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湖南能源学会

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日志

 
 

湖南省电煤情况调查  

2009-03-07 15:08:22|  分类: 电力主题 |  标签: |举报 |字号 订阅

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关键词:湖南省  电煤  跨省 电力  交易
一、湖南省基本情况
(一)煤炭供需状况
1.煤炭资源情况。是中国南方产煤较多的省份,煤炭资源分布“点多、面广”,地质构造和水文地质条件复杂。目前,全省保有煤炭资源储量32.2亿吨,预测资源量45亿吨,其中无烟煤占75%、烟煤占25%。我省煤炭资源相对不足,属贫煤省,以无烟煤为主,烟煤较为贫缺,炼焦煤约占10%。全省14个市(州)中产煤市5个,其中主要分布在湘中、湘南。
2.煤炭生产情况。2008年,全省共有生产矿井1120对,核定年生产原煤能力5500万吨。2008年全省共生产煤炭5417万吨,与2007年持平。
3.煤炭消耗情况。2008年,全省共消费煤炭6900万吨,与2007年相比,煤炭消耗量增加300万吨。其中:电煤消耗2600万吨,省内供电煤1350万吨,同比增加100万吨。
4.煤炭调入情况。2008年从省外调入的煤炭约1500万吨,其中:电煤1250万吨。
5.电煤成本情况。2008年1—5月,全省电煤平均成本298.06元/吨,同比增加45.48元/吨,年均增长23.5%。
6.电煤价格情况。2008年1—5月,全省电煤销售均价381.06元/吨(含税),同比增加70.09元/吨,年均增长22.5%;全省电煤到厂综合价418.36元/吨(不含税),同比增加74.59元/吨,年均增长21.6%。
(二)电力供需状况
1.电力装机情况。截止到2008年底,全省发电装机容量达到2619.31万千瓦。其中,水电1086.76万千瓦,火电1532.55万千瓦。全省新增发电装机容量335万千瓦,其中,水电153.7万千瓦,火电181.4万千瓦。湖南省网统调新增416.7万千瓦,其中火电287万千瓦,水电129.7万千瓦;非统调新增38.4万千瓦,其中,水电24万千瓦,火电14.4万千瓦(全省装机不含贵州境内供湖南电网机组,含湖南境内供广东电网机组;统调机组含贵州境内供湖南电网机组,不含湖南境内供广东电网机组)。
2.发供用电情况。2008年1-3月全省发电量180.9亿千瓦时,同比减少1.8%。其中水电46.9亿千瓦时,同比减少26%,火电133.7亿千瓦时,同比增加10.9%。3月份,全省火电发电38.8亿千瓦时,同比仅增长3.3%。而6月份以来,受国内外复杂经济形势影响,全省钢铁、电解铝、氯碱等部分重点耗电行业用电增幅急剧回落。用电需求的大幅下降导致发电量减少。10月份,湖南火电发电量大幅减少、统调火电发电量同比减少16%。由于我省部分工业企业开工不足或停产,4季度电力需求大幅下降,省电网统调电量164.3亿千瓦时,同比减少14.53%。发电设备利用小时在前期大幅下降的基础上进一步下滑,电力供应相对富余电量0.5-0.7亿千瓦时。
3.外购电价情况。2008年,全省主网外购电量116.8亿千瓦,比2007年增加25.4亿千瓦时,年均增长21.7%,省外购电价259.2元/千千瓦时。
5.燃煤机组生产成本。2008年,全省主网主要火电机组平均供电标准煤耗374.2克/千瓦时,比2003年减少3.1克/千瓦时,年均降低0.2%;全省电煤销售均价381.06元/吨(含税),同比增加70.09元/吨,年均增长22.5%;全省电煤到厂综合价418.36元/吨(不含税),同比增加74.59元/吨,年均增长21.6%;单位发电生产成本280元/千千瓦时,同比增加88.8元/千千瓦时,年均增长10%;单位燃料成本183.2元/千千瓦时,同比增加88.1元/千千瓦时,年均增长17.8%。
6.上网电价执行情况。2008年,全省主网平均上网电价356.6元/千千瓦时,其中:统调火电机组平均上网电价406.5元/千千瓦时;统调水电机组上网电价295.5元/千千瓦时;地方小水(火)电及自备电厂平均上网电价368元/千千瓦时。
7.销售电价执行情况。2008年,全省主网销售平均电价613.25元/千千瓦时,其中:大工业电价610元/千千瓦时,非工业、普通工业电价728元/千千瓦时,居民生活电价573元/千千瓦时,非居民照明电价896元/千千瓦时,商业电价1010元/千千瓦时,农业生产电价412元/千千瓦时,农排电价392元/千千瓦时,贫困县农排电价285元/千千瓦时。(以上为1-10kV,含价外基金电价)
(三)煤炭、电力需求预测
1.电煤供应持续紧张。“十一五”期间,国家在“十一五”期间给湖南规划的新增的煤炭产量只有30万吨,自己供给将很成问题。 全省“十一五”期间将新增发电装机容量1218万千瓦,净增火电870万千瓦,关停火电100万千瓦,综合考虑电力、冶金、化工、建材等规划以外新增项目增加煤炭需求和节能发电调度减少煤炭消耗的影响,根据中国煤炭经济研究院的测算,现在湖南的煤炭缺口在“十一五”期间将达到3000 万吨,在“十二五”期间煤炭缺口将在5000万吨以上。受国家加大对小煤矿关停整顿、煤炭新建项目建设周期的影响,预计到“十一五”末,全省煤矿山数量应由“十五”末的2216个下调到1120个以下,煤炭年生产能力维护在5000万吨左右。
2.电力、煤炭供应的季节性矛盾突出。我省水火电装机比例不协调,2007年全省水电装机占总装机容量的47%,其中无库容水电装机比例70%,调节性能差,丰枯出力悬殊,枯水期出力仅能达到丰水期出力的1/3,火电机组还将长期在湖南电网中承担电力供应、电网安全、电压支撑等重要和关键作用。在节能发电调度模式下,水电优先发电,火电机组在电网中全年承担备用、调峰任务,枯水期主要依靠火电机组发电,电煤消耗和需求量大,全省电力、电煤生产供应不足,2008年枯水期电煤原煤缺口约800万吨。“十一五”期间还将进一步加大;丰水期在安排最小火电机组开机方式下,水电厂除满足省内用电外,还有富余电量,“十一五”期间每年丰水期富余电量在60亿千瓦时以上,全省丰水期电力和电煤生产过剩。
二、存在的问题
(一)能源开发利用不均衡
1.电力持续快速发展。我省电力装机容量由2005年的1422.71万千瓦增加到2008年的2619.31万千瓦,年均增长15.2%,全国电力装机容量年均增长16%;而我省发电量由2005年的639.6亿千瓦时增加到2007年的814.12亿千瓦时,年均增长9.13%,全国发电量年均增长14%;我省用电量由2005年的670亿千瓦时增加到2007年的880亿千瓦时,年均增长10.4%,全国用电量年均增长14%。
2.煤炭发展相对滞后。我省煤田地质结构复杂,煤矿自然条件恶劣,开采技术落后,国有煤矿比例小,政府调控力度不够大,矿权取得困难,煤炭开发资本金不足,煤矿开发建设严重滞后,煤炭产量增长速度缓慢。煤炭产量由2005年的4906万吨增加到2008年的5417万吨,年均增长不到3.5%,全国煤炭生产量年均增长12%,我省煤炭产量增长速度仅为全国的8.5%。全省GDP由2005年的6511.34亿元增加到2008年的11156.64亿元,年均增长13.8 %,高于全国GDP增速3.6个百分点。煤炭作为占我省能源消耗总量60%以上的一次能源,落后于电力发展,滞后于经济社会发展。
3.现有煤矿产能利用不充分。我省煤炭产业集中度低,矿井数量多,生产规模小,生产技术和装备水平低,开采方法落后,煤矿自然条件差,各种灾害严重,煤矿安全基础薄弱。按照国家要求,我省对煤炭企业开展了资源整合以及安全整顿达标工作,对相关煤矿实施“整顿关闭、整合技改、管理强矿”和 “一揽子”解决小煤矿问题方案的要求,夯实省内煤矿企业安全生产基础,全面提高煤矿产能,增加煤炭生产供应能力,千方百计稳定全省煤炭产量在5500万吨以上。
(二)省内电煤供应总量不足
1.用电需求持续增长,电煤耗用量增加。一是受全省经济高速发展,火电机组发电用煤需要量增加。2008年全省净增火电机组181.4万千瓦,全网对电煤的需求进一步增加,电煤供应紧张的形势更为突出。二是受电力结构改变及节能调度的影响,电煤需求集中释放,丰枯差异进一步增大,枯水期电煤消耗是丰水期的2倍,枯水期电煤供应能力不足的矛盾更加突出。三是电煤质量下降,加大电煤需求。我省煤炭资源灰份高、发热量低、硫份高,煤质较差,少数供煤企业掺杂使假、分层装车,降低了煤炭质量,大量劣质煤流入电厂,增加了火电机组磨损,提高了厂用电率,减少了上网电量,加大了电煤需求。
2.煤炭销售价格差异,影响电煤供应。伴随煤炭市场化改革的逐步推进,煤价通过市场定价,电价的定价和调整仍然受政府管制,煤电产业链之间形成了市场体制与计划体制的结构性矛盾。一是电煤价格低于电煤销售成本,影响煤炭企业供应积极性。2008年,省属国有重点煤矿销售成本298元/吨,合同电煤价格256.3元/吨,电煤供应属于亏本经营,影响煤炭企业供煤积极性。二是冶金、建材、化工等工业用煤价格高于电煤价格,电煤供应量占煤炭消耗量的比例逐年减少。2008年,电煤价格比同等质量的市场煤价低15-30元/吨,电煤由2005年的1919万吨增加到2008年的2600万吨,由占全省煤炭消耗量的33%增加到38%,增长6个百分点。三是火电企业燃煤成本占生产成本比重大,无法与其他工业用煤进行竞争。2008年,火电企业燃煤成本占生产成本的65%-70%,其他用煤大户冶金和化工约仅占5%-8%,火电企业对煤价上涨承受能力大大低于其他工业企业。
(三)省外购进电煤难度大,煤价下降幅度不会很大
1.全省电煤仍将供不应求。09年湖南火电行业可能面临风险主要包括:经济形势恶化,用电需求增速超预期回落;但我省煤炭资源和运力不足,煤价下降幅度不会很大。
2.电煤运输瓶颈凸现,铁路运力受限。我省从外省购进电煤主要依靠铁路运输。煤炭市场放开后,煤炭资源配置主体发生了重大变化,煤炭运力配置计划由煤炭企业向铁路提交,造成以煤炭定运力、以运力定电煤的局面。根据省煤炭局统计,2009年外调电煤仍将维持在2008年水平,目前京广线、湘黔线、枝柳线运能饱和度已在95%以上,枯水期省外电煤入湘铁路运输仍将难以保证。
3.其他省(市)出台政策,限制煤炭外流。目前与我省相邻的重庆,因价格分歧,国内五大发电企业集团联手拒绝与大型煤矿签订电煤合同,分属五大集团的重庆市各电厂电煤合同权也被回收。由此,重庆电煤储量自去年12月以来直线下滑,至2月底,存量电煤可供发电在15~20天之间。去年以来,有关省(市纷纷采取收取价格调节基金,限制煤炭外流,也加大了从外省大量购进电煤的难度。
综上所述,因此煤炭有可能导致煤价下降幅度低于我们的预期。
(四)火电企业承受电煤价格持续上涨能力不足
1.电煤价格大幅上涨,燃料成本激增。受煤炭生产成本增加、燃油涨价、汽车治超治限、运价上涨等因素影响,我省电煤价格持续大幅上涨。 2003—2006年我省主网主要火电企业单位燃料成本累计增加64元/千千瓦时,同期国家煤电价格联动电价疏导38元/千千瓦时,火电企业两次煤电价格联动累计承担了40%以上的电煤涨价成本,联动缺口达27元/千千瓦时。2007年我省电煤指导价平均上调38元/吨,2008年全省订货会后电煤价格再次上调30元/吨,2007年以来的电煤上涨增加主网主要火电企业单位燃料成本约52元/千千瓦时,火电企业普遍亏损。
2.发电利用小时数下降,不能补偿固定成本。近年来,随着我省主网发电装机容量的快速增长,主网水电厂发电设备利用小时基本维持不变,主网火电厂发电设备利用小时从2005年的5900小时下降到2008年的3200小时,既低于我省测算标杆电价对应的4000小时,也低于周边省份及全国平均水平。节能发电调度全面实施后,预计2009年我省主网火电利用小时数将降低到约3000小时,受发电量减少的影响,主网火电企业的固定成本无法得到合理弥补。
3.丰枯峰谷电价政策执行环境发生变化,火电企业上网电价峰谷损失较大。1999年,我省出台了丰枯峰谷电价政策,对引导电力用户消费、促进有调节能力的水电厂建设、提高电厂调峰能力起到了积极作用。近年来,受电源结构、用电需求变化的影响,实际执行情况与测算方案有较大的偏差,火电企业上网电价达不到批复电价水平。根据湖南省峰谷电价和丰枯季节电价政策,高尖峰时段上网电价为0.4209元/千瓦时(以下价格和收入均含税),低谷时段上网电价为0.207元/千瓦时,即峰谷差为2.03倍。丰枯季节电价差为0.07元/千瓦时。由于火电企业实际上网电量峰谷比接近为1,发电企业的经营面临前所未有的压力,利润空间越来越少,大部分只能保本微利,尤其是新投产企业,财务费用偏高,大多面临亏损。
4.政策性成本增支因素增多,火电企业无力消化。由于近几年国家提高了水资源费、排污费征收标准,政策性成本增支未在上网电价中进行疏导,发电企业成本急剧上升。发电企业的经营面临前所未有的压力,利润空间越来越少,大部分只能保本微利,尤其是新投产企业,财务费用偏高,大多面临亏损。
(五)电力、煤炭之间统筹协调力度不够
1.枯水期电煤紧缺导致电力供应不足,影响全省经济发展。火电企业因缺煤大量减发电量,已严重影响到我省电力供应,制约了全省的经济发展,也不利于投资环境的改善。据统计,我省对第二、三产业的单位GDP产出贡献达到10元。07年一季度因受冰雪灾难和缺煤火电厂少发电量30亿千瓦时,虽通过向省外购电16.8亿千瓦时,弥补了部分电力供应缺口,但全省减少电量有13.2亿千瓦时,直接影响我省一季度GDP少增长约132亿元。
2.电网建设滞后,影响省间电力调剂。我省电源结构和煤炭资源开发状况,决定了全省电力供应同时存在枯水期因水电来水减少和电煤供应短缺导致电力供应紧缺、丰水期因来水增加导致电力富裕的情况,客观上需要通过省间电力交易进行调剂。受电网建设资金需求量大、财务费用高的影响,电网建设滞后于电源建设,主网与省外电网联系较为薄弱,通过三回葛岗线和江复直流500千伏线路与华中四省联网,通过我省北送140亿千瓦时,南送160亿千瓦时,对我省电力供需的调节、平衡作用较为有限,不能完全满足调节我省枯水期电力供应不足的需要。

三、有关政策建议
(一)加强统筹规划,建立煤炭、电力协调发展机制
1.强化能源统筹规划,保障全省工业协调发展。当前,我省正在积极准备承接东部产业大转移,以加快工业发展步伐。电力作为国民经济的基础产业,电力供应能力直接影响到全省工业、经济发展的速度和规模。为此,建议省政府有关部门进一步加强对能源资源行业的规划和管理,加强煤炭需求综合分析,根据各行业对全省经济、社会发展的重要程度,研究确定各行业对煤炭消耗的总体水平,提高能源工业保障能力。
2.加快煤炭资源开发建设,促进煤炭与火电建设同步。加快矿业权、立项等方面在省内权限的审批速度,支持煤炭企业向国家进行矿业权、项目申报,加大推进煤炭资源开发整合力度,鼓励国有大矿兼并、改造和托管小煤矿,提高国有重点煤矿的煤炭产量,发挥煤炭骨干企业在电煤供应中的支撑作用,增强政府对煤炭资源的调控能力。加快省内大型煤矿特别是国有重点煤矿的建设速度,提高煤炭产业集中度,加大煤矿勘探、开发力度,缩小煤炭供需差距,努力确保煤炭供应增量与全省经济发展目标保持一致。同时在火电项目建设之初,落实与之配套的煤矿建设、运输能力建设,并协调建设同步进行,确保火电机组投产后的电煤供应。
3.着眼煤电持续协调发展,建立煤电合作机制。电力行业与煤炭行业的相互依存度较大,建立煤炭与电力之间的良性协作机制,有利于促进煤炭和电力行业之间的长期、稳定、协调发展。一是建立煤电互保机制,鼓励煤电双方建立长期稳定的供货关系,完善煤炭市场规则,构建健康的市场秩序。近期,可加快研究统筹协调各行业对煤炭和运力的需求,鼓励签订长期合同,建立安全可靠的电煤供应长效机制。二是推动煤电一体化建设,鼓励煤电双方通过相互持股、参股或控股,进行战略整合,建立产权纽带,以资本为纽带加速产业融合,确保发电企业有稳定的煤炭来源,从源头解决当前电煤供应中存在的利益分配纠结不清问题,形成多赢局面,促进煤电可持续发展。
(二)加强综合调控,建立电煤供应保障机制
1.加快煤矿安全达标整顿步伐,充分发挥现有煤矿生产能力。政府有关部门应加快煤矿安全整顿进度安排,提高煤矿安全整顿针对性。加强对停产整改煤矿复产验收工作的指导、协调和督查,尽快恢复已达标煤矿企业的复产工作。综合考虑煤炭资源整合时期对产能的影响,合理安排小矿整改、煤炭资源整合工作进程,统筹规划,避开用煤高峰期。加快煤矿改扩建项目建设,加紧推进新增煤矿项目建设,提高煤炭供应总量。
2.征收煤炭价格调节基金,加强电煤供应综合协调。一方面,根据我省目前煤炭供应紧缺的形势,通过对从事煤炭生产经营的所有企业,按煤炭生产企业实际销售量,征收煤炭价格调节基金,电煤实行先征后返。调节基金主要用于补贴电煤与市场煤价差、从省外购进电煤价差、电煤丰存枯用损耗及储煤款贴息、煤矿企业资源整合、电煤生产企业扩能技改、国有重点煤矿采矿权价款的补贴,调控全省煤炭流向,控制煤炭无序外流,保护煤炭企业供应电煤积极性,促进煤炭生产企业提高生产能力,鼓励火电企业跨省组织电煤,缓解省内煤炭资源短缺的状况。另一方面,根据全省新建大型火电厂主要在湘东北片区、新开发煤矿主要在湘中南片区、煤矿与电厂布局不一致的分布特点,省政府有关部门指导、协调煤炭生产供应,加大对全省煤炭资源的统一调度,使有限的煤炭资源得到有效利用,切实保证电煤供应。
3.建立电煤丰存枯用储备激励机制,调动火电企业存煤积极性。现在,煤矿企业基本上采用均衡、满负荷方式安排煤炭生产,受火电企业丰水期发电量减少而导致电煤消耗减少影响,煤炭企业面临在省内煤炭滞销问题,必将通过开拓省外市场打开销路,减少省内全年电煤供应总量,影响电煤合同的兑现。据近几年的运行情况测算,我省主网枯水期电煤供应缺口约300万吨,而全省主网电厂煤场最大存煤量为280万吨,基本能够满足电煤丰存枯用的需要。建议我省建立电煤丰存枯用储备激励机制,由省政府下达火电企业丰水期电煤储存指标,对完成丰水期电煤储存任务的企业,给予煤炭损耗、储煤资金贴息的补贴和购煤资金支持,鼓励火电企业在丰水期增加电煤储量,为保障全省枯水期电力供应打好基础。
4.构建煤炭合理计价体系,保证电煤供应质量。全额热值计价实质上是一种优质优价、按质论价的交易方式,体现了成熟市场中对买卖双方公平交易的约束和规范,可以有效保护买卖双方合法利益不受损害。全额热值计价已逐渐成为煤炭交易市场的一种共识,要强化煤炭合理计价体系,按照全额热值计价,明确煤炭交易质量标准,严厉打击掺杂使假不法行为,确保电煤供应质量,净化煤炭市场秩序。
5.加大省外电煤购入力度,控制省内煤炭无序外流。火电企业应抓紧落实省外煤炭资源,积极协调铁道部及有关铁路局,争取国家重点运输计划,增加省外电煤入湘运力,增加省外入湘电煤供应量。同时,根据全省经济社会发展的需要,综合运用财政、税收、土地、矿权等政策措施,积极引导我省建立与周边省(市)合理的煤炭市场价格,充分发挥市场配置资源的作用。
(三)制定、完善有关政策,提高火电企业电煤价格承受能力
1、建立节能发电调度补偿机制,积极稳妥推动节能发电调度试点。在我省推行节能发电调度时,应以构建和谐电力为出发点,坚持利益平衡的补偿原则,制定科学合理的经济补偿政策。将因实施节能发电调度而增加收益的电力企业增收部分用于对火电企业实施补偿,避免原有利益格局出现过大调整,确保电力供应安全,维护电力企业正常生产经营秩序。
2.完善丰枯峰谷电价政策,形成电力合理利用和良性发展机制。测算全省峰谷丰枯电价政策的执行情况,修改现行的峰谷电价浮动政策,合理调整丰枯、峰谷电价浮动比例,使火电企业峰谷电价上下浮动比例更趋合理,形成兼顾各方协调发展、有利于火电企业正常经营和发展的电价机制。
3.加大协调工作力度,落实脱硫减排、小火电机组关停政策。建议省政府有关部门根据国家有关文件,研究制定合理脱硫电价,对火电企业脱硫成本给予补偿,鼓励火电企业加大环境保护和减少污染排放的投入。同时,建议省政府有关部门结合我省实施节能发电调度试点工作,研究制定有利于关停小火电机组的政策,避免利益格局调整过大,以减轻火电企业经营压力,确保职工队伍稳定。
另外,可借鉴云南省的经验,研究实施“来煤加工”政策,工业企业对超基数用电量支付一定的费用,用于发电企业增加购进电煤多发电,补偿火电企业因煤炭价格上升而增加的部分运行成本,以保证工业企业的枯水期用电
(四)加大跨省电力交易,减缓电煤供应压力
1.提高外电送湘能力,减缓电煤入湘压力。目前,湖南电网加大电网建设力度,“十一五”计划投资350亿元, “十一五”前四年已投入建设资金260亿元。建议在国家疏导电价矛盾时对电网电价矛盾一并考虑,积极研究支持电网建设资金的政策,促进电网企业加快投入,加快我省外电送湘通道建设进度,提高与省外电力之间的送湘能力,增强电网供电可靠性,保障外电送湘通道畅通,增加电力供应能力,变输煤为输电,将外电资源转化为直接经济效益。
2.借助市场平台,实现丰枯互济。积极响应节能发电调度和区域电力市场建设,借助区域电网平台,充分利用各省资源差异,枯水期多从省外购电,丰水期多向省外送电,最大限度地解决枯水期电煤供应不足、丰水期电力富裕的问题。
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