“双碳”背景下煤电企业燃料成本控制措施

湖南华电常德发电有限公司 修 科

2020年9月习近平总书记在联合国大会上首次郑重承诺：二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，煤电企业经营环境突变。本文就“双碳”背景下煤电企业燃料成本控制措施进行探讨。

1 “双碳”政策对传统煤电企业的影响

1.1 煤电行业发展增速放缓，煤电占比明显下滑

截至2022年年底，全国发电装机容量约25.6亿kW，同比增长7.8%，增幅收缩0.1%。2013-2022年，我国发电装机容量在近十年内保持着高速增长。国内发电装机容量从12.6亿kW 增长至25.6亿kW，发电装机增速呈现波浪式。2022年，全国全口径煤电装机容量13.3亿kW，其中，煤电装机容量为11.2亿kW，与2021年基本持平，占总发电装机容量比重为43.8%，同比降低了2.9个百分点；清洁能源装机容量为亿11.7kWh，与去年相比增量1.03亿kWh，同比升高了14.2个百分点。

1.2 煤电转型期能源保供难度升级

世界政治和经济环境复杂不定，大宗商品价格高位波动，叠加我国“双碳”目标推进，绿色低碳转型不断深化，电力供需承压。中电联预测，2023年全国电力需求总体平衡，部分时段、部分区域电力供需偏紧。2025年，全社会用电量将达到9.5万亿kWh，面临“双高”“双峰”等挑战，保障电力可靠供应任务艰巨。传统性电源可以有效地保证供电能力，但是现在增长速度在放缓，有效供电能力并未随着新能源装机规模显著增长。尤其是，受到全球气候变暖等因素影响，极端天气出现趋多趋强的局势，用电负荷高企的同时发电能力显著不足。当出现供电缺口时，负荷侧有序用电是保障系统正常运转的手段，但对民生用电会带来一定的影响。

1.3 煤电企业在“双碳”目标下生存通道不断收缩

为进一步推动电力市场化改革，2021年10月，国家发改委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，这也标志着电力改革已经进入深水区。以往煤电企业总是靠政策、靠计划的经营方式将发生历史性转变。丧失了保证层的煤电企业必须通过市场竞争来获取足额的收益，增强内部管控的同时电力市场的竞争可预见地激烈，工作难度量级提升。煤电企业必须充分认识到电力市场改革所带来的深远影响，更要苦练内外功，才能跟上电力市场改革发展的步伐[1]。

1.4 煤电博弈加剧煤电企业经营难度

受全球新冠疫情暴发的影响，各国经济都受到较为严重的打击。我国采取积极得当措施，有效控制疫情后，经济率先得以恢复。2021年1月至8月，全国用电量达到约5.4万亿kWh，而发电量约5.3万亿kWh，电力供需十分紧张，全国多地区出现不同程度的限电潮。此外，由于“双碳”目标的刚性约束，叠加产能受限，供需关系严重失衡，价格持续攀升，导致煤电企业发电成本激增，再加之电价联动响应不及时，进一步加剧了煤电企业经营难度，煤电企业出现越发越亏的现象，行业出现大面积亏损的局面[2]。

1.5 新能源上网电价市场化的替代作用凸显

从2021年8月1日起，中央财政不再对新能源新核准项目进行补贴，按照当地燃煤发电基准价执行，实行平价上网。这意味着国内新能源的售电成本基本与煤电企业一致，甚至更低。随着新能源企业上网电量不断增加，售电成本降低仍有较大空间，相比较而言，煤电企业的度电成本已到临界值，在市场中竞争力已经出现不可逆转的颓势，新能源将成为今后绿电上网的主流。

2 建立燃料全过程风控体系，助力燃料成本控制体系

传统煤电企业必须顺应当今趋势，充分认识到“双碳”目标对企业经营的深远影响，在“双碳”时代进行重新定位，尽快在发展空间受限、市场环境复杂多变、经营压力陡增、生存通道收缩等系统性风险明显增强的不利因素下制定出适合企业自身的生存法则。从日常的经营成本分析可知，煤电企业的燃料成本占比在60%以上，部分企业高达70%，如何控制好燃料成本成为企业能否在市场化改革的激烈竞争中获取一席之地的重要因素。下文总结回顾近年来煤电市场情况。

一是调控政策力度增大，长协煤兑现率持续增加，原煤增产叠加进口煤增量，供应压力大大缓解。2022年10月，国家发展和改革委员会、国家能源局发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》，与以往不同的是：供应方的范围扩大，2023年要求所有在产的煤炭生产企业均参与；供需双方范围缩小，2023年明确约定签约对象仅为煤炭生产企业、发电和供热用煤企业；2023年基准价，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/t 执行，相较于2022年基准价下调25元/t；2023年明确约定各煤矿企业原则上任务量不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%；将年度电煤中长期合同细化分解到月，尽量相对均衡稳定运输。据国家发改委称，2023年电煤中长期合同签订总量目前超过25亿t，基本实现签约全覆盖。

二是电价新政对于煤电减亏贡献有限。电价新政策执行后，2022年能源价格开始高位震荡运行，叠加国内煤炭消费需求反弹，影响我国煤炭价格整体走高。这导致托底保供的煤电企业未能摆脱行业性亏损，五大发电集团煤电业务经营总额相比2021年减亏529亿元，但仍亏损898亿元。显而易见，煤电上网电价上涨20%的新政对于企业控亏有着积极作用，并有助于提高火电机组发电保供的积极性，但无法根本解决煤电的根本性问题。

2.1 从内控上做文章，抓好流程管理，防范风险

当前处在极为复杂的国际关系和金融环境中，为进一步夯实企业基础，谋求持续发展，内控管理工作尤为重要。要采取有力的措施强化内控的效能，进一步提升企业的经营管理水平。应对各类风险要采用流程化管理整合各种现有的管理体系，促进企业实现健康可持续发展。

一是建立统一标准的工作流程手册和岗位职责。立足原有管理体系，梳理一套适应企业全流程业务的综合性工作流程手册和岗位职责书；二是建立统一标准的信息化管理平台。搭建满足企业所有业务内容和岗位职责说明的信息化平台，通过信息化平台的权限设置、功能和固化流程来有效避免管理体系之间的冲突；三是建立切实有效的监督管理体系。加强关键岗位日常管控，聚焦核心业务、重点领域等重要环节的监管力度，重大经营事项决策前开展“三重一大”决策事项，作为重大决策支撑材料。加强重要岗位权力制衡和权限管理，针对重要业务领域在关键岗位如授权、审批、执行、报告等方面的权责，形成相互衔接、相互制衡、相互监督的体制。

2.2 从结构上做文章，提前布局，做好顶层设计

2021年国际能源价格暴涨后，国家相关部委出台了多项积极措施，以平衡供需关系，抑制能源价格。特别是国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，通过市场化的手段引导市场价格回归到合理区间，保持煤炭价格在均衡水平上的基本稳定。作为煤电企业要应对因“双碳”目标约束高企的燃煤成本、竞争力减弱的不利因素，顺应当前能源发展趋势，紧跟国家政策调控方向，积极稳妥地实施煤炭中长期交易制度。

在能源结构发生重大改变的新时代，要摒弃落后的计划思维，优化整合现有资源供应链，有层次地开展供应商分级管理，有针对性地开展点对点的衔接，充分展示自身优势，拓宽资源渠道，把握好量价间的关系，突出利润导向，把优质资源作为重点进行多维度攻关。电力改革后，煤电企业要提前适应市场电的交易模式，这对煤电企业的经营管理提出了更高的要求，由于发电量与耗煤量息息相关，以往相对粗放式的管理已不再适应当前管理的要求，因此，燃料成本预算刚性化、库存管理多样化是当下必要、可行的管理手段。

首先，要建立燃料成本总控目标。把控制目标结合企业自身实际情况逐月进行拆解，制定月度目标值，通过“三精”管理对燃料成本结构进行分析，这里的成本分析不仅是指电、煤采购价格，所有影响燃料综合价格的因素都是成本，逐一罗列，逐条与市场情况进行纵向、横向对比分析，寻找高低差的优劣原因。哪些因素是能解决的，哪些因素是不能立即解决的，哪些因素是企业自身的短板，要从根源上查找原因，并制定相应的措施，扬长避短。

其次，燃料成本控制方案可操作性要强。方案目标不能泛泛而谈，必须明确，例如，全年发电量达到50亿kWh，利润2亿元等。用目标倒推方案的落实措施和执行力，往往存在目标值设定过高或过低的问题，这都会直接影响执行层的效果，目标值的确定可以参考往年、市场预期或者不同企业的同类值等方法，尽可能做到务实可靠。同时，目标值设定是动态的，应随着市场变化而变化，从而贴近实际。最后执行层落实各项决策，运用合理方法执行也是非常关键的因素，团队综合素养、业务能力等方面都直接影响执行效果。

2.3 在厂内管理上做文章，狠抓厂内燃料全过程管控

一谈到燃料厂内管理，往往都只想起入厂煤验收，容易忽视煤炭接卸、存储管理、掺配掺烧等方面工作。因此，厂内燃料全过程管控近年来被很多煤电企业纳入了管理体系中，通过有效的监督管理体系，确保入厂燃煤做到颗粒归仓、应检必检、指标管控、控损降本。

入厂煤的接卸管理。接卸工作是燃煤入厂的第一道关卡，高效稳妥的开展接卸工作，不仅可以保证电煤的稳定供应，还可以避免不必要的费用支出（如火车车皮延时费等）。现代煤电企业接卸的方式一般分为两种：一种是通过火车运输至翻车机再由运输带入厂；另一种是通过船舶运输至码头再由运输带入厂。无论采取哪种方式，都面临着接卸设备一边要卸煤一边要保证机组用煤的窘境，由于设计缺位造成时间冲突，可以通过调整采购计划、合理调配设备等方式缓解冲突从而达到减少延时费的目的。例如，湖南某电厂利用上述手段将延时费降低了82%左右。当然目前已有新建电厂从设计上进行技术升级，利用建立双通道运输带并配置双取料设备的方式从根本上解决此类问题。另外，接卸设备都属高频次使用范畴，定期维护保养是必不可少的工作，也是保证接卸效率的重要因素。

煤炭质量验收关。作为厂内燃料管理最重要的一个环节，仍有不少煤电企业采用半人工方式开展质量验收工作，从质量验收的采、收、制、化验来看，除了化验采用设备仪器外，其余均是人工操作，不仅工作强度大而且存在较大的腐败风险。为进一步把好质量验收关，杜绝人为因素风险，应建立智能化验收流程。通过先进的设备将采、制、化验、商品样移交等各环节结合成一体，实现全过程无人操作，可以大幅提升工作效率，杜绝人为误操作，提高煤质检验精度，有效防范腐败。但智能化验收流程存在投入资金量大，对人员素质要求高，设备投运环境要求复杂，对来煤品质有一定要求等因素，让部分电厂望而却步[3]。

煤场储存管理。合理规划好有限场地是做好煤场储存的关键。通过建模的方式，结合来煤品种、场地受限情况把场地进行区块化，为分区堆放提供依据，并做好实际存煤台账，为掺配掺烧、煤场管理提供数据支持。对煤场存煤要经常进行巡查检测，做好防雨、抑尘、降温等日常性工作。定期将排水沟、深沉池中的积煤清理返场晾晒，做到颗粒归仓。

3 结语

综上所述，随“双碳”政策的持续发力，能源结构的变化日趋显现。面对电力市场化改革、燃料成本增高、政策趋严的情况，煤电企业应从战略上做好顶层设计，积极参与中长期煤炭交易，对内加强成本控制，对外拓展电力市场，采取积极的措施全力推进“双碳”场景下煤电企业成本控制，为煤电企业经营策略提供借鉴和思路。