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4月中国电煤价格指数同比降5.26%

企业亏损面仍近50%,部分大型发电集团煤电和供热板块持续亏损。

“煤价持续处于高位,是重要因素之一。此外,煤电价格联动机制作用有限也是重要原因。”国家发展改革委能源研究所副主任熊华文曾表示。

当前,尽快帮助火电扭转亏损困境十分重要。“关键还是要理顺电价形成机制,既要‘市场煤’也要‘市场电’。”熊华文指出,当前煤电联动机制电价调整频次偏少,调整门槛偏高,煤价波动传导到电价波动的时间过长。

熊华文建议,以“小幅快调”为目标加快优化煤电联动机制。对超过一定波动幅度、影响到下游企业和居民的电价异常波动,政府予以熨平。对煤电联营出台具体支持政策,尤其是鼓励跨区域煤电联营。此外,政府要支持煤电双方签订有明确数量和定价机制的中长期合同和合作框架。

此外,当前国家已经出台政策,明确中长期协议,可以实现发电上网电价与电煤价格联动、销售电价与用电产品价格联动的市场价格形成机制,并分别在2016年、2018年两次发布政策,鼓励煤电联营,尤其是鼓励煤炭和发电企业投资建设煤电一体化项目,以及煤炭和发电企业相互参股、换股等多种形式。

但在现实中,煤电联营并不适合所有企业。将煤、电放在一个篮子中,存在一荣俱荣、一损俱损的风险,并不是所有发电企业必须走的唯一道路。对于众多发电企业而言,通过电煤的长协、现货和期货等方式可对冲煤炭供应问题,同时实现“市场化煤电联动机制”,即煤和电的价格协同、电力和终端用户产品的价格协同。

协同的关键,是上下游数据有效、透明并辅以政府监管,实现数据的透明,满足设定的联动条件就自动联动。各地政府可以聘请第三方来建设大数据平台,统一标准、统一数据库模板,由中央监管各地平台成立与否、数据质量如何以及数据如何应用。来源:秦皇岛煤炭网