《煤电央企火力全开 确保电煤供应》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2023-01-20
  • 近日,今年首场强冷空气给我国大部地区带来剧烈降温及大范围雨雪天气,煤电中央企业火力全开,确保能源供应无忧。

    入冬以来,我国西煤东运、北煤南运的第一大出海口黄骅港,煤炭运输24小时不停歇,全力保障能源通道畅通;在世界最大井工煤矿神东大柳塔煤矿,所有在岗人员取消调休,全力以赴保障生产;从去年12月初至今,我国最大的煤炭企业国家能源集团煤炭产量8466.65万吨;铁路运量5434.73万吨;航运量2704.38万吨,同比增长3.03%,为能源保供做出巨大贡献。

    国家能源集团新闻发言人 黄清:2022年,国家能源集团实现煤炭产量6亿吨,同比增长 5.4%;煤炭销量7.9亿吨,同比增长2.6%。铁路运量4.7亿吨,黄骅港和天津港两港装船量2.3亿吨,煤炭产销量、发电量、航运量等多项生产经营指标创历史最好水平。

    在湖北长江边,兴润码头的输煤皮带发出阵阵轰鸣。这条皮带可不简单,它从港口码头直接通到江陵电厂的储煤库,一举实现水运煤快速不间断进厂,燃煤运输速率从5000吨/天,提升至15000吨/天,运输能力提升至原有3倍。

    湖北华电江陵发电公司董事长 李小刚:我们投资1700万元,配备全省唯一投入运行的C96型火车货运车厢翻车机,大大提高燃煤机组生产用煤供应效率,铁路运输燃煤接卸速率提升100%。

    中国华电多措并举确保旗下发电企业在能源保供期间长周期、满负荷发电。去年12月1日入冬以来,至今年1月14日,中国华电完成发电量859亿千瓦时;供热量1.26亿吉焦,同比增长7.1%,全力确保能源保供任务顺利完成。

    ● 电厂机组应发尽发 应对寒潮

    为应对寒潮带来的降温,各个电厂提前安排部署,多举措保障供热系统安全平稳运行,确保群众温暖过冬。

    2022年12月1日至2023年1月14日,中国华能共完成发电量1017.19亿千瓦时;累计完成供热量14833.64万吉焦,同比增长10.90%;目前集团电煤库存为1581万吨,可用天数16天;生产煤炭1314.5万吨,同比增长17.96%。

    国家电投提前编制岁末年初的电煤采购计划,积极协调和对接有关煤炭企业,确保两个年度燃料供应无缝对接,安全稳定供应。截至目前,国家电投整体燃料煤库存量1543.6万吨,可用天数达23.5天。

    国家电投东北公司副总经理 孙飞:目前我们的23台热源机组连续在网运行,火电机组并网运行容量643万千瓦,开机率达到100%,近1000公里供热管网和800余座换热站运转良好,将全力保障区域能源安全供应。

    中国大唐承担了北京一半以上电力供应和“三北”地区8亿平方米热力供应。寒潮来袭,中国大唐旗下在网运行和备用煤电机组达239台,占全部242台机组的98.8%;截至目前,2023年发电量已完成超217亿千瓦时;供热量超过2940万吉焦,同比增加4.42%。

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    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2023-01-20
    • 近日,今年首场强冷空气给我国大部地区带来剧烈降温及大范围雨雪天气,煤电中央企业火力全开,确保能源供应无忧。 入冬以来,我国西煤东运、北煤南运的第一大出海口黄骅港,煤炭运输24小时不停歇,全力保障能源通道畅通;在世界最大井工煤矿神东大柳塔煤矿,所有在岗人员取消调休,全力以赴保障生产;从去年12月初至今,我国最大的煤炭企业国家能源集团煤炭产量8466.65万吨;铁路运量5434.73万吨;航运量2704.38万吨,同比增长3.03%,为能源保供做出巨大贡献。 据了解,2022年国家能源集团实现煤炭产量6亿吨,同比增长5.4%;煤炭销量7.9亿吨,同比增长2.6%。铁路运量4.7亿吨,黄骅港和天津港两港装船量2.3亿吨,煤炭产销量、发电量、航运量等多项生产经营指标创历史最好水平。 中国华电多措并举确保旗下发电企业在能源保供期间长周期、满负荷发电。去年12月1日至今年1月14日,中国华电完成发电量859亿千瓦时;供热量1.26亿吉焦,同比增长7.1%,全力确保能源保供任务顺利完成。 2022年12月1日至2023年1月14日,中国华能共完成发电量1017.19亿千瓦时;累计完成供热量14833.64万吉焦,同比增长10.90%;目前集团电煤库存为1581万吨,可用天数16天;生产煤炭1314.5万吨,同比增长17.96%。 国家电投提前编制岁末年初的电煤采购计划,积极协调和对接有关煤炭企业,确保两个年度燃料供应无缝对接,安全稳定供应。截至目前,国家电投整体燃料煤库存量1543.6万吨,可用天数达23.5天。 中国大唐承担了北京一半以上电力供应和“三北”地区8亿平方米热力供应。寒潮来袭,中国大唐旗下在网运行和备用煤电机组达239台,占全部242台机组的98.8%;截至目前,2023年发电量已完成超217亿千瓦时;供热量超过2940万吉焦,同比增加4.42%。
  • 《煤电高效联动 电煤供应无忧》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-03-11
    • “2022年煤炭中长期合同全部通过全国煤炭交易中心线上平台录入确认并在线签订诚信履约承诺。” “坚决依法依规严厉查处动力煤期货市场各类违法违规行为,对违规主体进行约谈问责并公开曝光。” 近期,国家发改委部署2022年煤炭中长期合同监管工作,发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知(发改价格〔2022〕303号)》(以下简称“303号文”),组织开展动力煤期货市场异常交易行为排查等,全方位、多角度、进一步完善煤、电价格传导机制。 煤炭、煤电不仅是我国能源安全稳定供应的“压舱石”,也是唇齿相依的上下游产业,多年来因价格和供需矛盾长期处于“顶牛”状态。近期国家层面发布的多份重磅文件直指煤、电核心矛盾,完善煤炭市价格机制,理顺煤、电价格关系,对于保障电煤供应链安全可靠,进而确保能源安全稳定供应意义重大。 保量:进一步签实煤炭中长期合同 煤炭中长期合同约覆盖我国煤炭供应总量的80%,约占煤电企业成本的70%。我国自2016年起推进煤炭中长期合同签订工作,执行“基准价+浮动价”的定价机制。 东部地区某发电企业人士告诉记者:“煤炭中长期合同大致分为年度、季度和月度,但仅有年度部分可稳价,执行‘基准价+浮动价’。其余大部分季度、月度和现货交易按市场价格执行,稳价作用微乎其微。” 长期以来,煤炭中长期合同的履约问题备受业界关注。“履约情况并不乐观。”上述发电企业人士坦言,“国有煤炭企业履约率基本平稳,约90%,但部分地方煤炭企业年度中长期合同兑现率不到40%。月度中长期合同由煤矿一方定价执行,和现货价格差不多。” 中电联行业发展与环境资源部副主任叶春指出,近年来电煤价格持续高位运行,致使煤电企业大面积亏损。尤其去年7月以后,电煤价格飙升给发电企业生产带来巨大压力,严重影响了电力供应安全。随后,国家相关部委紧急出台一系列保供稳价政策,成效显著。 针对煤炭中长期合同履约问题,国家发改委3月2日发布的信息显示,将进一步签实煤炭中长期合同、加强合同履约监管。供需企业要每月线上报送合同履行情况,保证单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。对未达到要求的企业,将视情实施约谈、通报、信用惩戒和追责问责等措施。 稳价:区间对区间实现价格传导 保量的同时,有关部门发挥“有形之手”稳煤价稳预期。上述发电企业人士表示,我国从2002年开始爆发周期性的煤电矛盾,根源在于市场煤和计划电交织下缺乏价格调整机制,无法向用户直接传导。 对此,303号文明确指出完善煤、电价格传导机制,其中煤电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化,鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款,有效实现煤、电价格传导。 “不同于2020年取消的煤电联动机制,303号文鼓励煤电与煤炭建立市场化联动关系,旨在纠偏当前的煤电定价制度。”浙江省发改委价格处四级调研员周震宇表示,市场化背景下,煤电双方签订长周期合同都面临价格波动风险,决策难度加大,交易欲望下降。若电价与煤价中长期挂钩,更利于平衡供需双方利益。“显而易见,政府正在推动完善煤炭和电力市场治理,赋予市场主体自主权的同时,加大宏观调控力度,调控途径主要是中长期交易,调控方式主要是区间调控。” 长沙理工大学教授叶泽表示,价格挂钩或煤电价格联动是计划体制下的典型做法,也是国际惯例。“不同于国际上通行的全额传导法、比例传导法,我国更多考虑的是用户侧可承受能力,即不管煤价上涨多少,都采用固定的电价变化范围,这种办法以煤电企业国有制为前提,实际上真正的风险承担主体是国家。” 一位电力行业政策研究人士指出,当前电力市场化和煤炭市场化内容和步骤都不相同。“相较于电力市场,煤炭市场的交易品种和规则相对简单,且推进速度快于电力市场。而电力市场环节较多,交易品种和规则更复杂,且对经济社会的影响更广泛,逐步实现电力市场化定价需谨慎。通过区间对区间的方式,可以较好地实现两个市场的解耦发展,是当前务实的解决方案。” 关键:精细管控显现风险点 煤、电价格传导新机制的方向和原则已确立,如何设计和实施是落地关键。 上述政策研究人士建议,建立价格合理区间的设置方法、配套机制仍需细化,例如如何构建干预超过合理区间的工具箱,如何应用更适应市场的金融衍生品、最高限价、熔断机制等。 业内不少专家也提出了诸多注意事项。叶泽表示,通过鼓励煤炭和电力中长期挂钩,政策宏观上可行,但也要承担煤炭企业降低产量引起缺煤并导致电力供应不足等风险。 周震宇表示,当前电力市场明显处于卖方市场,煤电企业是否有意愿签订包含调价机制的合同是个问题,且挂钩机制明确为“鼓励”,不具有强制性。“政府部门还需加大市场指导力度,尽快修订中长期电力交易合同示范文本,鼓励双方落实这一制度。” 周震宇进一步指出,有几个问题需引起重视。“首先,中长期交易的利益博弈依然存在。煤电新联动机制下,一个市场的博弈将影响另一个市场,特别是煤电处于两个市场结合点,地位尤显重要。新联动机制下,煤炭、煤电和用户的博弈及其影响仍需观察。其次,要警惕市场主体刻意规避管制的情况发生,这对政府监管能力和水平提出了更高要求。另外,此次煤价形成机制不涉及进口煤,但东部沿海省份进口煤占比较高,同时还涉及国内煤炭产能是否充裕、采购渠道是否通畅等问题,因此东部沿海省份的煤价变化仍需观察。”