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联营风险不得不防
尽管煤电联营能解目前火电连年亏损的燃眉之急,但从长远来看煤电联营很可能将催生更强势的垄断。
国有大型煤企和电企依托自身优势,独揽众多优质煤矿资源,电力上网获政策性支持,民营企业很难与之抗衡,这会损害用电企业和普通消费者的利益。”中投顾问煤炭行业研究员邱希哲不无担忧地对记者说:“此方案并未涉及电力行业和煤炭行业长期存在的垄断等核心问题,煤电双赢的局面难以全部实现。”
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强接受记者采访时也表示:煤电一体化方案是政府无力解决“市场煤”与“计划电”之间的矛盾而采取的权宜之举,此方案有违市场规律,因为,行政干预下煤电一体化可能加大市场扭曲,加大可持续成本。政府鼓励煤电一体化,应该尽量避免使一体化成为不想涨电价的权宜之计。需要尽快理顺煤电价格矛盾,使煤电一体化成为有效率可持续的市场行为。如果不解决煤电价格矛盾,一体化很可能只是为了回避矛盾,不仅不能解决矛盾,还可能走进另一个矛盾。
一旦煤价持续上涨,电厂就有动力去卖煤,而不是把煤炭用来发电。由于不能准确界定电厂是否销售自己的煤炭,那么电厂就有可能选择卖煤炭不发电,那么鼓励煤电一体化来解决在“发电不赚钱,卖煤赚钱”情景下保障电力供应的初衷,将受到挑战。
不难看出,煤电一体化程度过高不利于电力行业的市场化改革。短期看,发电企业作为煤炭经营者制约煤价上涨的动力减弱,甚至可能成为推动煤电价格轮番上涨的重要力量。长期看,煤电一体化企业可以利用内部上下游的交叉补贴控制市场,挤压独立发电企业的生存空间,电力供给则形成较强的价格控制力,重现过去厂网不分的电力企业与独立发电企业共存的行业困局,结果只能是新一轮的“拆分”。美国历史上也曾掀起过煤电一体化的潮流,但20世纪90年代以来呈现的是专业化发展趋势,发电企业纷纷退出煤炭领域,煤电关系模式基本固定为长期合同。
此外,中商流通生产力促进中心研究员宋亮也撰文指出:煤电一体化,这只是将煤电企业的外部矛盾向内部化推进。当前我国正处于能源产业转型与市场化改革齐头并进阶段,同时还要完成节能减排工作任务。此时将极不利于能源价格市场化改革,不利于资源优化配置。最重要的是,大量资金被用于资源整合控制,而不是技术、设施升级改造上,从而有碍于实现能源产业结构转型升级。
可见,对于当前正在推进的能源产业改革而言,煤电产业过分一体化类似于饮鸩止渴。煤电改革进展缓慢的主要原因是计划经济转型而来的市场主体对市场控制能力依然很强,同时,改革涉及的主体多,主体间利益关系难以理顺。当务之急要解决“市场煤”、“计划电”体制性的矛盾,不能单纯依靠电力企业改革来实现,一定要将煤炭、电力两大行业都纳入到电价改革的框架中来。为保证煤电良性联动,一方面要着手解决煤炭因市场化带来成本增长问题,另一方面要理顺发电、输电、配电企业之间的利益关系,同时还要在销售终端建立起公平合理的阶梯电价市场。
因此,坚持市场化改革方向,尽快理顺煤电价格机制,才是正道。中投顾问煤炭行业研究员邱希哲指出:火电企业长期亏损与“市场煤,计划电”的双重体制有重大关联。我国政府部门应当制定严格细致的法律法规,破除市场煤和合同煤并存的“双轨制”,并完善电力交易制度细则,促进煤炭市场和电力市场实现有效竞争。
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【核心提示】根据《2023煤炭行业发展年度报告》披露:秦皇岛5500大卡下水动力煤中长期合同全年均价为714元/吨,环渤海港口5500大卡动力煤现货市场全年均价971元/吨,据此匡算,5500热值的动力煤加权综合均价为765.4元/吨,换算成7000热值的标煤为974.15元/吨,7000热值标煤每克0.00097元,270-320克标
近年来,储能产业高增长吸引众多玩家布局,与此同时,不少老牌动力电池供应商也开始将目光聚焦于储能领域。截至目前,宁德时代、亿纬锂能、孚能科技等多家动力电池企业均已相继切入储能赛道,谋求“动力+储能”双赛道发展。随着我国新能源发电规模快速增长,新型储能进入大规模发展期。国家能源局的数
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国家统计局日前发布的数据显示,2023年11月,我国进口煤炭4351万吨,同比增长34.7%,增速比2023年10月提高11.4个百分点;2023年1—11月,进口煤炭4.3亿吨,同比增长62.8%。相比之下,2022年我国煤炭进口总量为2.9亿吨。2023年以来,我国煤炭进口量一直呈大幅增长走势。那么,煤炭进口量大增背后的原因
1136号文,依然与2024年保障性电量和电价衔接一致136号文的出台,将从多个维度深刻影响未来中国新能源的发展,其中创新地引入机制电价对未来新能源价格、发用双方的精细化管理都将产生重要影响。新文件打破了传统的绿电定价模式,受到较大影响的主要是2025年6月1日后投产的增量项目。从首个发布136号文
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