新形势下煤电企业降本增效对策

王永成，张红飞，邓丽琨，迟立军

(1.江西大唐国际抚州发电有限责任公司，江西 抚州 344000；2.国网安徽省电力有限公司培训中心，安徽 合肥 230022；3.安徽电气工程职业技术学院，安徽 合肥 230051；4.江西江能物贸有限公司，江西 南昌 330096；5.大唐海南能源开发有限公司，海南 海口 570100)

0 前言

2015年3月15日，中共中央国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(国9文)，作为对党的十八大提出的深化体制改革落实到电力行业的纲领性文件和总体要求；2015年11月26日，国家发改委、能源局下发了由国家发改委等9部门联合制定的贯彻落实国9文的《关于推进输配电价改革的实施意见》等六个配套文件，按照“四放开、一独立、一加强”的思路，以电价改革为核心，规定了改革的原则、目标和方式。随后，各省市依据这些纲领性文件逐步制定了符合各地实际的可操作性文件，[1]以降低上网电价为目的的大用户直接交易等市场电量逐渐加大比重，发电企业的上网电价随市场电量比重的增加而逐步下降。

2016年4月，国家发改委、人社部、国家能源局和国家煤炭安监局联合发布《关于进一步规范和改善煤炭生产和经营秩序的通知》，要求全国煤矿自2016年起全年作业时间不超过276个工作日，[2]以推动煤炭减产。电煤供应减少叠加水电出力不足、高温天气、运输瓶颈及供应商囤货惜售，煤价从2016年下半年开始一路飙升。2016年11月9日，环渤海动力煤价格指数由年初的371元/吨飙升到606元/吨(市场价格甚至达到700元/吨以上)，上涨235元/吨，涨幅63.3%。2017年初，虽然国家取消了煤矿企业276个工作日的限制，但因为部分煤矿关停、进口煤受限、先进产能释放不及预期及用电量增加等多重因素影响，煤炭供需仍处于紧平衡甚至供不应求状态，电煤价格持续高位运行。

在煤价上涨、上网电价下降的同时，因煤电装机严重过剩，发电设备利用小时逐渐降低。煤电企业将面对煤价上涨和电价、利用小时下降的三重挤压，2017年，全国60%以上的煤电企业亏损。

如何在新形势下追求利润最大化、保持一定的盈利水平、安全度过“寒冬”是各煤电企业必须面对的课题。追求效益最大化，除了压缩可控成本外，抢发电量、控制煤价成为各煤电企业的努力方向。[3]

1 加强对煤炭市场的研究分析判断，有效控制燃料成本

成立发电集团公司层面的煤炭市场分析研究组，聘请国内对煤炭市场有深入研究且对国家政策制定有建议权的知名经济专家，同时，挑选一部分长期在燃料部门工作且对煤炭市场有研究的集团内专业人士，定期召开煤炭市场研究分析会，根据国家相关政策、火电发电量预期、煤炭库存、各区域煤炭市场走势、铁路及港口运力等，综合分析煤炭供需情况，准确判断预测煤炭市场价格走势。

在对煤炭市场价格走势精准判断的基础上，根据月度电量计划，在保障发电供煤安全的前提下，合理安排电煤采购及库存，做到煤价下行时低库存、煤价上涨时高库存。同时，加强内部管理，规范燃料验收管理、煤场管理、采制化管理，有效降低管理损耗。

在燃料采购计划安排上，要根据市场变化情况，以燃料供应安全为前提、以控制煤价为导向，合理分配长协煤、市场煤，合理匹配不同渠道来煤，做到在保障燃料供应安全的前提下有效控制煤价的目的。

2 加强电力营销，做好风险防控

加强电力营销首先要做好争取基本电量的工作。虽然市场电量的比重将逐步加大，但对于存量机组来说，基本电量在今后几年内仍将占有一定的比重，而且，在目前发电装机过剩的情况下，市场电量的电价将低于标杆电价，基本电量的边际利润最高。所以，在加强电力市场营销过程中，第一重点要争取基本电量。

要“一厂一策”制定争取基本电量的策略，分析自身各种优势、各种差异点，比如：容量大的可以争取容量差，煤耗低的争取享受较高容量机组对应的利用小时或综合改造奖励，排放低的争取超低排放奖励，有供热的争取供热机组优惠等，充分研究国家相关政策，调动一切力量，争取电量计划的倾斜。

其次要争取有效益的市场电量。随着电力体制改革的深化，市场电量的占比将逐步加大，在目前发电装机过程的情况下，为抢夺市场份额，发电企业的竞争将日趋激烈。发电企业要加快从生产型向经营型、市场型转变，建立以市场为先导的生产经营理念，要加大市场营销人员的配置，广泛与区域内符合条件的大用户及售电公司建立密切联系，取得对方信任、增加彼此粘度，争取在相同电价的情况下做自己的电力用户。同时，要加强对报价员的培训，从竞价规则、成本核算、市场分析、竞价方略等方面对各报价员进行全方位培训，打造一批精英报价员，争取在集中交易中能取得“量价”最优。

在争取市场电量的过程中要做好风险防控，争取市场电量“量价”综合效益最大化，提升盈利水平。电力市场营销是“量、质、价”的统一，“量”是市场电量的占比，“质”是市场电量的履约程度，“价”是市场电量的边际利润即盈利水平。如果签约的市场电量得不到履行，这电量就是空的；如果签约的市场电量没有边际利润，这电量也是没有经济效益的。所以，在电量营销中，绝对不能单纯追求“量”而忽视“质”和“价”。

如何保证签约电量的“质”？要对潜在的用户进行深入细致的调研、分类建档，弄清楚该企业发展前景、用电规模、经营状况并做好趋势分析。用电容量大、发展前景好、国家优先支持的行业属于优质客户，在签约时可按其用电量的高限签约；产能过剩、高污染、经营状况不稳定、列入受限发展名录的企业属于劣质客户，签约时要留有一定余量，以免签约的电量得不到保证且损失抵扣容量。

签约电量的“价”是企业盈利水平的保证。要保证签约电量有一定的边际利润。一是要联合区域内发电企业，争取在集中交易规则中设定报价限制，避免无序竞争。二是要把握好燃料市场形势，预测煤价变化情况，同时，建立以标煤单价、负荷率变化为边界条件的变动成本测算模型，以准确测算本企业变动成本，作为竞价的底线，非特殊情况不得突破价格，避免“硬亏损”。三是要摸清区域内各发电企业的变动成本，研究分析他们的报价策略，同时要调研用户对电价的心理预期，做到知彼知己，合理设置自己的报价原则。

3 建立以燃料单位成本最小为导向的配煤掺烧模型

煤炭价格高位运行时，配煤掺烧工作将变得更加重要。一是可有效拓展煤源、保障供煤安全；二是可有效降低燃料成本。所以，在保证机组安全运行、排放达标的前提下，加大配煤掺烧力度将是火电企业度过经营“寒冬”的有效方法之一。但是，由于配煤掺烧不可避免地偏离设计煤种，对煤耗指标的完成带来影响。当前，煤电企业在选择电煤的时候，往往采用的比较标准是标煤单价，即优先采购标煤单价最低的煤炭。但是，低价的劣质煤会影响锅炉飞灰含碳量、灰渣含碳量、辅机电耗、排烟温度等，使得煤耗升高、燃料成本增加。如果煤耗上升带来的燃料成本增加大于煤价降低的影响，会反而导致燃料成本相对升高。所以，在选择电煤的时候，应综合考虑标煤单价及上网煤耗，选择发电单位发电燃料成本最低的电煤。[3]

发电单位燃料成本=入炉综合标煤单价×上网煤耗

在不同的负荷段，煤质(煤种)对上网煤耗的影响程度也是不同的。煤电企业应通过对统计数据的整理分析，绘出常用电煤在各负荷段的煤耗变化曲线。根据上述公式，得出常用电煤在各负荷段的发电单位燃料成本变化曲线，以此为依据，结合负荷计划或负荷预测，决定电煤采购和掺烧方案。[3]

目前，供电煤耗、入厂标煤单价两个指标分开考核，发电企业在两项指标出现冲突时难以兼顾且易造成生产与经营之间的矛盾。要突出燃料单位成本导向，“一厂一策”制定燃料单位成本最小的配煤掺烧模型，通过试验分析各种典型工况下、不同掺烧煤种、不同掺烧比例对入炉标煤单价、供电煤耗(上网煤耗)的影响，得出燃料单位成本最低时的掺烧方案，以指导今后的配煤掺烧工作。同时，把对供电煤耗、入厂标煤单价的考核合二为一，避免两项指标难以兼顾的矛盾，充分调动各企业配煤掺烧积极性。

4 坚持发电边际利润最大化来综合考虑煤价电量优化

由于煤电企业的长协煤量不足，如要多发电，必须采购市场煤。由于市场煤价格远远高出长协煤，导致单位发电边际利润的压缩。为保证一定的单位发电边际利润，有的电厂规定小于一定单位发电边际利润的市场煤不得采购，而失去了抢发市场电量的机会。实际上，单一考虑单位发电边际利润是不全面的。在单位发电边际利润大于零的前提下，要有电量做支撑，才能有效提高发电边际利润。所以，正确的做法是全面考虑总体的发电边际利润，以边际利润最大化为原则，指导发电及电煤采购。[3]

边际利润 =单位边际利润×上网电量

=(不含税电价-入炉综合标煤单价×上网煤耗-单位其他变动成本)×上网电量

在做边际利润最大化综合分析时，要考虑电量增加带来的机组负荷率提高、增加电量需采购相应量的高价市场煤导致入炉综合标煤单价上升、上网煤耗的变化以及因市场电量的电价不同于基本电量电价(一般情况下，市场电量电价低于基本电量电价)导致的综合上网电价变化。煤电企业可以通过分析不同电量情况下的边际利润变化，来决定是否增加市场电量。如果增加了市场电量带来边际利润增加，那么，用增加部分高价市场煤来发市场电就是经济的。如果某煤电企业某一时间段的电量计划不足以支持机组连续运行，增加市场电还因考虑减少机组启停的成本带来的效益增加。一些有经验的企业经营者，也可以采用一个简洁算法：单位边际利润=不含税市场电价-不含税市场煤价×上网煤耗-单位其他变动成本+煤耗影响单位成本的经验值。如果单位边际利润大于零，用增加部分高价市场煤来发市场电就是经济的。[3]

5 争取政策支持，压缩各项成本

由于上网电价在前几年的多轮次下调，加上设备利用小时的下降，目前火电企业应对煤价上涨的抗风险能力已远比不上“煤炭黄金十年”时期，根据2017年的煤价非理性上涨幅度，已达到煤价联动的条件。火电企业要积极向政府呼吁，争取尽快启动煤电联动，提高上网电价，缓解火电经营压力。

其次，要呼吁政府加大电能替代。电能相对于煤炭、石油、天然气等能源具有更加便捷、安全和清洁的优势，要积极呼吁政府加大以电能替代一次能源在终端的消费——以电代煤、以电代油，不仅减少污染，还可有效提高发电设备利用小时。

第三，发电企业自身要做好度“寒冬”的准备。对外要加强协调，争取降低或减免一些收费，获取当地政府奖励；对内要“苦练内功、瘦身健体”，优化各项能耗指标、合理压缩各项成本，以提高抗风险能力。