西南電力市場水火不濟都受傷
自2016年下半年以來，受電煤鐵路、水路運輸通道制約、全國煤炭產(chǎn)能下降、煤炭價格大幅上漲、本地電煤供應嚴重不足等綜合因素影響，重慶、貴州的電煤供應形勢一度非常緊張。電煤成本高企與發(fā)電收入銳減，導致
自2016年下半年以來，受電煤鐵路、水路運輸通道制約、全國煤炭產(chǎn)能下降、煤炭價格大幅上漲、本地電煤供應嚴重不足等綜合因素影響，重慶、貴州的電煤供應形勢一度非常緊張。電煤成本高企與發(fā)電收入銳減，導致當?shù)?a href="http://www.e4938.cn/yqxxh/hd/" target="_blank" class="keylink">發(fā)電企業(yè)大面積虧損。
而縱觀整個西南地區(qū)，一邊是四川、云南的水電嚴重棄水，一邊是重慶、貴州的電煤供應危機——相鄰的四省市，電力市場卻呈現(xiàn)“水火兩重天”的局面。
業(yè)內(nèi)人士指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。立足國家利益、打破省際壁壘已是能源革命的當務之急。
電煤供應拉響“紅色警報”
在重慶市和貴州省，煤與電長期對立，而電煤價格一直是雙方博弈的焦點。在2011年電煤供應緊張致使火電發(fā)電量減少后，2016年，電煤供應再次出現(xiàn)緊張局面，煤電關系再現(xiàn)對立。
去年至今，受煤炭需求增加、來水減少等影響，素有“江南煤海”之稱的貴州，煤炭價格大幅上漲、電煤供應緊張，電廠存煤大幅下降，上游煤價上漲疊加下游電價下降，一些電廠虧損嚴重，部分機組被迫停運，外送電量被迫調(diào)減。
貴州省能源局有關負責人說，受煤炭需求增加、來水減少、去產(chǎn)能控產(chǎn)量等因素影響，去年下半年開始煤炭市場出現(xiàn)較大波動，煤炭日產(chǎn)量去年9月份探底至19萬噸，日供電煤量只有8萬噸。
該負責人介紹，電煤告急以來，貴州省成立了省煤炭生產(chǎn)供應調(diào)度指揮辦公室，掛圖作戰(zhàn)、掛牌督戰(zhàn)。2016年下半年將占全省煤炭產(chǎn)量60％以上的9家國有企業(yè)和20家骨干民營企業(yè)納入重點調(diào)度。并撥付了獎補資金6億元用于煤炭生產(chǎn)及保障，省級財政還安排專項資金補助煤礦技術改造、設備更新和轉(zhuǎn)型升級貼息貸款。同時，加快證照辦理，延長企業(yè)采礦許可證時間，加速釋放有效產(chǎn)能。
在2016年的最后一天，貴州省能源局、貴州省經(jīng)信委等部門組織煤炭、火電發(fā)電企業(yè)等在貴陽簽訂電煤生產(chǎn)供應和采購責任書，動員雙方簽訂電煤供需中長期合同。
而針對今年2月份以來貴州電煤進入紅色預警的嚴峻局面，南方電網(wǎng)按照“以煤定電”的原則安排貴州送電，1月至4月調(diào)減貴州外送電量81億千瓦時，并充分利用通道能力增加云電送出。同時，密切跟蹤貴州電煤供應情況，依靠貴州省政府組織各火電廠繼續(xù)加大電煤采購力度，提高電廠電煤存量，加強機組運行維護和超低排放改造工作，公司最大限度降低電煤供應不足對電力供應產(chǎn)生的影響。
盡管采取一系列激勵措施解除了電煤紅色預警，但受到融資難、涉法涉訴問題較多、煤—電—用全產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)動機制缺失等影響，煤炭產(chǎn)能釋放緩慢，供應總體偏緊局面短期內(nèi)仍難以化解。
“旺季不旺”凸顯產(chǎn)能過剩危機
在“276個工作日”制度的推動下，2016年全國原煤產(chǎn)量持續(xù)下降，煤炭需求卻因天氣、宏觀經(jīng)濟回暖等因素意外走強，導致全國煤炭供應持續(xù)偏緊，煤炭價格一路飆升。
然而，煤炭價格“淡季不淡”，價格上漲直接傳導至煤電企業(yè)，推高了發(fā)電成本，讓煤電企業(yè)“旺季不旺”，甚至陷入大面積虧損。貴州某火電公司有關負責人介紹，煤價直線上漲，省內(nèi)火電企業(yè)煤價平均上漲150元左右。去年公司火電發(fā)電量304億千瓦時，單位售電成本0.2947元/千瓦時，其中燃料成本0.1453元/千瓦時。
一些煤炭、電力企業(yè)負責人介紹，煤電對立時，政府“有形之手”往往依據(jù)市場反轉(zhuǎn)情況“頭痛醫(yī)頭、腳痛醫(yī)腳”；同時發(fā)電企業(yè)對政府有依賴心理，不愿占壓資金增加庫存而持觀望態(tài)度，造成煤與電這對“難兄難弟”互相傷害。
同時，地方在電力體制改革中要求發(fā)電企業(yè)通過市場交易電量向用戶讓利，令煤電企業(yè)的現(xiàn)金流更加“吃緊”。
“去年公司市場交易電量占總發(fā)電量的一半以上，每度電向用戶平均讓利9分錢。平均售電不含稅價為0.2399元/千瓦時，低于標桿電價4分錢/千瓦時。上游煤價上漲疊加下游電價下降，導致每發(fā)一度電虧損3到5分錢，全年預計虧損10億元以上，一些機組被迫停運。”上述火電公司有關負責人說。
一些煤電企業(yè)認為，虧損的直接原因是煤炭行業(yè)與煤電企業(yè)價格機制的沖突，以及部分省份發(fā)用電計劃過快放開。同時，電力直接交易規(guī)模大幅度拉低發(fā)電企業(yè)交易電價，加上直接交易電量不再享受脫硫脫硝和超低排放的電價補貼，原先煤電聯(lián)動的上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)名存實亡。
但也有分析人士指出，煤電企業(yè)大面積虧損的根本原因在于整個電力行業(yè)產(chǎn)能過剩，主要是火電項目核準權(quán)由國家發(fā)改委下放地方后，煤電建設在產(chǎn)能已經(jīng)過剩的情況下并未放緩。由于投資慣性的作用，煤電產(chǎn)能過剩風險仍在進一步加劇。而據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計，2016年全國火電設備平均利用小時已降至4165小時，為1964年以來最低水平，比上年度降低199小時。
水火“冤家”如何解
記者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市調(diào)研時發(fā)現(xiàn)，不僅煤與電有“死循環(huán)”難解，水電、火電更是一對“冤家”。但隨著全國性電力需求增速放緩，無論是水電還是火電，當前的發(fā)展都極為困難，這進一步凸顯了能源供給側(cè)改革的急迫性。
西南某大型國有煤企負責人認為，“多年來水電、火電不匹配，多是水火不濟，水多時壓火，壓火則壓煤；網(wǎng)電之爭、電價之爭，降電價則降煤價。棄水保火，保了火也相應保了煤，煤電雖為唇齒相依，但卻形不成共同體，反而成了一種矛盾體。”
經(jīng)過多年發(fā)展，四川、云南水電裝機位于國內(nèi)前列。但近年來，在裝機迅速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，川滇棄水愈演愈烈；相應地，兩省火電企業(yè)的設備利用小時數(shù)也嚴重下降，生存空間越來越小。記者從國家電網(wǎng)四川省電力公司了解到，2016年四川的火電利用小時數(shù)首次低于2000小時，較上一年減少了近20％。
擁有兩臺60萬千瓦燃煤機組的國電成都金堂發(fā)電有限公司（以下簡稱“國電金堂電廠”），是目前成都市范圍內(nèi)唯一一座火電廠。國電金堂電廠總經(jīng)理覃明東告訴記者，由于金堂電廠承擔著為成都電網(wǎng)調(diào)峰的特殊職能，成為整個四川唯一沒有調(diào)度全停的火電廠，但即便如此，2016年的設備利用小時數(shù)還不到2012年時的一半，長期處于“單機、低負荷”狀態(tài)運行。
“十二五”以來，電力供需形勢隨著宏觀經(jīng)濟運行的變化進入新常態(tài)。這固然是當前西南地區(qū)的水電與火電“兩敗俱傷”不可忽視的大環(huán)境，但長期以來以省為壑的發(fā)展路子已不能適應能源革命的需要。
首先，立足國家利益、加大宏觀調(diào)控力度已是當務之急。國務院發(fā)展研究中心研究員王亦楠撰文指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置（西電東送、西氣東輸、南水北調(diào)等），宏觀調(diào)控絕不是可有可無、可多可少的。火電大擴容的直接后果是嚴重擠占了可再生能源的市場空間，該建的跨省送電通道被擱淺、該輸出的電力輸不出去，省際壁壘和地方保護已成清潔能源發(fā)展的嚴重羈絆。
其次，加大全國層面的統(tǒng)籌平衡，實現(xiàn)資源最優(yōu)配置。四川、云南等地的電力行業(yè)人士建議，應加大統(tǒng)籌平衡，在全國范圍內(nèi)統(tǒng)籌火電和清潔能源建設，堅持開發(fā)與市場消納相結(jié)合，統(tǒng)籌水電的開發(fā)與外送，打破兩網(wǎng)和省間壁壘，實現(xiàn)西南水電資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置和全國共享。
第三，業(yè)內(nèi)人士建議國家相關部門可進一步完善跨省跨區(qū)水火電交易機制和外來水電參與調(diào)峰機制，緩解購電省份火電機組停機備用、深度調(diào)峰等壓力；在確保消納國家計劃分配跨省區(qū)發(fā)購電量的前提下，明確跨省區(qū)發(fā)購電量同比例參與受電省份電力市場化交易等問題。
此外健全煤—電—用利益聯(lián)動機制。一方面，組織煤、電企業(yè)簽訂有量有價的電煤供銷年度中長期合同，推進電煤中長期購銷合同簽訂和履行；另一方面，深化電力體制改革，豐富交易品種，指導煤炭、電力、用戶適時調(diào)整價格策略，形成利益共享、風險共擔、協(xié)同發(fā)展的聯(lián)動機制。
盡管采取一系列激勵措施解除了電煤紅色預警，但受到融資難、涉法涉訴問題較多、煤—電—用全產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)動機制缺失等影響，煤炭產(chǎn)能釋放緩慢，供應總體偏緊局面短期內(nèi)仍難以化解。
“旺季不旺”凸顯產(chǎn)能過剩危機
在“276個工作日”制度的推動下，2016年全國原煤產(chǎn)量持續(xù)下降，煤炭需求卻因天氣、宏觀經(jīng)濟回暖等因素意外走強，導致全國煤炭供應持續(xù)偏緊，煤炭價格一路飆升。
然而，煤炭價格“淡季不淡”，價格上漲直接傳導至煤電企業(yè)，推高了發(fā)電成本，讓煤電企業(yè)“旺季不旺”，甚至陷入大面積虧損。貴州某火電公司有關負責人介紹，煤價直線上漲，省內(nèi)火電企業(yè)煤價平均上漲150元左右。去年公司火電發(fā)電量304億千瓦時，單位售電成本0.2947元/千瓦時，其中燃料成本0.1453元/千瓦時。
一些煤炭、電力企業(yè)負責人介紹，煤電對立時，政府“有形之手”往往依據(jù)市場反轉(zhuǎn)情況“頭痛醫(yī)頭、腳痛醫(yī)腳”；同時發(fā)電企業(yè)對政府有依賴心理，不愿占壓資金增加庫存而持觀望態(tài)度，造成煤與電這對“難兄難弟”互相傷害。
同時，地方在電力體制改革中要求發(fā)電企業(yè)通過市場交易電量向用戶讓利，令煤電企業(yè)的現(xiàn)金流更加“吃緊”。
“去年公司市場交易電量占總發(fā)電量的一半以上，每度電向用戶平均讓利9分錢。平均售電不含稅價為0.2399元/千瓦時，低于標桿電價4分錢/千瓦時。上游煤價上漲疊加下游電價下降，導致每發(fā)一度電虧損3到5分錢，全年預計虧損10億元以上，一些機組被迫停運。”上述火電公司有關負責人說。
一些煤電企業(yè)認為，虧損的直接原因是煤炭行業(yè)與煤電企業(yè)價格機制的沖突，以及部分省份發(fā)用電計劃過快放開。同時，電力直接交易規(guī)模大幅度拉低發(fā)電企業(yè)交易電價，加上直接交易電量不再享受脫硫脫硝和超低排放的電價補貼，原先煤電聯(lián)動的上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)名存實亡。
但也有分析人士指出，煤電企業(yè)大面積虧損的根本原因在于整個電力行業(yè)產(chǎn)能過剩，主要是火電項目核準權(quán)由國家發(fā)改委下放地方后，煤電建設在產(chǎn)能已經(jīng)過剩的情況下并未放緩。由于投資慣性的作用，煤電產(chǎn)能過剩風險仍在進一步加劇。而據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計，2016年全國火電設備平均利用小時已降至4165小時，為1964年以來最低水平，比上年度降低199小時。
記者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市調(diào)研時發(fā)現(xiàn)，不僅煤與電有“死循環(huán)”難解，水電、火電更是一對“冤家”。但隨著全國性電力需求增速放緩，無論是水電還是火電，當前的發(fā)展都極為困難，這進一步凸顯了能源供給側(cè)改革的急迫性。
西南某大型國有煤企負責人認為，“多年來水電、火電不匹配，多是水火不濟，水多時壓火，壓火則壓煤；網(wǎng)電之爭、電價之爭，降電價則降煤價。棄水保火，保了火也相應保了煤，煤電雖為唇齒相依，但卻形不成共同體，反而成了一種矛盾體。”
經(jīng)過多年發(fā)展，四川、云南水電裝機位于國內(nèi)前列。但近年來，在裝機迅速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，川滇棄水愈演愈烈；相應地，兩省火電企業(yè)的設備利用小時數(shù)也嚴重下降，生存空間越來越小。記者從國家電網(wǎng)四川省電力公司了解到，2016年四川的火電利用小時數(shù)首次低于2000小時，較上一年減少了近20％。
擁有兩臺60萬千瓦燃煤機組的國電成都金堂發(fā)電有限公司（以下簡稱“國電金堂電廠”），是目前成都市范圍內(nèi)唯一一座火電廠。國電金堂電廠總經(jīng)理覃明東告訴記者，由于金堂電廠承擔著為成都電網(wǎng)調(diào)峰的特殊職能，成為整個四川唯一沒有調(diào)度全停的火電廠，但即便如此，2016年的設備利用小時數(shù)還不到2012年時的一半，長期處于“單機、低負荷”狀態(tài)運行。
“十二五”以來，電力供需形勢隨著宏觀經(jīng)濟運行的變化進入新常態(tài)。這固然是當前西南地區(qū)的水電與火電“兩敗俱傷”不可忽視的大環(huán)境，但長期以來以省為壑的發(fā)展路子已不能適應能源革命的需要。
首先，立足國家利益、加大宏觀調(diào)控力度已是當務之急。國務院發(fā)展研究中心研究員王亦楠撰文指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置（西電東送、西氣東輸、南水北調(diào)等），宏觀調(diào)控絕不是可有可無、可多可少的。火電大擴容的直接后果是嚴重擠占了可再生能源的市場空間，該建的跨省送電通道被擱淺、該輸出的電力輸不出去，省際壁壘和地方保護已成清潔能源發(fā)展的嚴重羈絆。
其次，加大全國層面的統(tǒng)籌平衡，實現(xiàn)資源最優(yōu)配置。四川、云南等地的電力行業(yè)人士建議，應加大統(tǒng)籌平衡，在全國范圍內(nèi)統(tǒng)籌火電和清潔能源建設，堅持開發(fā)與市場消納相結(jié)合，統(tǒng)籌水電的開發(fā)與外送，打破兩網(wǎng)和省間壁壘，實現(xiàn)西南水電資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置和全國共享。
第三，業(yè)內(nèi)人士建議國家相關部門可進一步完善跨省跨區(qū)水火電交易機制和外來水電參與調(diào)峰機制，緩解購電省份火電機組停機備用、深度調(diào)峰等壓力；在確保消納國家計劃分配跨省區(qū)發(fā)購電量的前提下，明確跨省區(qū)發(fā)購電量同比例參與受電省份電力市場化交易等問題。
此外，健全煤—電—用利益聯(lián)動機制。一方面，組織煤、電企業(yè)簽訂有量有價的電煤供銷年度中長期合同，推進電煤中長期購銷合同簽訂和履行；另一方面，深化電力體制改革，豐富交易品種，指導煤炭、電力、用戶適時調(diào)整價格策略，形成利益共享、風險共擔、協(xié)同發(fā)展的聯(lián)動機制。
而縱觀整個西南地區(qū)，一邊是四川、云南的水電嚴重棄水，一邊是重慶、貴州的電煤供應危機——相鄰的四省市，電力市場卻呈現(xiàn)“水火兩重天”的局面。
業(yè)內(nèi)人士指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。立足國家利益、打破省際壁壘已是能源革命的當務之急。
電煤供應拉響“紅色警報”
在重慶市和貴州省，煤與電長期對立，而電煤價格一直是雙方博弈的焦點。在2011年電煤供應緊張致使火電發(fā)電量減少后，2016年，電煤供應再次出現(xiàn)緊張局面，煤電關系再現(xiàn)對立。
去年至今，受煤炭需求增加、來水減少等影響，素有“江南煤海”之稱的貴州，煤炭價格大幅上漲、電煤供應緊張，電廠存煤大幅下降，上游煤價上漲疊加下游電價下降，一些電廠虧損嚴重，部分機組被迫停運，外送電量被迫調(diào)減。
貴州省能源局有關負責人說，受煤炭需求增加、來水減少、去產(chǎn)能控產(chǎn)量等因素影響，去年下半年開始煤炭市場出現(xiàn)較大波動，煤炭日產(chǎn)量去年9月份探底至19萬噸，日供電煤量只有8萬噸。
該負責人介紹，電煤告急以來，貴州省成立了省煤炭生產(chǎn)供應調(diào)度指揮辦公室，掛圖作戰(zhàn)、掛牌督戰(zhàn)。2016年下半年將占全省煤炭產(chǎn)量60％以上的9家國有企業(yè)和20家骨干民營企業(yè)納入重點調(diào)度。并撥付了獎補資金6億元用于煤炭生產(chǎn)及保障，省級財政還安排專項資金補助煤礦技術改造、設備更新和轉(zhuǎn)型升級貼息貸款。同時，加快證照辦理，延長企業(yè)采礦許可證時間，加速釋放有效產(chǎn)能。
在2016年的最后一天，貴州省能源局、貴州省經(jīng)信委等部門組織煤炭、火電發(fā)電企業(yè)等在貴陽簽訂電煤生產(chǎn)供應和采購責任書，動員雙方簽訂電煤供需中長期合同。
而針對今年2月份以來貴州電煤進入紅色預警的嚴峻局面，南方電網(wǎng)按照“以煤定電”的原則安排貴州送電，1月至4月調(diào)減貴州外送電量81億千瓦時，并充分利用通道能力增加云電送出。同時，密切跟蹤貴州電煤供應情況，依靠貴州省政府組織各火電廠繼續(xù)加大電煤采購力度，提高電廠電煤存量，加強機組運行維護和超低排放改造工作，公司最大限度降低電煤供應不足對電力供應產(chǎn)生的影響。
盡管采取一系列激勵措施解除了電煤紅色預警，但受到融資難、涉法涉訴問題較多、煤—電—用全產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)動機制缺失等影響，煤炭產(chǎn)能釋放緩慢，供應總體偏緊局面短期內(nèi)仍難以化解。
“旺季不旺”凸顯產(chǎn)能過剩危機
在“276個工作日”制度的推動下，2016年全國原煤產(chǎn)量持續(xù)下降，煤炭需求卻因天氣、宏觀經(jīng)濟回暖等因素意外走強，導致全國煤炭供應持續(xù)偏緊，煤炭價格一路飆升。
然而，煤炭價格“淡季不淡”，價格上漲直接傳導至煤電企業(yè)，推高了發(fā)電成本，讓煤電企業(yè)“旺季不旺”，甚至陷入大面積虧損。貴州某火電公司有關負責人介紹，煤價直線上漲，省內(nèi)火電企業(yè)煤價平均上漲150元左右。去年公司火電發(fā)電量304億千瓦時，單位售電成本0.2947元/千瓦時，其中燃料成本0.1453元/千瓦時。
一些煤炭、電力企業(yè)負責人介紹，煤電對立時，政府“有形之手”往往依據(jù)市場反轉(zhuǎn)情況“頭痛醫(yī)頭、腳痛醫(yī)腳”；同時發(fā)電企業(yè)對政府有依賴心理，不愿占壓資金增加庫存而持觀望態(tài)度，造成煤與電這對“難兄難弟”互相傷害。
同時，地方在電力體制改革中要求發(fā)電企業(yè)通過市場交易電量向用戶讓利，令煤電企業(yè)的現(xiàn)金流更加“吃緊”。
“去年公司市場交易電量占總發(fā)電量的一半以上，每度電向用戶平均讓利9分錢。平均售電不含稅價為0.2399元/千瓦時，低于標桿電價4分錢/千瓦時。上游煤價上漲疊加下游電價下降，導致每發(fā)一度電虧損3到5分錢，全年預計虧損10億元以上，一些機組被迫停運。”上述火電公司有關負責人說。
一些煤電企業(yè)認為，虧損的直接原因是煤炭行業(yè)與煤電企業(yè)價格機制的沖突，以及部分省份發(fā)用電計劃過快放開。同時，電力直接交易規(guī)模大幅度拉低發(fā)電企業(yè)交易電價，加上直接交易電量不再享受脫硫脫硝和超低排放的電價補貼，原先煤電聯(lián)動的上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)名存實亡。
但也有分析人士指出，煤電企業(yè)大面積虧損的根本原因在于整個電力行業(yè)產(chǎn)能過剩，主要是火電項目核準權(quán)由國家發(fā)改委下放地方后，煤電建設在產(chǎn)能已經(jīng)過剩的情況下并未放緩。由于投資慣性的作用，煤電產(chǎn)能過剩風險仍在進一步加劇。而據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計，2016年全國火電設備平均利用小時已降至4165小時，為1964年以來最低水平，比上年度降低199小時。
水火“冤家”如何解
記者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市調(diào)研時發(fā)現(xiàn)，不僅煤與電有“死循環(huán)”難解，水電、火電更是一對“冤家”。但隨著全國性電力需求增速放緩，無論是水電還是火電，當前的發(fā)展都極為困難，這進一步凸顯了能源供給側(cè)改革的急迫性。
西南某大型國有煤企負責人認為，“多年來水電、火電不匹配，多是水火不濟，水多時壓火，壓火則壓煤；網(wǎng)電之爭、電價之爭，降電價則降煤價。棄水保火，保了火也相應保了煤，煤電雖為唇齒相依，但卻形不成共同體，反而成了一種矛盾體。”
經(jīng)過多年發(fā)展，四川、云南水電裝機位于國內(nèi)前列。但近年來，在裝機迅速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，川滇棄水愈演愈烈；相應地，兩省火電企業(yè)的設備利用小時數(shù)也嚴重下降，生存空間越來越小。記者從國家電網(wǎng)四川省電力公司了解到，2016年四川的火電利用小時數(shù)首次低于2000小時，較上一年減少了近20％。
擁有兩臺60萬千瓦燃煤機組的國電成都金堂發(fā)電有限公司（以下簡稱“國電金堂電廠”），是目前成都市范圍內(nèi)唯一一座火電廠。國電金堂電廠總經(jīng)理覃明東告訴記者，由于金堂電廠承擔著為成都電網(wǎng)調(diào)峰的特殊職能，成為整個四川唯一沒有調(diào)度全停的火電廠，但即便如此，2016年的設備利用小時數(shù)還不到2012年時的一半，長期處于“單機、低負荷”狀態(tài)運行。
“十二五”以來，電力供需形勢隨著宏觀經(jīng)濟運行的變化進入新常態(tài)。這固然是當前西南地區(qū)的水電與火電“兩敗俱傷”不可忽視的大環(huán)境，但長期以來以省為壑的發(fā)展路子已不能適應能源革命的需要。
首先，立足國家利益、加大宏觀調(diào)控力度已是當務之急。國務院發(fā)展研究中心研究員王亦楠撰文指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置（西電東送、西氣東輸、南水北調(diào)等），宏觀調(diào)控絕不是可有可無、可多可少的。火電大擴容的直接后果是嚴重擠占了可再生能源的市場空間，該建的跨省送電通道被擱淺、該輸出的電力輸不出去，省際壁壘和地方保護已成清潔能源發(fā)展的嚴重羈絆。
其次，加大全國層面的統(tǒng)籌平衡，實現(xiàn)資源最優(yōu)配置。四川、云南等地的電力行業(yè)人士建議，應加大統(tǒng)籌平衡，在全國范圍內(nèi)統(tǒng)籌火電和清潔能源建設，堅持開發(fā)與市場消納相結(jié)合，統(tǒng)籌水電的開發(fā)與外送，打破兩網(wǎng)和省間壁壘，實現(xiàn)西南水電資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置和全國共享。
第三，業(yè)內(nèi)人士建議國家相關部門可進一步完善跨省跨區(qū)水火電交易機制和外來水電參與調(diào)峰機制，緩解購電省份火電機組停機備用、深度調(diào)峰等壓力；在確保消納國家計劃分配跨省區(qū)發(fā)購電量的前提下，明確跨省區(qū)發(fā)購電量同比例參與受電省份電力市場化交易等問題。
此外健全煤—電—用利益聯(lián)動機制。一方面，組織煤、電企業(yè)簽訂有量有價的電煤供銷年度中長期合同，推進電煤中長期購銷合同簽訂和履行；另一方面，深化電力體制改革，豐富交易品種，指導煤炭、電力、用戶適時調(diào)整價格策略，形成利益共享、風險共擔、協(xié)同發(fā)展的聯(lián)動機制。
盡管采取一系列激勵措施解除了電煤紅色預警，但受到融資難、涉法涉訴問題較多、煤—電—用全產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)動機制缺失等影響，煤炭產(chǎn)能釋放緩慢，供應總體偏緊局面短期內(nèi)仍難以化解。
“旺季不旺”凸顯產(chǎn)能過剩危機
在“276個工作日”制度的推動下，2016年全國原煤產(chǎn)量持續(xù)下降，煤炭需求卻因天氣、宏觀經(jīng)濟回暖等因素意外走強，導致全國煤炭供應持續(xù)偏緊，煤炭價格一路飆升。
然而，煤炭價格“淡季不淡”，價格上漲直接傳導至煤電企業(yè)，推高了發(fā)電成本，讓煤電企業(yè)“旺季不旺”，甚至陷入大面積虧損。貴州某火電公司有關負責人介紹，煤價直線上漲，省內(nèi)火電企業(yè)煤價平均上漲150元左右。去年公司火電發(fā)電量304億千瓦時，單位售電成本0.2947元/千瓦時，其中燃料成本0.1453元/千瓦時。
一些煤炭、電力企業(yè)負責人介紹，煤電對立時，政府“有形之手”往往依據(jù)市場反轉(zhuǎn)情況“頭痛醫(yī)頭、腳痛醫(yī)腳”；同時發(fā)電企業(yè)對政府有依賴心理，不愿占壓資金增加庫存而持觀望態(tài)度，造成煤與電這對“難兄難弟”互相傷害。
同時，地方在電力體制改革中要求發(fā)電企業(yè)通過市場交易電量向用戶讓利，令煤電企業(yè)的現(xiàn)金流更加“吃緊”。
“去年公司市場交易電量占總發(fā)電量的一半以上，每度電向用戶平均讓利9分錢。平均售電不含稅價為0.2399元/千瓦時，低于標桿電價4分錢/千瓦時。上游煤價上漲疊加下游電價下降，導致每發(fā)一度電虧損3到5分錢，全年預計虧損10億元以上，一些機組被迫停運。”上述火電公司有關負責人說。
一些煤電企業(yè)認為，虧損的直接原因是煤炭行業(yè)與煤電企業(yè)價格機制的沖突，以及部分省份發(fā)用電計劃過快放開。同時，電力直接交易規(guī)模大幅度拉低發(fā)電企業(yè)交易電價，加上直接交易電量不再享受脫硫脫硝和超低排放的電價補貼，原先煤電聯(lián)動的上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)名存實亡。
但也有分析人士指出，煤電企業(yè)大面積虧損的根本原因在于整個電力行業(yè)產(chǎn)能過剩，主要是火電項目核準權(quán)由國家發(fā)改委下放地方后，煤電建設在產(chǎn)能已經(jīng)過剩的情況下并未放緩。由于投資慣性的作用，煤電產(chǎn)能過剩風險仍在進一步加劇。而據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計，2016年全國火電設備平均利用小時已降至4165小時，為1964年以來最低水平，比上年度降低199小時。
記者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市調(diào)研時發(fā)現(xiàn)，不僅煤與電有“死循環(huán)”難解，水電、火電更是一對“冤家”。但隨著全國性電力需求增速放緩，無論是水電還是火電，當前的發(fā)展都極為困難，這進一步凸顯了能源供給側(cè)改革的急迫性。
西南某大型國有煤企負責人認為，“多年來水電、火電不匹配，多是水火不濟，水多時壓火，壓火則壓煤；網(wǎng)電之爭、電價之爭，降電價則降煤價。棄水保火，保了火也相應保了煤，煤電雖為唇齒相依，但卻形不成共同體，反而成了一種矛盾體。”
經(jīng)過多年發(fā)展，四川、云南水電裝機位于國內(nèi)前列。但近年來，在裝機迅速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，川滇棄水愈演愈烈；相應地，兩省火電企業(yè)的設備利用小時數(shù)也嚴重下降，生存空間越來越小。記者從國家電網(wǎng)四川省電力公司了解到，2016年四川的火電利用小時數(shù)首次低于2000小時，較上一年減少了近20％。
擁有兩臺60萬千瓦燃煤機組的國電成都金堂發(fā)電有限公司（以下簡稱“國電金堂電廠”），是目前成都市范圍內(nèi)唯一一座火電廠。國電金堂電廠總經(jīng)理覃明東告訴記者，由于金堂電廠承擔著為成都電網(wǎng)調(diào)峰的特殊職能，成為整個四川唯一沒有調(diào)度全停的火電廠，但即便如此，2016年的設備利用小時數(shù)還不到2012年時的一半，長期處于“單機、低負荷”狀態(tài)運行。
“十二五”以來，電力供需形勢隨著宏觀經(jīng)濟運行的變化進入新常態(tài)。這固然是當前西南地區(qū)的水電與火電“兩敗俱傷”不可忽視的大環(huán)境，但長期以來以省為壑的發(fā)展路子已不能適應能源革命的需要。
首先，立足國家利益、加大宏觀調(diào)控力度已是當務之急。國務院發(fā)展研究中心研究員王亦楠撰文指出，我國資源分布同生產(chǎn)力發(fā)展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現(xiàn)資源優(yōu)化配置（西電東送、西氣東輸、南水北調(diào)等），宏觀調(diào)控絕不是可有可無、可多可少的。火電大擴容的直接后果是嚴重擠占了可再生能源的市場空間，該建的跨省送電通道被擱淺、該輸出的電力輸不出去，省際壁壘和地方保護已成清潔能源發(fā)展的嚴重羈絆。
其次，加大全國層面的統(tǒng)籌平衡，實現(xiàn)資源最優(yōu)配置。四川、云南等地的電力行業(yè)人士建議，應加大統(tǒng)籌平衡，在全國范圍內(nèi)統(tǒng)籌火電和清潔能源建設，堅持開發(fā)與市場消納相結(jié)合，統(tǒng)籌水電的開發(fā)與外送，打破兩網(wǎng)和省間壁壘，實現(xiàn)西南水電資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置和全國共享。
第三，業(yè)內(nèi)人士建議國家相關部門可進一步完善跨省跨區(qū)水火電交易機制和外來水電參與調(diào)峰機制，緩解購電省份火電機組停機備用、深度調(diào)峰等壓力；在確保消納國家計劃分配跨省區(qū)發(fā)購電量的前提下，明確跨省區(qū)發(fā)購電量同比例參與受電省份電力市場化交易等問題。
此外，健全煤—電—用利益聯(lián)動機制。一方面，組織煤、電企業(yè)簽訂有量有價的電煤供銷年度中長期合同，推進電煤中長期購銷合同簽訂和履行；另一方面，深化電力體制改革，豐富交易品種，指導煤炭、電力、用戶適時調(diào)整價格策略，形成利益共享、風險共擔、協(xié)同發(fā)展的聯(lián)動機制。
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