火电企业燃料成本管控研究

陈秀萍

随着新能源装机规模的迅速增长和电力市场改革的深入推进，火电企业面临激烈的市场竞争压力。近几年受供给侧改革及国际能源形势影响，煤价大幅上涨，火电发电效益空间不断被压缩，火电企业收入、成本两端承压，經营陷入困局。燃料是火电企业最大的经营成本，管控的有效性对火电企业提升市场竞争力、缓解经营困境具有重要的意义。

一、火电企业燃料成本管控的重要性

（一）火电企业的盈利模式

火电企业利润总额=上网电量×（电价-单位变动成本）-固定成本，其中变动成本中主要为燃料成本，占98%以上。火电企业属于典型的重资产行业，平均建造成本在4000元/千瓦左右，建造成本高造成投产后折旧费用及财务费用负担较大，同时电厂运营需要的人工成本及运维费用相对也高，整体运营固定成本较大。电量、电价、煤价是火电企业盈利的关键指标，虽然目前电力交易已经市场化，但电价上限仍受政策限制，火电企业自身的定价能力极为微弱，电价上浮难度较大，企业盈利主要落到电量争取和成本控制两个方面。

（二）双碳背景下的生存要求

在国家双碳目标战略引领下，近几年新能源装机快速增长，2022年末全国发电装机总容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机13亿千瓦，超过总装机的一半。风电、光伏发电变动成本近似零，在绿电指标可以进入市场交易后，其变动成本甚至为负，因此在发电侧市场竞争中占绝对优势，可以保持优先上网。2020-2022年全国新能源发电量占比分别为9.54%、11.71%、13.69%，呈逐年增长趋势，不断挤占火电利用小时。在上网电量继续下滑的趋势下，控制燃料成本成为保障经营效益的重中之重，火电企业必须追求更加精细的燃料成本管控。

（三）提升市场竞争力的要求

随着电力体制改革的深入推进，火电企业之间的竞争也日趋激烈。在电力市场中，煤机的电量作为几乎完全同质的商品，成本优势就成了最关键的竞争因素。在完全竞争的电力现货市场中，报价低者中标市场电量，而对于火电企业原则上发电需有边际效益，获得中标电量才有意义，即对低价的最大承受能力为与发电变动成本持平，因此单位发电燃料成本低者具有绝对的竞争优势。在此情况下，倒逼火电企业实施更加有效的燃料成本管控，降低发电单位燃料成本，提升市场竞争力。

二、当前火电企业燃料成本管控现状

（一）火电企业燃料成本的构成及主要影响因素

火电企业燃料成本主要在采购、运输、存储和耗用4个环节形成。采购和运输环节的买价、运费及与之相关的杂费形成采购价成本。燃料到厂验收后发生接卸费、倒运、检验及煤场管理费用形成厂内费用。吨煤采购成本加上厂内费用分摊，形成燃料入炉前的耗用价。当期发电燃料成本由耗用价乘以实际耗用量得出。对于不同批次的入厂煤，财务核算通常以加权平均方法计算吨煤耗用价，即采购总金额/吨煤量。火电企业单位发电燃料成本=耗用单价×单位发电煤耗，因此影响单位发电燃料成本的主要因素是煤价和能耗。煤价主要受宏观市场供需关系影响，火电企业无法掌控。此外，火电企业自身的市场研判能力、采购策略的优劣也会影响到采购价。

（二）火电企业近三年燃料成本情况

以沿海X火电企业为例，2020-2022年燃料成本情况如下：

供给侧改革影响国内煤炭产能下降，国际形势变化导致国际能源供应形势紧张，进口煤受限。2021年起煤价出现跳涨趋势，9月5000大卡原煤成交价环比上涨524元/吨，达到历史同期最高水平。2022年煤价继续保持居高不下态势，煤电企业陷入严重亏损局面。2021、2022年标煤采购单价较2020年分别上涨58%、90%，单位发电燃料成本分别上涨54%、94%。虽然国家出台了一些电价疏导措施，但火电企业的发电边际效益仍大幅锐减。2021、2022年单位发电边际贡献较2020年分别减少65%、59%，发电总边际收入无法覆盖运营固定成本，造成较大亏损。

（三）燃料成本管控存在的不足

当前火电企业已普遍认识到燃料成本管控对经营的重要意义，针对燃料管理全链条采取措施控制成本费用，但仍存在一些困难。

1.应对市场形势变化的能力较弱

影响燃料市场的因素较多，包括经济形势、改革政策和国际格局等。煤矿突发事故需进行的安全整顿以及政府环保监管等也会影响一定时段的煤炭产能。另外，煤电企业迎峰度夏、迎峰度冬等季节性提库也影响到市场的供需关系，造成煤价的波动。如何提前研判纷繁复杂的市场因素，制定和实施最优的采购策略，踩准采购时点，有效平抑煤价上涨给经营带来的不利影响，仍是火电企业燃料采购管理的难点。

2.与营销和生产的协同作用发挥不够

在当前发电侧实行市场竞争上网的背景下，火电企业要以营销为龙头组织生产经营。燃料的采购、调运、入厂和入炉要围绕电量安排展开，采购价要确保在中标电价下有发电效益。此外，采购量、热值结构要与机组负荷率进行最优匹配。燃料采购通常较实际耗用提前进行，在采购阶段采购部门与营销及生产管理部门缺乏沟通，对机组状况及负荷安排未充分掌握，造成采购价、采购量和煤质与实际需求存在偏差。

3.经济煤种掺烧力度不够

低热值煤种在市场中较高热值煤种折算成标煤价后仍具有一定的低价优势。2021年以来因煤价大幅上涨，火电企业普遍采取掺烧低热值煤种降低燃料成本。低热值煤种扬尘大、硫份高，会增加卸煤、加仓及堆场管理的难度，同时易造成锅炉结焦、烟气排放指标超限，对设备安全环保运行形成一定隐患。此外，火电机组可研设计的煤种热值普遍较高，锅炉及辅机也存在对低热值煤种无法适应的情况，设备掺烧能力有限。

4.燃料管理指标考核精准度不够

燃料从采购、运输、厂存到耗用，管理链条较长，涉及的部门较多，包括燃料采购部门、燃料管理部门、生产管理部门及发电运行部门，每个部门都背负着所负责环节的考核指标，部分指标存在反向关系。如采购部门通过采购低热值煤达到降低采购价的目的，但低热值煤种必然导致机组能耗指标变差，影响生产管理部门背负的考核指标，造成两个部门对采购方案无法形成一致的意见。

三、火电企业燃料成本管控建议

（一）牢固树立效益优先的理念

火电企业作为民生电力热力保供的主力军，社会责任重大，但效益仍是保障企业生存和发展的根本。因此，要向各部门宣贯效益优先的理念，促使企业员工充分认清火电企业当前面临的严峻形势，引导员工在降本节支方面主动作为。效益与安全之间不存在绝对的矛盾，生产部门要积极解决掺烧低热值煤种对稳燃、顶峰及能耗造成的不利影响，逐步适应常态化吃“粗粮”。还要精细化做好燃料管理各环节工作，对费用支出要坚持能省则省的原则。生产岗位人员要加强运行设备的巡视检查，减少生产过程中的“跑冒滴漏”，使一点一滴的燃料耗用都用于发电。

（二）完善燃料管理体制机制

加大部门协同力度，燃料管理部门要主动建立与营销、生产和财务的协同机制。以月度平衡会的方式制定燃料采购计划，由生产部门提供机组运行状态及检修计划；营销部门依据电网发布的电量需求及售电合同履约情况形成发电计划，具体到各台机组负荷率计划；财务部门为采购提供数据支持，按照发电边际贡献为零和月度利润目标计算两个对应的采购煤价，作为采购价的上限值和目标值。建立定期经营会商机制，动态跟踪电力和煤炭两个市场趋势和机组运行、电网负荷的实时情况，及时调整燃料采购及调运计划，使得采购策略更符合生产经营实际。

完善燃料管理的考核指标体系，使得考核更加精准合理。对于采购部门，可选取同一区域内同类型几家火电企业作为对标对象，重点考核对标领先幅度。相比单纯的煤价考核，对标情况更能反映同等市场环境中的采购管理水平。精细化考核其他影响燃料成本的小指标，如途损、入厂入炉热值差、煤场盘亏、厂内费用等，按照职责分工逐一落实到部门。完成情况要与规定的定额比较，优于定额给予奖励，超出定额给予扣罚。积极开展运行班组小指标竞赛，将卸船小时数、厂用电率、排烟排汽温度、耗油量等反映节能降耗的指标纳入竞赛，优胜者给予奖励。

（三）优化燃料采购策略

火电企业燃料采购的中心任务是保供控价，采购部门要科学研判市场供需形势，在市场紧平衡下侧重保供，在紧平衡向宽松过度时期重点抓控价。首先要合理制定年度采购策略，包括目标值、采购结构和与发电计划匹配的逐月采购计划。沿海火电企业可利用进口煤采购优势，合理分配长协、进口及内贸现货采购比例。从近两年煤价走势来看，中长期合同仍是电煤稳价控价的“壓舱石”，采购部门要重点抓中长期合同的签约履约，通过各个渠道深入煤炭主产区，开发高性价比长协资源。加大与供应商、地方政府、船运公司的沟通力度，全链条跟踪长协履约情况，提高履约率。长协以外的缺口通过招标方式，采购进口煤和内贸现货煤补充。招标采购中应与营销、财务保持密切沟通，取得电价对应的盈亏平衡煤价信息，严控无边际效益电煤采购。灵活调整招标策略。一方面是根据不同煤种价格差异变化，及时选取性价比最高的煤种进行采购；另一方面利用好中转港、内部港口及厂内堆场资源，抢抓市场机遇提前锁定低价资源，实现“低（价）储高（价）耗”。

（四）加强场存及耗用管理

在场存和耗用环节，燃料采购价向耗用价转化，并生成了财务报表中的燃料成本。相对采购价，耗用价新增了厂内费用和堆场损耗，因此要严控厂内费用，降低存储损耗。厂内费用和堆场损耗要严格执行定额管理，杜绝一切超定额的情况。对纳入厂内费用的项目，要本着非必要不外委的原则，减少费用支出。燃料管理部门要加强对堆存的巡视和监控，结合气候情况做好降温措施，防止自燃损耗。要按照烧旧存新的原则合理安排加仓，避免堆放时间过长导致热值损耗。

加大低热值煤种掺烧力度。掺烧低热值煤虽影响机组能耗及增加设备磨损，对效益造成一定的负作用。但从近几年的实践数据来看，业内已形成普遍共识，即低热值煤种掺烧可有效降低燃料成本。尤其是煤价处于高位阶段，低热值煤在市场中的低价优势在对冲能耗负作用后，仍有较好的经济效益。以X发电公司为例，2023年1-8月采购热值低于4000千卡/千克的煤167万吨，较同期市场高热值煤价节约采购成本约9600万元，入炉热值较同期下降108千卡/千克，发电能耗较同期反弹6克/千瓦时，能耗恶化增加燃料成本约7600万元，综合采购效益和能耗反弹减利后仍有约2000万元的经济效益，且市场煤价越高，掺烧效益越高。

采购、生产部门都要秉承综合效益最大化的原则，创造条件推动配煤掺烧工作。建立协同工作机制和考核奖惩机制，采购部门结合生产需求采购适烧煤种，生产部门要依据机组负荷率和堆场煤种，形成每日掺烧方案并组织实施，根据设备实际运行状况对方案进行动态优化调整。针对设备掺烧能力受限情况，可在调研论证后实施设备改造，当前部分火电企业通过实施给煤机分仓改造，使得入炉煤种能更快响应机组负荷曲线变化，减少低负荷期间对优质煤的消耗，同时保障了高负荷期间的顶峰能力。

（五）积极向政府争取有利政策

火电企业的燃料采购和电量销售基本已实现完全市场化，但大部分火电企业作为国资国企，同时也承担电力保供的职责，在煤价超过发电边际贡献平衡点的燃料成本时，仍需要保持机组运行发电。在能源保供背景下，政府有必要出台相应的保障或补偿机制，以维系火电企业可持续经营，包括煤炭产能释放、中长期合同签订履约、电价疏导煤价、购煤存煤补贴等政策。火电企业应积极主动就能源保供及经营困难向政府主管部门反映诉求，共同推动形成保供稳价政策环境。为更好地保障电力安全稳定供应，2023年11月国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，分区域按煤机运营固定成本的30%或50%核定容量电价水平，该项政策的出台对缓解煤电企业经营困难，重塑行业价值具有重要意义。

结语：

火电企业面对电力市场和燃料市场的深刻变革，一方面要从宏观层面科学研判、把握形势，制定合理的燃料采购策略，推动出台有利的保障和补偿机制。同时也要注重企业内部成本管控，在燃料采购、调运、存储、耗用的全过程实施精益化管理，综合施策、挖潜增效，平抑煤价上涨带来的经营冲击，提高市场竞争力，实现企业可持续发展。