河南出台12项举措为煤电企业纾困解难
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发布时间：2022-08-31 2247次阅读
8月30日，河南省人民政府办公厅发布《关于促进煤电行业持续健康发展的通知》（简称《通知》），从电力调度机制、电煤量价、电力热力成本、经营资金压力、体制机制等五方面推出12项举措，为煤电企业纾困解难。
据了解，“十三五”以来，全煤电发电利用小时数逐年降低，2021年已降至3400小时左右，其中60万千瓦等级及以上机组低于全省平均水平，机组长期处于非经济运行状态，发电效益大幅下降。 《通知》提出，建立更加高效精准的电力调度机制，优化煤电机组启停方式，在严格限制“拉闸限电”、保障电力热力安全稳定供应前提下，最大程度减少煤电机组旋转备用，提高在运煤电机组运行负荷率，提升煤电机组运行的安全性与经济性。提升煤电机组利用效率，同时提高重点机组发电小时数。完善节能减排电力调度制度和电力市场化交易机制，支持60万千瓦及以上高效清洁机组、民生供热机组等重点机组能发多发、能发尽发，最大程度提高重点机组发电利用小时数，持续提高重点机组的经济效益。
目前，河南省电煤消费量稳定在1.0亿吨以上，省外来煤占比接近70%，省内电煤供应自给率低，省内煤炭应急保障能力与储备调节能力仍未充分发挥。 《通知》从电煤供应量、价格方面，通过加快省内大型储煤基地建设，完善省级储煤基地应急储备机制。支持国内大型煤炭企业参与省内煤炭产供储销体系建设，稳妥释放省内煤炭产能。严格落实煤电企业煤炭中长期合同全覆盖要求，引导省内煤炭出矿环节中长期交易价格在合理区间运行、加强合同签约、履约、价格调控监管等措施，依法及时查处价格违法违规行为，增强全省煤炭供应稳定性与安全性，维护良好电煤价格秩序。 河南省电煤价格仍在高位运行，电价20%上浮幅度尚不能完全消纳电煤成本，煤电发电成本无法有效疏导。此外，河南省工业供热价格存在定价干预的情况，居民供热价格定价较早、价格偏低且常年未做调整，煤电供热成本也疏导不畅。 《通知》明确从电价、热价入手，一方面通过继续执行国家有关燃煤发电上网电价机制，加快确定并公布河南省高耗能企业名单，落实高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制的规定，提升煤电企业盈利能力；另一方面通过推动工业供热加快形成由供需双方协商的市场化定价机制，在做好冬季供暖保障的前提下，合理调整居民采暖价格，建立煤、热价联动机制，有效疏导供热燃料成本。妥善解决热费拖欠问题，支持热费提前支付，确保热电企业正常运营。 目前，河南省存在煤电调峰收益机制不完善，煤电为外电提供调峰服务的补偿收益机制未建立，煤电调峰价值未完全发挥等问题。通过研究外电参与调峰辅助服务，合理补偿煤电调峰损失；合理认定煤电机组调峰容量，用于自建新能源项目，或通过市场化交易方式用于其他新能源项目购买使用，来增加煤电企业调峰收益渠道。 另外，针对缓解煤电经营资金压力问题，严格落实财政金融税收支持政策。支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策。完善金融机构扶持煤电企业政策措施，对符合条件的煤电企业在授信等级、贷款利率等方面加大支持力度。引导金融机构及时满足煤电企业合理融资需求，降低企业融资成本；对符合条件的煤电企业给予贷款展期和续贷支持，不得盲目限贷、抽贷、断贷。落实支持煤电企业纾困解难的“减、退、缓”税措施，确保税费优惠应享尽享、增值税留抵退税应退尽退、符合条件的困难煤电企业缓税应缓尽缓。 河南电、煤产业链之间的结构性矛盾长期存在，两个行业“两张皮”经营情况、“跷跷板”利益关系仍较为突出。 《通知》表示，通过建立省内煤电联营合作机制，支持省内外有实力的大型煤炭企业，以股权合作、参股控股、战略合作、兼并重组等方式，与省内煤电企业开展煤电一体化开发、经营等合作，最大程度地保障河南省电煤安全稳定供应。建立煤电联营合作机制。支持省内外有实力的大型煤炭企业（储煤基地）通过股权合作、战略合作等方式，与煤电企业开展煤电联营，建立长期稳定、安全有序的电煤供需关系。落实国家关于推动煤炭和新能源优化组合的部署要求，通过鼓励省内煤电企业参与新能源项目开发，在新能源指标分配时给予倾斜；另外，支持省内煤电企业开展多能互补和源网荷储一体化项目试点建设，优先列入年度开发方案。 同时，结合煤电机组关停淘汰、推动退城进郊（园），支持煤电企业实施“以大代小”和“以新换旧”等容量替代建设，统筹推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，实现河南省煤电机组优化升级。探索建立煤电机组调频辅助服务市场机制，建立能快速灵活、及时有效地反映电煤价格波动的市场化电价机制，增加煤电机组收益渠道和盈利能力。河南省人民政府办公厅
关于促进煤电行业持续健康发展的通知
各省辖市人民政府，济源示范区、航空港区管委会，省人民政府各部门： 为深入贯彻党中央、国务院决策部署及省委、省政府工作要求，确保全省电力安全稳定供应，支持煤电企业纾困解难，促进煤电行业持续健康发展，经省政府同意，现就有关事项通知如下： （一）提升煤电机组利用效率。建立更加高效精准的电力调度机制，优化煤电机组启停方式，在严格限制“拉闸限电”、保障电力热力安全稳定供应前提下，最大程度减少煤电机组旋转备用，提高在运煤电机组运行负荷率，提升煤电机组运行的安全性与经济性。 （二）提高重点机组发电小时数。完善节能减排电力调度制度和电力市场化交易机制，支持60万千瓦及以上高效清洁机组、民生供热机组等重点机组能发多发、能发尽发，最大程度提高重点机组发电利用小时数，持续提高重点机组的经济效益。 （一）保障电煤安全供应。稳妥释放省内煤炭产能，加快省内大型储煤基地建设，完善省级储煤基地应急储备机制。支持国内大型煤炭企业参与省内煤炭产供储销体系建设。严格落实煤电企业煤炭中长期合同全覆盖要求，加强履约监管，确保全省电煤安全平稳供应。 （二）引导煤炭价格在合理区间运行。落实国家完善煤炭市场价格形成机制改革精神，引导省内煤炭出矿环节中长期交易价格在合理区间运行。根据煤炭市场价格监测和成本调查情况，动态调整煤炭价格合理区间。加强电煤市场合同价格调控监管，依法及时查处价格违法违规行为，维护良好价格秩序。 （一）执行国家燃煤发电上网电价政策。燃煤发电电量全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价，上下浮动原则上不超过20%。不得干预在规定范围内合理浮动的市场交易电价。公布河南省高耗能企业名单，落实高耗能企业市场交易电价不受上浮不超过20%限制的规定。 （二）合理疏导供热成本。推动工业供热实行市场化定价，取消工业供热定价限制，形成由供需双方协商的市场化定价机制。在保障冬季供暖前提下，开展居民采暖成本核查，合理调整居民采暖价格，建立煤、热价联动机制，疏导煤价上涨造成的供暖成本增加。妥善解决热费拖欠问题，支持热费提前支付，确保热电企业正常运营。 （一）完善煤电调峰收益机制。加强外电参与调峰辅助服务研究，推动外电充分参与河南省电网调峰，通过多种方式补偿煤电企业调峰损失。合理认定煤电机组新增调峰容量，推动新能源项目通过市场化方式优先购买煤电企业调峰资源，用于配套新能源项目开发，增加煤电企业收益。 （二）落实财政金融税收支持政策。支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策。完善金融机构扶持煤电企业政策措施，对符合条件的煤电企业在授信等级、贷款利率等方面加大支持力度。引导金融机构及时满足煤电企业合理融资需求，降低企业融资成本；对符合条件的煤电企业给予贷款展期和续贷支持，不得盲目限贷、抽贷、断贷。落实支持煤电企业纾困解难的“减、退、缓”税措施，确保税费优惠应享尽享、增值税留抵退税应退尽退、符合条件的困难煤电企业缓税应缓尽缓。 （一）建立煤电联营合作机制。支持省内外有实力的大型煤炭企业（储煤基地）通过股权合作、战略合作等方式，与煤电企业开展煤电联营，建立长期稳定、安全有序的电煤供需关系。支持国家骨干煤炭企业和山西、陕西、内蒙古等省份大型煤炭企业，与河南省煤电企业通过资本融合、相互持股、兼并重组等方式合资建设煤电项目或开展煤电资源整合，实现煤电一体化经营。 （二）促进煤电与新能源融合发展。落实国家关于推动煤炭和新能源优化组合的部署要求，积极推进煤电与新能源深度融合。鼓励煤电企业参与新能源项目开发，在新能源指标分配、纳入项目建设库、列入年度开发方案时给予倾斜；支持煤电企业开展多能互补和源网荷储一体化项目试点建设及符合条件的风电、光伏项目建设。 （三）推动存量煤电企业优化升级。结合煤电机组退城进郊（园），支持煤电企业实施“以大代小”和“以新换旧”等容量替代建设，提高煤电机组单机容量、运行参数、能效和污染物排放水平。结合电力供需情况合理把握改造时序，兼顾安全、技术和经济目标，统筹推动煤电企业节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，实现煤电机组优化升级。 （四）加快电力市场化改革。探索建立调频辅助服务市场机制，支持煤电机组参与调频辅助服务，获取合理的调频补偿收益；持续推进煤电上网电价市场化改革，建立能涨能跌的电价形成机制，灵活反映电力供需形势和成本变化，挖掘煤电机组顶峰发电能力，在保障供应的同时，增加煤电机组营收能力。 省发展改革委要牵头统筹推动全省煤电行业持续健康发展。省工业和信息化厅、财政厅、河南银保监局、省税务局、电力公司等单位要立足职责分工，细化政策措施。各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会要完善配套政策，确保落实落地。省电网企业要严守电力保供安全底线，做好电力调度与交易工作。各煤电企业要主动作为，积极纾困解难，确保完成电力保供任务，实现高质量发展。
