在过剩的环境下,煤电还不得不面对来自市场的

发布时间:2019-01-27 19:11:48
在过剩的环境下,煤电还不得不面对来自市场的 中电联发布的《2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示:前三季度,电煤价格总体处于高位波动态势,根据中国沿海电煤采购价格指数 CECI沿海指数显示,反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635元/吨,各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限,国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨,明显提高了国内企业采购成本。

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▲中国沿海电煤采购价格指数 CECI沿海指数

煤价居高不下,降低耗煤量似乎是煤电机组唯一能够降低成本的举措。2017年全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗309克/千瓦时,不断下降的煤耗只能略微降低燃料成本上的压力。

具体来说,新的燃煤电厂由于耗煤量低,技术先进,人工成本低,效益相对较好,但是煤耗较高的老电厂,在高煤价下则难免亏损。

电价滞塞难以传导成本

一方面是高涨的煤价,另一面却是滞塞的电价。自2017年6月国家下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》,取消、降低部分基金及附加,预计变相提高煤电标杆电价合计1.1分/度。在这之后,火电上网电价再未变过。

关于煤价和火电上网电价,一直以来都有煤电联动的政策相应机制,但是这个政策的执行陷入停滞状态,煤价上涨难以传导到电价上。

此外,随着电力市场化交易电量的不断增加,在过剩的环境下,煤电还不得不面对来自市场的压力。

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▲2018年上半年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图

中电联数据表明,2018年上半年,大型发电集团上网电量合计15286亿千瓦时,市场交易电量合计4927亿千瓦时,其中煤电3683亿千瓦时,占比达到74.8%。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量加权平均电价)为0.3669元/千瓦时,市场交易(含跨区跨省市场交易)平均电价为0.3340元/千瓦时,后者比前者每千瓦时要低0.0329元。

市场化或为最终解决之道

作为对火电影响最大的煤价,签订中长期合同成为控制燃料成本的重要手段。但是目前,煤电双方虽达成共识(签订有明确数量和定价机制的中长期合同和合作框架),但签订的合同量无法达到国家发改委的要求,且与电企实际需求量相比仍是 杯水车薪 。

国家能源集团是煤电联营的典范,同时拥有庞大的上游煤炭资源和规模巨大的下游火电资产,其内部人士告诉记者:

我们之所以能够盈利,一个重要的原因是因为煤炭的中长期合同占比大,煤炭方面的燃料成本相对较低。但是整体来看,中长期合同总的体量还比较少,市场煤比重仍然比较大,价格的波动对市场影响比较大。

分析人士透露,即便是国家能源集团,其火电的亏损面也比较大。而能够实现盈利的是坑口电厂,其燃料成本相对于其他类型的电厂要低一些。

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