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做和青海煤电困局如何破解电感器喉箍密封环摊铺机蒸炒锅

玮光五金网 2022-09-11 14:10:22

青海煤电困局如何破解

【铝道】青海省电力装机特性为 大水电、大新能源、小火电 ,为进一步了解和掌握青海省火电企业生产经营现状,西北能源监管局青海业务办组 织开展了专项调研。调研结果显示,青海火电近年来经营形势不容乐观,部分企业资产负债率超过100%,甚至有的企业已经处于停产状态。如何尽快摆脱困境,是行业和主管部门面临的重要课题。

青海电装机整体特性为 大水电、大新能源、小火电 。但大型水电机组受限于黄河流域灌溉、防洪及为整个西北电调峰、调频任务影响,其在省内调峰作用较为有限。因此,火电机组作为青海电基础性、支撑性电源,承担了大量为省内新能源发电深度调峰任务,特别是在冬季枯水和供暖期间,火电机组调峰重要性和压力更加突出。

截至2018年底,青海电统调口径总装机2992万千瓦,其中火电装机383万千瓦,占比12.8%。2018年,全总发电量793亿千瓦时,其中火电发电量111.5亿千瓦时,占比14.1%。

青海统调口径火电机组中,省调火电企业5家,机组10台,总装机316万千瓦;其余为自备火电企业,主要集中在海西地区。此次调研对象主要为省调火电企业。

结算电价情况。当前省内火电脱硫标杆上电价为0.3247元/千瓦时。唐湖、宁北和大通等三座早期建设的电厂电价均据此结算。汉东、佐署两座电厂在2016年投运时,因上电价无法疏导,电企业未能按照火电脱硫标杆上电价执行;后经省发改委协调,确定两座电厂2016、2017年结算电价分别为0.24、0.28元/千瓦时,自2018年开始基础部分电量执行火电脱硫标杆上电价,交易部分电量执行市场电价。汉东电厂近三年电价据此结算。佐署热电厂2016年未接受协调电价,*终按照铝电联动价格倒推结算电价,为0.2759元/千瓦时,后两年按照协调电价结算。

大用户直购电交易情况。2016、2017年,省内电力直接交易采取 双边协商、价差平移 方式开展。自2018年开始,省内电力直接交易执行政府 输配电价法 ,即发电企业让利基础电价=电解铝度电价格-输配电价-基金及附加。2018年火电企业让利基础电价为0.2415元/千瓦时,2019年为0.24225元/千瓦时。

电煤价格持续上涨直接导致燃料成本已经接近或超过交易电价,企业经营压力大增。以2018年为例,汉东电厂煤价、煤耗均为*低,在此基础上,单位度电燃料成本0.224元(含税),接近0.2308元/千瓦时交易电价;宁北电厂煤价、煤耗均为*高,其单位度电燃料成本0.3586元(含税),远超0.19滚齿机67元/千瓦时交易电价。需要指出的是,受经营现状影响,宁北电厂已于2019年4月开始处于无限期停运状态。

利用小时数持续下降。青海电呈现整体装机过剩但阶段性电力电量不足情况。截至2018年底,全省装机总量(2992万千瓦)为*大用电负荷(922万千瓦)的3.25倍,但青海电除2018年外大多为电量净流入,火电企业发电空间客观上被挤压。

此外,由于省内电力供需总体宽松和新能源装机不断增加,也导致火电机组利用小时持续下降。2018年全省火电企业平均利用小时由于它减少了影响部件内部电路的外部干扰数仅为3313小水份子以蓝色显示时,相比2015年下降46.4%。

结算电价存在争议。汉东、佐署两座电厂2016、2017、2018年结算电价中是否包含脱硫脱硝除尘电价(0.027元/千瓦时)存在争议,发电和电企业各执一词,相关政府价格主管部门也未明确;汉东、佐署、大通三座电厂超低排放电价(2016年1月1日前投运机组执行0.01元/千瓦时,1月1日后为0.005元/千瓦时)也因省内上电价未疏导而无法执行到位。这两部分涉及资金汉东电厂2.68亿元、佐署热电厂1.98亿元、大通电厂313万元。

电力直接交易需进一步完善。当前省内采取的 输配电价法 电力直接交易法,让利基础电价=电解铝度电价格-输配电价-基金及附加。在当前电解铝行业普遍不景气形势下,电解铝度电价格持续低位运行,直接导致让利基础电价和实际交易电价走低,客观上也加剧了火电企业经营困难。2016、2017、2018年,省内电力直接交易中火电企业平均交易电价分别为0.2793、0.2713、0.2172元/千瓦时,分别让利0.0454、0.0534、0.0243元/千瓦时,让利金额分别为5.05、6.57、0.52亿元(2016、2017年让利基础电价0.3247元/千瓦时,20186建筑采光照明年为0.2415元/千瓦时)。

让市场化机制发挥更大作用

进一步完善煤电联动机制。电话会议电煤作为火电企业生产运营主要成本,占比超过70%,煤炭价格波动、品质优劣直接影响火电企业正常经营乃至生存。建议由政府部门牵头组 织各方签订电煤长协,保障火电企业基本发电需求。适当考虑煤电联动对火电企业经营影响,引导煤炭企业和火电企业通过相互参股、换股等形式发展煤电联营。

继续加快推进电力市场化建设。由于省内电量长期供大于求,火电与新能源在点胶机非市场模式下竞争处于劣势,需通过市场化改革逐步体现火电在平衡电量、深度调峰等方面价值。建议加快省内电力市场特别是辅助服务市场建设,通过建立市场化补偿机制体现辅助服务价值,鼓励火电企业深度挖掘机组调峰能力,多渠道增加收益。此外,提高全调峰能力也将极大提升省内新能源消纳和送出效益。

协调落实火电机组争议电价。相关政府部门、电和发电企业要明确、相互配合,本着 尊重历史、依法依规 原则,协调解决电价结算中存在问题,尽*大努力帮助省内火电企业脱困解难。

稳妥推进电力直接交易。大用户直购电交易作为电力市场改革的一部分,应该由 政府指导、市场定价 ,采用行政手段要求发电企业电价让利不应成为唯 一目的。建议进一步规范市场主体药品包装机交易行为,减少行政干预,协商建立 基准电价+浮动机制 的市场化定价机制,探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制,尽可能还原电价本身商品属性。

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