7月29日，中午一点，按照提前约定好的时间，记者来到了青海华电大通发电有限公司。正值午休时间，公司副总经理赵发林的办公室却不时有人进出。

       无暇休息的赵发林正在和一家甘肃煤企负责人商讨电厂今冬用煤问题，原定的采访时间也因此推迟了1个多小时。“还没谈拢，现在买差不多要700元/吨，青海和周边省区煤价都在涨，要是等到冬天，一吨至少涨100多元。这个价格我们根本承受不起。”赵发林话及此处眉头一紧，“其实，我们现在欠的购煤款已超过两亿元，这两天账面上的流动资金只剩一两千万元了。但现在不拉煤，入冬煤价涨了就更买不起了，对方还要求先打款后发货，这不是雪上加霜吗？”

       2016年至今，大通电厂已经累计亏损7.1亿元，2019年全年预亏3.6亿元。“这几年，我们电厂已经把流动资金都亏进去了，要是现在要求偿清欠款，我们立即破产。”赵发林说。

       但大通电厂的境遇在青海已是最好的了。据了解，目前青海全省共有10台累计装机为316万千瓦的火电机组，分属5家企业，其中大通电厂拥有两台30万千瓦机组，但在运的仅有一台，这也是当前青海省唯一一台在运火电机组，其余9台已悉数停运3个月有余。赵发林告诉记者，这台机组是青海北部电网的安全支撑电源，所以才免于停机。“开机肯定比不开要稍微好一点，至少一个月还有几百万进账。但是剔除当月的员工工资、银行利息、设备折旧、燃料成本后，还是亏的。”据西北能监局日前发布的监管报告，青海火电企业资产负债率接近90%，且处于连年亏损困境。大通电厂资产负债率98.7%，唐湖、宁北两座电厂负债率超过100%。

       一面是连年亏损，一面却是重任在身。西北能监局调研指出，青海电网装机整体特性为“大水电、大新能源、小火电”。但大型水电机组受限于黄河流域灌溉、防洪及为整个西北电网调峰、调频任务影响，其在省内调峰作用较为有限。因此，火电机组作为青海电网基础性、支撑性电源，承担了大量为省内新能源发电深度调峰任务，特别是在冬季枯水和供暖期间，火电机组调峰重要性和压力更加突出。

时值盛夏用电高峰，作为“基础性、支撑性”电源的青海火电为啥一反常理成了摆设？
可再生能源装机不断增加，火电企业也得“看天吃饭”

       安静的车间、关停的设备，在黄河上游水电开发有限责任公司西宁发电分公司，工作人员一边引导记者进厂，一边介绍着厂里的情况。“现在机组停运了，我们的工作主要是设备检修消缺、人员培训。控制室电脑都关了，工厂的照明灯也是关一排亮一排，省电，能省点儿是点儿。”

       同病相怜的还有省内另外三家火电企业。“没办法，现在发电市场就这么大，水电和光伏、风电等新能源装机规模又大，尤其是今年夏天黄河来水这么好，光是这些可再生能源的电，整个青海电网可能都消纳不了，火电就更没有空间了。”对于火电企业而言，随着青海省可再生能源装机的不断扩大，火电已然成了“看天吃饭”的行当，有火电企业负责人向记者诉苦，“夏天只能停机。冬季白天有光伏发电，火电机组基本只有一半负荷在运行，但是只要太阳下山，电网调度会立刻要求火电上负荷，所以晚上大多是满负荷运行。可再生能源发电要‘看天’，我们火电机组发电要看可再生能源。”

       数据显示，截至2018年底，青海电网统调口径总装机2992万千瓦，其中火电装机383万千瓦（含自备电厂），占比12.8%。2018年，全网总发电量793亿千瓦时，其中火电发电量111.5亿千瓦时，占比14.1%。

       长时间停机的背后是利用小时数的逐年下滑。西北能监局统计数据显示，2018年青海省火电企业平均利用小时数仅为3313小时，较2015年大降46.4%。“今年黄河来水比去年还要好，形势更加严峻，3月底两台机组都停了，目前看10月底才有可能开机。”上述火电企业负责人表示，投产3年以来，该公司已经累计亏损10.3亿元，今年上半年亏损额已近1.8亿元。“这两年，公司的年度工作报告里凡是说到‘扭亏为盈’的单位里都不会提我们，集团对我们的要求就是想办法减亏，然后安全生产。”

       “站在发展可再生能源的角度，现在的做法是让火电停机、可再生能源优先上网。但这样做真的公平吗？火电在电力工业成长、壮大的过程中扮演了重要的角色，支撑了社会经济的发展。”国家电网能源研究院能源战略与规划研究所研究员闫晓卿表示，如今羽翼渐丰的新能源产业自始至终也都离不开火电的“兜底”。现阶段，火电企业在保障整个电力系统安全、稳定运行方面的价值是无法替代的。

       既然无法替代，那么在利用小时数低位徘徊、发电量难以保障的情况下，火电企业能否在交易电价上找找出路呢？

       据记者了解，自2018年开始，青海省每年为各火电企业划定一定数额的基础电量，基础电量执行火电脱硫标杆上网电价0.3247元/千瓦时。基础电量以外的所有发电量全部执行市场电价。而这所谓的市场电价，却并非完全由买卖双方自行商议确定。目前的执行方案是，青海省相关政府部门对电力直接交易划定一个“天花板价格”，发电企业在此基础上降价让利，最终交易电价不得高于此价格。近年来，青海省设定的“天花板价格”在0.24元/千瓦时左右。

       “0.24元/千瓦时的价格，都不够买煤的。”赵发林告诉记者，去年一年，大通电厂市场化交易的电量占到全年总发电量的60%以上。另据西宁市某热电企业负责人杨某透露，根据年初青海省工信厅确定的交易方案预估，今年全省5家火电企业的基础电量约为45亿千瓦时，而交易电量将达到约71亿千瓦时。

       交易电价低迷的同时，煤价却一路看涨。中电联最新公布的中国沿海电煤采购价格指数显示，今年7月25日至8月1日，5500大卡/千克煤炭的综合价格约为579元/吨，而目前青海火电企业的购煤价格已经接近700元/吨。据西北能监局统计测算，截至2018年底，青海省的入厂标煤单价已经比2016年高出40%。

       杨某还给记者算了这样一笔账：“去年冬天，标煤价格在820元/吨左右，估计今年可能上涨到840—860元/吨。按照840元/吨计算，我们电厂的平均供电煤耗水平大概是320克标准煤/千瓦时,折算下来的电价就是0.2624元/千瓦时,再加上脱硫脱硝、石灰粉、尿素等消耗，理论上电价至少要达到0.27元/千瓦时才能维持盈亏平衡，这还不包括人员工资、设备折旧等费用。”简言之，如按照上述0.24元/千瓦时左右的价格进行交易，在冬季840元/吨的煤价下，青海火电企业将陷入“发一度电、亏三分钱”的窘境。

       “即便是从全国范围看，青海的火电也不具备成本优势。”黄河上游水电开发有限责任公司西宁发电分公司安全副总监石鸿铭坦言，在高煤价下，与本省的水电相比，火电缺乏竞争力。“企业的成本主要就是购煤、设备折旧、财务成本以及人员工资等几大块，现在煤价这么高，如果外省的电再进来，例如甘肃很多老电厂，其设备折旧和财务成本都已经非常低，甚至可以报出0.17元/千瓦时的电价，这个价格我们肯定竞争不过。” 

       早在2015年，西北能源监管局就根据西北电网实际运行情况制定了“两个细则”，即《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，并于去年年底进行了重新修订。通过“两个细则”，可对并网发电企业进行考核和补偿，得分折算为电费按月统计，月结月清。

       “补偿的金额抵消掉考核过程中的罚款，去年我们在‘两个细则’部分的最终净收入是2000多万元。”赵发林指出，即便是计入上述2000余万元，大通电厂去年的净亏损金额也超过了2亿元，“所以，这一补偿的力度是远远不够的。我们最近也在问相关政府部门，青海到底要不要火电？如果不要，集团很可能会把它关掉。年年亏，集团年年要填这个钱。”

       “两个细则”之外，上述热电企业负责人杨某也指出，今年6月，青海省已经启动电力辅助服务市场化交易试运行，旨在实现新能源消纳的同时，给予火电企业一定的合理补偿。“初衷非常好，但实际上，未来青海火电机组夏季无法开机运行的现象很可能常态化。从今年6月试运行以来，实际上全省只有一台在运机组符合条件，但这台机组要保证北部电网的安全，负荷率必须达到65%，根本无法调峰。而在冬季，火电厂能够参与深度调峰的时间也仅有中午光照条件最好的一小时左右，即便有心去做，空间也十分有限。”

       对此，有行业专家指出，国有火电企业之所以连年亏损、经营状况不佳，其中的关键原因之一就是备用容量部分的合理收入并没有真正落实到企业。换言之，火电机组在停机状态下应该获得足够的补偿，“而这部分费用应当由享用了清洁能源的用户承担”。“针对可再生能源的平价上网，我们其实有一个误区，认为成本降到火电成本、不需要补贴就是平价，但实际上只有当新能源上网关口能够主动响应用户的负荷波动，才算是真正的平价。但目前这部分响应负荷波动的成本几乎全由国有火电企业无偿承担了。备用容量才应该是最为昂贵的辅助服务。”

       “到底给火电多少补偿才算够？其标准是让企业不亏本，还是多少赚一点？这个度应该如何把握？”闫晓卿指出，目前，即便是作为国家级清洁能源示范省，青海依旧需要一定的火电机组保障电力系统的安全。“与其说是‘补偿’，不如说是怎样让火电的‘价值’更充分地体现出来。但‘安全保障’作用恰恰又是最难衡量的，并不像辅助服务一样可以有明确的执行规则和指标。所以，如何从体制机制上确认并制定科学的标准去体现火电的价值，这才是下一步最需要解决的难题。”

       在西宁采访的几天中，记者多方联系已经处于无限期停产状态的宁北电厂，希望进一步了解具体情况。但最终采访未能成行，知情人士告诉记者：“他们不想接受采访了，因为已经不打算再开机，不想再干下去了。”“如果再这样下去，宁北的今天就是我们剩下几个电厂的明天。”

来源：中国能源报