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随着“煤电倒挂”现象日益严重,火电企业政策性亏损不断加剧,国家发改委近期发文调电价、控煤价,打出了一套组合拳——自12月1日起,销售电价每千瓦时上调0.03元,并规定2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。这一政策使发电企业的经营困境得到部分缓解,但未能从根本上解决煤电矛盾之困境。
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统计局新规防止数据非正常修改多航企下调国内长线燃油费10元中石化PK中石油垄断地位组图:世界十大怪异年夜饭风俗[股神争霸] 涨停王浮出水面汤敏:实体经济贫血究竟啥原因。自2008年火电企业出现全行业亏损以来,大部分火电厂已经被逼到无钱买煤、资金链濒临断裂的境地。中电联的数据显示,2011年1-7月份,五大发电集团火电业务亏损180.9亿元,同比增亏113亿元;4-7月份各月,火电业务分别亏损17.1、16.9、29.0和28.5亿元,月度亏损额扩大。生死存亡之关头,火电企业的经营决策也不可避免地陷入了进退维谷、左右为难之境地。
电力作为支撑国民经济发展的基础性产业,在保障经济社会健康运行中处于十分重要的地位。在火电占电力总装机容量70%以上的情况下,火电企业承担的保障国民经济健康发展的社会责任,决定了无论煤电价格倒挂到何等程度,没有边际效益的火电企业也要保证充足的电能供应。
特别是近年来,在电力供应日趋紧张的迎峰度夏、迎峰度冬期间,为满足工农业生产和城乡居民用电需求,以及在北京奥运会、上海世博会、广州亚运会、国庆60周年、建党90周年等一个个重大事件中,火电企业总是坚决服从电网调度安排,不计得失全力保电,担当起中国能源安全保障的职责。
但是,火电企业“打肿脸充胖子”式的承担社会责任,只能承受短期的巨幅亏损。长期的无利润运作,甚至越发越亏、连简单的再生产都难以支撑时,还在履行这种重大的使命,就有些不合时宜了。
当前煤价高企不下,为降成本,保发电,几乎全国所有的火电厂都把配煤掺烧当成了节能挖潜、减亏增效的“救命稻草”。市场条件下,“计划电”与“市场煤”的不完善双边体制机制,迫使火电企业主动违背规律,不顾锅炉的设计技术特性,大量采购低热值的煤泥、高水份的褐煤,积极“掺杂使劣”,虽然短期内降低了燃料成本,但造成火电厂的燃料接卸、转运、制粉、燃烧、出灰系统设备损耗加快,运行出力受限,操控难度增加,污染物排放增加,设备效率下降,安全可靠性降低。
即便如此,随着大量火电企业以掺烧为减亏的主要手段,煤泥、褐煤等劣质燃料的价格也开始上涨,其减亏的效果和作用也在逐渐减小甚至完全消失。另一方面,火电厂千方百计挖潜使本以捉襟见肘的设备维修费用又一减再减,设备健康欠账日益增加。火电厂这种啃老本、拼设备的配煤掺烧无异于饮鸠止渴。
另一方面,火电厂还要进行升级改造。一种是整套机组的“上大压小”,另一种是环保设施的升级改造。
随着节能减排要求的提高,加之节能调度的“威逼”,火电厂中单机容量200MW及以下的机组要么关停,要么实施“上大压小”,新建大容量、高参数的机组实施供热改造,这看起来好像能让老、小电厂起死回生,但未必能够实现。因为“上大压小”新建机组的投产,正赶上现在火电企业行业性亏损的厄运,加之有些替代的老机组折旧还未提尽,老账加新债压得新机组很难实现“即投产、即盈利”的目标。即便是相对容易的供热改造还得看机组供热半径内的热力市场,若热负荷需求量不足,投资供热改造也是等于自寻死路。
环保设施的升级改造就更让火电企业纠结了。国家环保部和国家质监总局联合发布的新版《火电厂大气污染排放标准》,相较2003年第二次修订的排放限值更为严苛。环保部副部长吴晓青在解读新标准时提到,到2015年时,需要进行去除氮氧化物改造的现有机组和新增机组容量约为8.17亿千瓦,估计需投资1950亿元,年运行费用约612亿元;除尘和脱硫设施的改造和新建投资费用约需650亿元。
根据这个测算,一个装机容量百万千瓦的火电厂,脱硝改造的投资费用约需2-3亿元,这对目前“连买煤的钱都不够,只能依靠银行贷款勉强运转”的大多数火电企业来说,其处境非一个“难”字所能概括得了。氮氧化物减排已列入国家“十二五”规划约束性指标,火电厂当前若得过且过,不实施改造可谓“醉生梦死”。若此时实施改造,在当前的经营状况下,如果得不到及时合理的电价补偿,数亿元的资金投入有可能成为压死火电厂的最后一根稻草。
对于当前的煤电矛盾,现在社会上普遍把煤电联营当作解决“煤荒、电荒”的特效药,乞求通过资产重组、联合、兼并等形式,改变电力和煤炭企业当前简单的供需关系,以你我交织的血肉相连,来解决“市场煤”与“计划电”之间的体制与机制矛盾。事实上,这种要求往往是处于巨额亏损状态火电厂的“一厢情愿”。
从煤电联营的动机上分析,处于强势的煤矿愿意联营(吃掉)亏损电厂的唯一动力就是扩张,通过发展煤电联营进一步扩大其产业链,稳固其煤炭的销售。但电价改革永远滞后于煤价改革,煤企如果合作参股联营电厂,把煤以“计划价”卖给电厂发电,短期内也很难看到盈利希望,这种没有利润或者利润变小的“补贴”式的合作也就很难提起煤炭企业的兴趣,也不符合市场经济的规律,火电企业寄希望于煤电联营解“燃煤”之急,只能属于剃头挑子一头热。
从煤电联营的操作方式上分析,如果两个大型的煤炭企业集团与电力企业集团通过煤电资本的相互持股,参股或者控股,利用不同资本的融合、兼并、重组,实现两个市场主体混合经营,因受煤种、煤量、运力、运距的制约,煤炭企业集团的“特许供应”也只能缓解电力企业集团下属部分电厂的煤电矛盾。如果是某一单个火电厂企图“傍”上大煤矿,资金链都已濒临断裂的电厂还有什么“姿色”博得财大气粗的煤矿的青睐?
总之,目前处于不同起跑点的电厂与煤矿依靠市场来做煤电联营,既不是所有火电厂与煤炭企业都能实现,也不是一蹴而就的事情。一旦真的联营,也未必能一了百了,电厂就可能卖煤炭,而不是把煤炭用来发电。
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北极星电力网获悉,福建省发改委发布关于拟延续华能福州电厂1、2号机组作为应急备用电源的公示,详情如下:根据国家发展改革委、国家能源局关于应急备用电源管理有关事项的文件要求,经评审,拟延续华能福州电厂1、2号机组作为应急备用电源。现予公示,公示期:2025年2月28日—3月6日。对上述公示如有
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一、电煤供应情况12月,全市主力火电厂购煤332.63万吨,同比增长28.2%。其中:陕西179.34万吨,同比增长34%;海进江36.62万吨,同比下降3.2%;贵州30.34万吨,同比增长12.5%;山西15.6万吨,同比下降10.5%;甘肃8.99万吨,同比增长47.5%;四川9.28万吨,同比增长3.9%;新疆39.42万吨,同比增长126.3%;
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终于有时间把2024年的煤电事情盘点一下了,我向来比较散漫,所以想到哪里就写到哪里,有遗漏的或者不对的地方还请大家补充。(来源:跟着风行走)风景这边独秀这一年,经济形势严峻,各行各业都很不易,但是煤电行业却是个例外,属于“咸鱼大翻身”,全行业大面积盈利。大概在去年的3、4月,我就隐隐约
近年来,我国电力行业正经历着前所未有的变革,一批曾经为经济社会发展立下汗马功劳的功勋电厂,陆续走到了关停的十字路口。据北极星电力网不完全统计,2024年以来,各地累计披露公示80台拟关停/关停机组名单,又一批“功勋电厂”关停,例如:东莞沙角A电厂#4#5机组、国能河北邯郸热电#11#12机组等;20
国家统计局发布2021年1—8月份全国规模以上工业企业利润数据显示:1—8月份,在41个工业大类行业中,37个行业利润总额同比增长。石油、煤炭及其他燃料加工业利润总额同比增长24.71倍。
国资委出手整合煤电资源,一石激起千层浪。近日,国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》,引起坊间热议。国资委牵头五大电力央企,分区域进行煤电资产整合,首批试点5个省、自治区,每个省级区域由一家电力央企牵头,整合过剩产能,提升煤电经营效率。(来源:微信公众号“能源杂志”ID:ene
10月22日,发热量5500大卡的大同优混平仓价为每吨760~780元,而在9月25日,同样发热量的大同优混平仓价为710~720元,在短短不到一个月的时间,价格大约上涨了7%。 广发证券煤炭行业首席分析师陈亮却认为,此前市场对2011年煤价涨幅的预测普遍在10%以内,但广发证券判断,2011年煤价涨幅有望在15%以上(动力煤10%~12%,炼焦煤15%~20%)。 自10月份之后,无论是原产地山西、内蒙古,还是中转地秦皇岛的煤价都不同程度地上涨。从10月份煤价上涨幅度来看,发电集团再度亏损几成定局。 这意味着进入四季度,发电量将会持续快速上升,而发电
上半年由于煤炭价格上涨,上网电价却相对稳定,发电企业经历从未遇过的严峻形势。上半年低温冰冻遭害中,国有大型发电企业全力发电,确保电力供应,承担巨大社会责任。 下半年煤炭价格虽然回落,但是钢铁、电解铝等用电企业的生产量因为受到国际金融危机影响而减少,全社会用电量下降,11月全社会用电量更是大跌7.49%,导致发电企业开工不足,机组难以满负荷运转,造成煤炭等综合能耗上升加大成本。
煤电价格倒挂是电力行业大面积亏损的本因。2007年以来,我国的电煤供应日趋紧张。特别是2008年1月12日以来,南方大面积雨雪灾害发生后,多年来积累的电煤供应矛盾终于爆发。 中国的电力企业正在经历全行业的普遍亏损,涉及火电、水电、核电和新能源,这种情况是此前从未发生过的。 4月7日,国家统计局和中国电力企业联合会 (中电联)公布信息显示,今年前两个月,受到雨雪冰冻灾
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