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新机制一年记

贵州省能源局门户网站  http://www.gzcoal.gov.cn/  发布时间:

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瓶颈

贵州是中国南方煤炭资源最丰富的省区,含煤面积占总面积的40%以上,煤种多、煤质好,储存有大量的炼焦用牒和无烟煤。同时,贵州水资源丰富,拥有长江、珠江两大流城及乌江、北盘江等8大水系。

依托丰富的能源资源,贵州拥有盘江、水矿等大型煤炭企业集团117家,建成投运了纳雍、发耳、盘南等21家火力发电企业,以及构皮滩、洪家渡等大型水电企业。

截至20183月底,贵州全省正常生产及联合试运转的煤矿共计484处,产能16540万吨/年;全省全口径电力装机容量 5902.31万千瓦,其中:水电装机2172.42万千瓦,火电装机3205.83万千瓦(其中燃煤发电3145.59万千瓦、农林生物质发电 9万千瓦、煤层气发电39.14万千瓦、垃圾发电 12.1万千瓦)。

然而,多年以来,贵州省内“煤、火、水”始终各自发展, 处于相互竞争、利益博弈的状态,没有形成发展共同体和利益攸关方,加之周边环境发生深刻变化,整体防风险能力较弱,三方互济共贏的优势没有得到发挥,突出表现为四个问题:

一、煤电供应波动性问题。通常情况下,受降雨时段集中和贵州省内用电负荷特性的影响,贵州汛期69月水电大发,发电负荷偏低,电煤消耗不足,煤矿销售困难,而冬季和春季用电负荷较高,火电出力和电煤消费大幅增加,煤电供应呈现“两边高,中间低”的波动特征,给发电企业、煤炭企业生产带来极大的不利影响。

二、能源与下游原材料产业共生共存、共同发展问题。一方面,贵州煤炭开采成本高、输配环节负担重,能源的终端消费不具备明显的成本优势;另一方面,贵州产业结构偏重,原材料工业对煤价、电价较为敏感,承受能力有限,能源产业与下游产业受到两头挤压,抵御风险的能力较弱。

三、能源经济运行互济机制问题。“煤、火、水”三方之间没有形成互惠互济、互利共赢的利益链接机制,时常出现各行业苦乐不均的情况。

四、适应外部环境变化的问题。近年来,贵州周边省份及

南方区域内能源供应形势发生深刻变化,突出表现为电力供应过剩,对贵州煤炭的依赖性逐步下降,贵州的能源区域性优势正在逐步减弱,如何在新的形势下向外部打好贵州能源组合牌,成为一个新的课题。

告急

2013年,贵州省煤炭产量达到峰值1.9亿吨。但在2014年以后,由于煤炭市场进入低迷期,煤炭生产萎缩,煤矿停产停工现象普遍。

20167月,随着全国煤炭去库存阶段性结束,以及煤炭需求阶段性增长,全国煤炭价格逐渐上涨,局部地区煤炭供应偏紧。作为以煤炭和电力为主要经济基础支撑的贵州,在这一轮煤炭供需大反转中,形势更加严峻。尽管煤价上涨,煤炭有利可图,但由于煤矿复工复产需要较长过程,产能无法迅速释放,“买不到煤”问题突出。

从卖煤难到买煤难,贵州电煤告急。

20167月底,贵州全省规模以上火电厂累计存煤654.12万吨,平均可用天数35天。

不仅缺煤,水电也遭遇窘境。

2016年三季度,贵州天然来水同比大幅下降,水电蓄能大幅减少,水电蓄能日均约46亿千瓦时,比2015年同期水电蓄能111亿千瓦时下降59%,需要火电更多发力、更多发电,此时的火电厂却又因电煤供应紧张而陷入了“买不起煤”的状况。

数据显示:2016年上半年,贵州省电煤价格一度低至260/吨,煤炭生产成本与售价严重倒挂,行业陷入亏损;2016年下半年,随着水电出力减少,省内用电需求增加,电煤价格迅速攀升到400/吨以上。

破局

面对电煤供应紧张的严峻形势,贵州省委、省政府高度重视。

时任贵州省委书记陈敏尔要求,要千方百计搞好电煤供应保障,从战略和长远的角度深入研究煤炭、火电、水电的利益联动机制,让能源优势更好服务经济社会发展。

20161017日至19日,贵州省政府召开常务会、全省电煤供应保障紧急电视电话会议、省委常委会,连续三天安排部署全省电煤保供工作。

20161018日,时任省长孙志刚在主持全省电煤保障供应紧急电视电话会议上指出:贵州是能源大省,煤炭和电力是重点产业和传统优势。随着煤和电的需求逐步提升,特别是汛期结束、来水减少,正好为火电腾出空间,这是煤炭和电力行业发展的难得机遇,只要协调有方、推进有力,完全能应对当前的考验,化解难题,转危为机,趁势推动煤炭和电力行业良性互动发展,实现同步增长,推动经济发展。

2017116日,贵州省第十二届人民代表大会第五次会议开幕。在贵州省2017年《政府工作报告》中,把“稳定煤炭市场预期,建立煤电联动、水火互济运行新机制,推动能源工业稳定安全可持续发展”列为深入推进三去一降一补的重点工作之一。

20172月,贵州省经济和信息化委员会牵头完成了《贵州煤电联动水火互济运行机制研究》,并于同年317日向省委省政府递交了《关于建立煤电联动水火互济运行机制的汇报》(以下简称《汇报》)。

《汇报》针对煤炭、火电、水电及下游产业运行中的突出矛盾,在现有上网电价规制的情况下,综合考虑各方利益平衡,力求通过建立电煤长协机制、水火互济机制(水火发电权交易)、水火优化调度机制、电煤储备机制、财政金融保障机制、预测预警机制六个机制,实现电煤生产长期稳定,科学合理调度水火出力,平衡上下游产业利益,形成优化运行“组合拳”,打好煤炭、火电、水电“组合牌”。

紧接着,一个多月后,一份凝聚众智、着力创新谋发展的文件出炉——

201751日,《贵州能源工业运行新机制实施方案》正式启动,主要内容包括促进水电、火电均衡;稳定煤炭生产,降低能源供应价格三方面。

如何促进水电、火电均衡?关键在于两点——

一是开展水电火电发电权交易。按照“全额消纳清洁能源、保量不保价”的原则,在天然来水较好时,水电通过向火电购买发电权,弥补火电权益损失;火电企业利用发电权收益,在汛期增加电煤储备,支持煤炭企业稳定生产,同时促进大工业企业降低用电成本。

采取以枯期水电发电量作为水电发电基数(对应年发电利用小时为2710),超过基数的发电量即为水电火电发电权交易电量;交易对象为装机容量5万千瓦及以上的统调水电企业和统调火电企业。

二是合理分配西电东送计划。综合考虑各类别发电机组装机、上网电量、电力直接交易等情况,按照30:66:4的比例,由水电、火电、风电对西电东送计划电量进行分配。水电企业因承担西电东送电量形成价格倒挂的资金,根据据交易规模大小,按照一定比例从水电火电发电权交易中扣除。

如何稳定煤炭生产?关键在于三点——

一是增加汛期电煤储备。按按照“淡储旺用”的原则,各火电企业在每年主汛期期(69)开展季节性电煤储备,储备目标为400-600万吨,日均储备不低于3.3万吨。火电企业获得的发电权收益优先用于季节性电煤储备。

二是保证火电最低开机和最低日进煤量。汛期统调火电最低开机容量原则上不低于920万千瓦,最低日进煤量不低于12.5万吨,以此促进煤炭生产的稳定。

三是保证煤炭最低日产量。通过增加电煤储备、优化汛期水电火电调度、保证火电最低开机等措施,拉动电煤消费,确保贵州全省原煤日产量不低于30万吨。

如何降低能源供应价格?关键在于两点——

一是相对固化电煤供应价格。电煤长协基准价确定为79/大卡(坑口含税价),进一步稳定煤炭企业和发电企业生产预期。每年可根据火电上网电价、利用小时及煤炭市场变化等因素,合理调整确定基准价。

二是最大限度降低企业用电价格。火电企业获得的发电权收益,除用于进行季节性电煤储备外,其余收益部分通过开展电力直接交易用于降低大工业企业用电价格。优先支持贵州省具有资源优势、产业链条完整、符合转型升级要求的工业企业。

立新

能源工业运行新机制立足于整体效益最大化,着力实现“三大目标”、“五个均衡”。

三大目标——

1、确保能源要素的稳定可靠供应。20172019三年,电煤供应量达到1.6亿吨,电煤日常存煤保持400万吨12天用量以上,季节性存煤400万吨用于应对春节煤矿放假。确保省内不拉闸不限电,完成西电东送每年500亿千瓦时协议电量。  

2、促进能源产业健康可持续发展。煤炭生产持续稳定,淘汰落后转型升级任务如期完成,实现脱胎换骨。电力装机和电力负荷稳定增长、相互匹配,发电利用小时稳步提升,淘汰落后机组,降低能耗指标,实现超低排放。

3.保持具有竞争力的能源成本和价格优势。进一步稳定电煤和用电价格水平,将能源优势转化为经济优势,将电价优势转化为竞争优势,努力构建南方省份电力成本“洼地”,形成集聚产业和要素的“高地”,增强工业企业的竞争力和招商引资的吸引力。

五个均衡——

1、煤炭与电力的均衡。以电煤长协为抓手,长协合同量不低于电煤消耗量的80%,电煤基准价79/大卡,建立煤炭企业与火电企业“一一对应”供需关系,稳定煤炭企业和火电企业生产预期。建立“基础存煤+季节存煤”的电煤储备机制,确保平时和汛期的电煤最低消费。

2、水电与火电的均衡。开展水电火电发电权交易,以枯期水电发电量作为水电发电基数,超出基数发电量部分为发电权交易电量,水电通过向火电购买发电权,弥补火电权益损失;火电企业利用发电权收益,用于汛期增加电煤储备,其余收益部分用于降低工业企业用电价格。

3、上下游的均衡。做大下游电力市场“蛋糕”,促进发电企业多发电,带动上游煤炭市场需求增加。加快煤炭产能释放,增加电煤供应量,缓解电力供应紧张局势。

4、丰与枯的均衡。优化水电火电调度,汛期力争水电最大限度蓄水蓄能,在枯水期逐步释放,减少煤电供应的季节性波动。保证汛期火电最低开机容量和最低日进煤量,汛期来水特丰时启动西电东送曲线外电量交易,拉动电煤消费,促进煤炭企业稳定生产。

5、长与短的均衡。长协合同以35年期为主,1年期为辅,稳定供需关系,提升能源行业整体防风险能力。对出现电煤库存红色预警的火电企业,启动临时应急保供机制,按就地就近原则,实行短期重点保供。

实干

推进水火发电权交易

在天然来水较好时,水电通过向火电购买发电权,弥补火电权益损失,火电企业利用发电权收益,促进火电提高购煤能力,增加电煤储备,实现水火互济,支持煤炭企业生产,促进煤炭、火电、水电三方利益均衡。

具体怎么干?

一是将直接交易电量和西电东送电量分配给火电企业,作为火电独有的发电权益。二是当水电需占用火电发电权益时,水电企业通过市场化交易的方式向火电企业购买发电权。三是由贵州电力市场管理委员会根据当年来水、电煤价格、火电利用小时等因素综合确定年度交易价格。

据测算,2017年,根据贵州电力市场的开放程度,全年市场化交易对应的发电量520亿千瓦时左右,西电东送发电量525亿千瓦时,火电发电权益共计为1045亿千瓦时。水电的发电空间约为465亿千瓦时。当天然来水与多年平均持平至偏丰两成时,水电需向火电购买55135亿千瓦时发电权。以5/千瓦时的价格测算,水电需向火电支付约37亿元,可增加电煤储备75200万吨。

二、推进电煤长协合同。

促进煤炭企业、火电企业形成稳定的供求关系,稳定双方长期的生产预期,避免电煤生产和价格大起大落,促进煤、电中长期均衡发展。

具体怎么干?

一是定量。按照统调电厂全年电煤消耗量的80%安排长协合同量,2017年签约总量目标为5400万吨以上,3年签约总量1.61亿吨。二是定矿。遵循市场化原则,根据实际煤矿和电厂之间的供煤情况,并参照煤矿审批供应关系,建立相对稳固的一一对应关系。三是定价。根据对煤炭、电力的成本测算,以及考虑下游用电产业的承受能力,电煤长协价格定为79/大卡,对应煤价为350450/吨(5000大卡坑口价),并随煤炭市场价、火电上网电价等因素进行调整,具体价格由各市(州)根据实际情况确定。四是定时间。以35年的长期合同为主,1年期合同为辅。

推进汛期电煤储备。

在电煤消费淡季(汛期)多储备,在电煤消费旺季(四季度及春季期间)多释放,发挥托底煤炭市场、防止煤炭生产大起大落、提高电煤供应稳定性和安全性的作用。全年确保贵州省统调电厂存煤不低于12天用量,绝大部分时间在20天以上。

具体怎么干?

一是以电厂现有的储备空间建立电煤储备。贵州全省统调火电厂最大储煤空间约为1100万吨,可满足火电机组满发50天左右。二是制定储备目标。基础存煤目标为各发电企业主体责任,全年不得低于400万吨。季节储备目标为400万吨,按照汛期储备、春节使用的原则,每年6月份汛前开始储备,到9月汛末储备量达到目标值,在四季度和春节前后使用,到次年5月末基本使用完毕。

四、优化汛期水电火电调度。

针对贵州汛期降雨集中,水、火发电季度性出力不均,煤炭生产受影响等问题,通过优化水火电调度方式,在确保安全度汛的情况下,水电最大限度蓄水蓄能,在四季度及春节期间释放,平抑电煤消耗,从而降低煤电供应的季节性波动。

具体怎么干?

一是强化年度总量平衡。加强用电负荷和天然来水预测分析,合理安排年度、季度、月度各类发电机组出力。二是优化水电蓄能。根据不同来水情况,制定不同水电蓄能策略。常规情况下(偏丰二成至偏枯二成):汛前(5月底)水电蓄能值在30亿千瓦时左右,汛末(9月底)控制在80100亿千瓦时,年末(12月底)控制在80亿千瓦时左右。特枯年份(偏枯二成以上):汛前水电蓄能值在35亿千瓦时左右,汛末控制在60亿千瓦时左右,年末控制在60亿千瓦时左右。特丰年份(偏丰二成以上):汛前水电蓄能值在25亿千瓦时左右,汛末控制在120亿千瓦时左右,年末控制在100亿千瓦时。三是优化汛期发电和进煤。原则上保证火电最低开机920万千瓦左右,结合电煤储备机制,可保证最低进煤目标12.5万吨,稳定煤炭生产。四是拓展汛期发电空间。在汛期来水特丰时,启动水电西电东送曲线外交易,为火电腾出发电空间,每年最大可争取10亿千瓦时曲线外电量;开展汛期增量电力竞价交易,刺激企业开工,提高省内用电,力争6-9月净增加用电量12亿千瓦时。

五、强化监测调度和预测预警。

在现行的能源预测预警调度机制上,不断丰富和完善预测预警能力,增强能源经济运行的调度调控手段,逐步建立预测、预警、调控、应急的政府能源运行监测监管体系。

具体怎么干?

一是建立监测指标体系。包括煤炭产量、煤炭价格、发电量、水电蓄能值、省内用电量、电煤消耗量、电煤库存量等指标。二是重点指标监测预警。对火电存煤、天然来水、煤炭价格等重点指标,实行白色(Ⅲ级)、黄色(Ⅱ级)、红色(Ⅰ级)三级预警。三是强化响应措施。按照不同的预警级别,启动相应响应措施,及时调整运行调度方式。

成效

能源工业运行新机制运行一年以来,有效促进了煤炭、水电、火电三方互济,成效斐然。

在来水偏枯、煤炭产能相对不足的情况下,火电存煤、水电蓄能值均保持增长,为后期煤电要素稳定奠定了基础。

通过开展水火发电权交易、建立基础存煤+季节存煤的电煤储备机制、保障汛期火电最低开机容量,稳定煤炭市场需求和生产形势,促进水火电均衡出力,推进煤炭、火电、水电协调发展。

2017,贵州全省煤炭产量8360万吨,供应电煤5504万吨、同比增长55.5%,全网发电量1524.3亿千瓦时、同比增长6.3%,其中水电同比增长0.7%,火电同比增长6.4%;统调煤电机组全年发电量981.1亿千瓦时。截至2017年底,贵州全省统调火电存煤366.8万吨,较2016年底增加58.9万吨;水电蓄能值74.78亿千瓦时,较2016年底增加29.34亿千瓦时。

煤炭、火电、水电利益联结更加紧密,初步实现煤用产业链条企业利益共同化。形成煤炭企业稳生产、发电企业多发电、电网企业收入增、下游企业得实惠的利益共享、多方共赢格局。

从煤炭企业看通过签订落实电煤中长期合同,稳定煤炭企业生产预期,保证了煤炭企业合理利润。2017年,贵州全省煤炭行业利润总额累计81亿元,较2016年同期增长5.1倍。

从发电企业看通过发挥水电调节电价重要作用,激发火电企业利用发电权交易收益增加电煤储备,提高发电小时数、降低度电成本,提高直接交易电量。2017年,贵州省内工业企业实际交易电量419亿千瓦时,同比增长4.8%

从电网企业看贵州电网省内售电量达1024.3亿千瓦时,突破千亿大关创历史新高,扭转了2008年以来持续亏损状况;售电公司数量达45家,增量配电业务试点工作稳步推进,为电力体制改革创造了良好环境。

从下游企业看新机制使贵州省保持电价最低省份之一的竞争优势,为提升传统产业、培育新兴产业提供了动力支撑。直购电交易范围进一步扩大,降低了工业企业用电成本,2017年为贵州省内工业企业减少电费支出30亿元以上。在此作用下,下游能耗工业保持了较高开工率,电解铝、磨料、电解锰、建材、铁合金等行业用电量全年同比分别增长66.7%23.7%8.8%5.1%4.3%

能源工业战略性基础性作用得到巩固,逐步实现贵州全省利益最大化。

新机制初步理顺了煤、电、用产业链利益分配关系,做大做强了能源蛋糕贵州全年能源工业增加值1765亿元,同比增加3%,占规模以上工业增加值的41%。能源工业对经济社会支撑作用显著增强,能源工业对工业增长贡献率达到12%,同比提高2个百分点全年全省工业用电量942.2亿千瓦时,同比增长7.7%,其中大工业用电量506.6亿千瓦时,同比增长17.1%,带动第二、三产业用电量增长8.8%24.7%,为贵州全省经济增长10.2%提供了有力支撑。

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