解读《关于发展煤电联营的指导意见》

原创  2020-04-29 09:32:09  134人阅读

优化调整能源结构,促进煤炭、电力行业协同发展

——解读《关于发展煤电联营的指导意见》

电力规划设计总院 姜士宏、薄煜

  近日,国家发展改革委印发了《关于发展煤电联营的指导意见》(发改能源〔2016〕857号)(以下简称《意见》)。《意见》从发展煤电联营的重要意义、发展原则和重点方向、实施要求、政策支持、组织实施等方面提出了若干指导性意见,有利于促进煤炭、电力行业协调有序发展。

  煤电联营发展现状及存在问题

  我国煤电联营在经历了萌芽、起步、快速发展阶段后,目前已具备了一定规模。截至2014年底,全国煤炭企业控股和参股燃煤电厂总装机达1.4亿千瓦,占全国燃煤电厂总装机容量的17%,主要发电集团参股控股煤矿总产能达3.2亿吨/年,占全国电煤消费总量的13%左右。

  经过多年实践,一些大型煤炭、电力企业依托自身优势,逐步形成了各具特色的煤电联营发展模式,在增强能源安全保障能力,化解煤电之争,降低煤电双方生产成本,促进资源优化配置,抵御市场风险,发展矿区循环经济等方面发挥了积极作用。

  但随着我国经济社会发展进入到新的阶段,煤、电行业内外环境发生深刻变化,制约煤电发展的深层次矛盾进一步显现。相比国内煤、电产业规模,目前煤电联营规模仍然较小,行业融合度偏低,资源配置效率亟待提升、电煤市场波动剧烈,煤电矛盾依然突出,能源安全供应存在隐患,相关支持政策有待进一步完善。

  发展煤电联营应遵循的基本原则

  《意见》首先明确了发展煤电联营应遵循“市场为主、企业自愿,统筹规划、流向合理,调整存量、严控增量,互惠互利、风险共担,联营合作、专业经营”的基本原则。

  近年来,受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响,煤炭需求大幅下降,供给能力持续过剩,同时我国用电量增速趋缓,全国电力供需总体宽松。在这种形势下,《意见》明确了政府和企业的定位,强调推动煤电联营应充分发挥市场机制和政府规划引导作用。在尊重市场规则的基础上,鼓励煤、电双方通过协商自愿形成联营模式。同时,为避免市场失灵和无序竞争,煤电联营项目还应符合国家能源发展战略的统筹规划,服从煤炭和电力发展规划。以结合电力等重点用煤行业发展布局,调整配置好现有煤炭生产能力为前提,通过联营合作,发挥煤、电行业各自优势,降低煤电联营整体成本,延伸产业链,提高风险对冲能力,实现煤电联营提质增效。

  发展煤电联营的重点方向和合理模式

  受电力项目类型、煤矿和电站布局、煤炭和电力市场以及企业资源配置等因素的影响,煤电联营发展存在多种各有优劣的模式。为此,《意见》明确了发展煤电联营应兼顾煤、电双方利益,有效融合专业优势,针对不同重点方向选择最适合的模式:

  一是大型煤电基地坑口电站优先采取煤电一体化模式。大型坑口电站,尤其是大型煤电基地外送通道配套电源项目,电煤需求量大,距离煤矿近,电力目标市场和输电规模比较稳定,较适合采用煤电一体化运行模式降低项目投资、减少运行成本,提高煤电一体化项目的市场竞争力。

  二是低热值煤等资源综合利用电厂适合煤电一体化模式。资源综合利用电厂以低热值的洗中煤、煤泥和煤矸石为燃料,属于国家鼓励类产业。低热值煤发电项目采用煤矿、洗煤厂、电厂为同一投资主体控股的“煤电一体化”模式,是煤炭企业扩展电力板块的重要突破口和电力企业保障低成本燃料供应的重要途径。既可减少低热值煤长距离运输,提高外运煤炭质量,避免运力浪费,也可发挥燃料成本低的优势,统一调运低热值燃料资源,降低电力生产成本。

  三是不具备一体化条件的,鼓励采取大比例交叉持股模式。对于形成一定规模、实力比较强的大型企业,可以采取专业化公司模式。对于多数项目,煤炭和电力企业相互参股模式是最佳的合作模式,能结合自身特点有效发挥各自优势。对于中东部等煤电矛盾突出地区,可因地制宜跨区域联营,通过大比例交叉持股,保障长期稳定的燃料供应和电煤销售市场。

  充分利用存量资源化解过剩产能

  2012年以来煤炭需求增速持续放缓,2014年煤炭需求减少2.9%,而近10年煤炭采选业固定资产投资却大幅增加,与煤炭消费需求相比,煤炭产能过剩问题突出。今年2月国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号),提出严格控制煤炭新增产能、促进行业调整转型、鼓励发展煤电一体化、引导大型火电企业与煤炭企业之间参股等明确要求,着力将积极稳妥化解过剩产能与结构调整、转型升级相结合,实现煤炭行业扭亏脱困升级和健康发展。

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