.01元/千瓦時，1月1日后為0.005元/千瓦時）也因省內(nèi)上網(wǎng)電價未疏導(dǎo)而無法執(zhí)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(dāng)前省內(nèi)采取的“輸配電價法”電力直接交易法，讓利基礎(chǔ)電價=電解鋁度電價格-輸配電價-基金及附加。在當(dāng)前電解鋁行業(yè)普遍不景氣形勢下，電解鋁度電價格持續(xù)低位運行，直接導(dǎo)致讓利基礎(chǔ)電價和實際交易電價走低，客觀上也加劇了火電企業(yè)經(jīng)營困難。2016、2017、2018年，省內(nèi)電力直接交易中火電企業(yè)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(chǔ)電價0.3247元/千瓦時，2018年為0.2415元/千瓦時）。

 

 

進一步完善煤電聯(lián)動機制。電煤作為火電企業(yè)生產(chǎn)運營主要成本，占比超過70%，煤炭價格波動、品質(zhì)優(yōu)劣直接影響火電企業(yè)正常經(jīng)營乃至生存。建議由政府部門牽頭組織各方簽訂電煤長協(xié)，保障火電企業(yè)基本發(fā)電需求。適當(dāng)考慮煤電聯(lián)動對火電企業(yè)經(jīng)營影響，引導(dǎo)煤炭企業(yè)和火電企業(yè)通過相互參股、換股等形式發(fā)展煤電聯(lián)營。

 

繼續(xù)加快推進電力市場化建設(shè)。由于省內(nèi)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(xiàn)火電在平衡電量、深度調(diào)峰等方面價值。建議加快省內(nèi)電力市場特別是輔助服務(wù)市場建設(shè)，通過建立市場化補償機制體現(xiàn)輔助服務(wù)價值，鼓勵火電企業(yè)深度挖掘機組調(diào)峰能力，多渠道增加收益。此外，提高全網(wǎng)調(diào)峰能力也將極大提升省內(nèi)新能源消納和送出效益。

 

協(xié)調(diào)落實火電機組爭議電價。相關(guān)政府部門、電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)要明確責(zé)任、相互配合，本著“尊重歷史、依法依規(guī)”原則，協(xié)調(diào)解決電價結(jié)算中存在問題，盡最大努力幫助省內(nèi)火電企業(yè)脫困解難。

 

穩(wěn)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(yīng)該由“政府指導(dǎo)、市場定價”，采用行政手段要求發(fā)電企業(yè)電價讓利不應(yīng)成為唯一目的。建議進一步規(guī)范市場主體交易行為，減少行政干預(yù)，協(xié)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(chǎn)品價格聯(lián)動的交易電價調(diào)整機制，盡可能還原電價本身商品屬性。