1火电企业外部环境条件

1.1电力市场与电价电力市场空间的最重要参数就是发电设备利用小时，在上网标杆电价确定的前提下，发电设备利用小时直接影响火电机组的运行方式和经济效益，还决定了对煤炭的需求量。火电企业的发电设备利用小时需要从系统需求出发，通过电量平衡加以确定。在目前的电力调度体制下，同一区域、同一类型机组的火电企业利用小时差别不大。一般来说，经济发达、电力需求旺盛地区的火电企业利用小时较高，经济落后、电力需求疲软或水电等可再生能源装机占比较多地区的火电企业利用小时较低，跨区消纳的区域性电厂比本地消纳的地区性电厂利用小时高，“以热定电”的热电联产电厂比同容量等级的纯凝电厂利用小时高。对于具体某个火电企业，则可根据其机组特性、煤质、到厂煤价和发电厂与负荷中心距离等因素分析运行的经济性和竞价能力，在平均利用小时基础上适当上下波动。目前我国火电企业分省区实行区域标杆电价，由国家发改委统一制定，并根据“煤电联动”政策适时调整。

1.2热力市场与热价热电联产机组是为了满足集中供热需要而建设的，采用抽汽式或背压式机组。热力市场的重要参数就是热负荷，主要包括居民和非居民热负荷。北方寒冷地区的采暖机组以居民热负荷为主，工业园区以非居民热负荷为主。新建供热机组投入运行前几年的热负荷一般达不到设计值，随着热用户的增加，热负荷逐渐增加。按照我国目前的政策，热电联产机组在供热运行时，依据实时供热负荷，按“以热定电”的方式优先上网发电，在非供热运行时，按同类纯凝机组能耗水平确定其发电调度序位。因此热负荷落实的机组，特别是具有常年稳定工业热负荷的供热机组，比非供热机组具有一定的优先上网发电权。目前我国热电联产电厂的热价主要由地方政府价格主管部门制定。不同地区热价有一定差异，经济发达地区热价相对较高；同一地区非居民热价一般高于居民热价。

1.3煤源与煤价火电企业燃煤发电成本占总成本的70%左右，因此选择相对质优、价廉、供应可靠的煤源至关重要。一般来说，大中型火电企业的布局，应考虑区域的燃料平衡及合理流向；电厂应尽量靠近煤矿或来煤的港口、路口，以便于利用当地煤炭和减少运输量；电厂应有可靠的煤源，煤炭供应量应与电厂的寿命年限相适应；坑口电厂应与矿区的建设进度和规模相适应。从煤矿归属看，分为系统内煤源和系统外煤源，系统内煤源供应较为稳定，煤价受市场波动相对较小，在煤价较高时可以发挥平抑市场煤价的作用。从合同签订方式看，分为长协煤和市场煤，长协煤供应相对可靠，价格相对稳定。从国别来看，分为国内来煤和海外来煤，海外来煤对沿海火电企业具有一定的吸引力。

1.4交通运输方式煤源选择在很大程度上决定了运输方式的选择，同时运输条件也影响着煤源的选择。靠近港口的电厂一般选择国内下水煤或海外煤，采用水路运输送达电厂；靠近路口的电厂来煤根据交通运输条件采用铁路或公路运输；靠近矿区的坑口电厂一般采用公路运输或直接采用皮带来煤；距离矿区较远的内陆电厂一般采用铁路运输方式。

1.5环保容量随着大气污染防治行动计划的出台，环保压力给火电企业带来了严峻的挑战。京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区，以及内陆大中城市对环保标准的要求越来越高，大气污染防控重点区域的燃煤机组要逐步达到燃机排放标准。火电企业面临越来越大的脱硫、脱硝和除尘等环保改造压力，部分电厂甚至被要求限期关停或异地搬迁。环保要求提高已成为增加火电企业投资和运行成本的重要因素。

2燃煤火电企业经营管理对策

燃煤火电企业经营管理的最终目的是为了提高企业的经营效益。影响火电企业经营效益的最主要外部因素是“三价一时”，即电价、煤价、热价和利用小时。由于区域标杆电价由国家发改委制定，热价由地方政府制定，且二者相对稳定，因此控煤价、抢电量、拓市场、争政策成为提高火电企业盈利水平的重要抓手。

2.1严格控制煤价

2.1.1科学研判市场煤价走势建议燃煤火电企业至少每月召开一次燃料工作专题会，根据当前煤炭市场形势及公司生产需求，抓好市场预测、制定调运方案，通过详细测算初步拟定分矿调运数量、调运价格，测算次月标煤单价，在煤炭市场形势振荡下行时期，采取灵活多变的操作方式，充分发挥竞标采购对挖掘潜在质优价廉煤源的作用，加大降低价格筹码。此外，适时捕捉价格升降拐点，调剂调运吞吐数量，合理利用价格峰谷差异和错峰调节库存储备，降低燃煤采购价格。

2.1.2实现厂矿直接对接采购模式在煤炭采购过程中，过多中间商、商的参与，使燃料成本大幅增加，同时存在掺杂使假，挤占了电厂的利润空间。火电企业应根据地理位置和交通运输条件，合理选择铁路来煤、汽车来煤、海外来煤或海进江来煤，适时调整来煤结构。坚持“保量、抑价、提质”的前提下，推进厂矿直接对接采购，并根据厂矿对接单位，合理布置运输网点，定期反馈各网点运价，将运价制定纳入月度调运会议范畴，形成规范的运输定价模式，进一步规范煤炭承运管理，降低燃料成本。

2.1.3推进燃料“三大项目”建设按照相关技术标准，启动建设火电企业燃料自动监管系统、数字化煤场和数字化标准化验室“三大项目”，采用国内领先的设计理念和技术手段，实现燃料全流程闭环管控，有效指导采购及存取煤方案，促进精细化管理、精准化挖潜，节约燃料成本。

2.1.4科学做好配煤掺烧方案根据电网负荷情况，积极与煤矿、铁路沟通，提前做好煤源结构调整，合理安排输煤方式。在满足机组负荷的前提下，制定不同工况下的科学掺配煤方案，科学混配、合理掺烧，避免因煤质原因造成的电量损失，并确保度电效益最大化。

2.1.5积极实施煤电联营和煤电一体化加强与煤矿企业的合作力度，通过采取相互参股等方式进行煤电联营，推进资产重组，落实电厂煤源。根据电力及煤炭市场变化，条件成熟时通过收购电厂周边煤矿方式，解决现有电厂的电煤需求，促进煤、电产业协同发展。对具有煤炭资源的企业，积极实施煤电联营或煤电一体化，保证电厂的煤源和效益。

2.2积极抢发电量

2.2.1加大电量营销力度“度电必争”积极做好与地方政府、电监办、电网公司的沟通协调工作，及早掌握各方面信息，全力争取基数电量；密切关注电网供需变化趋势，及时收集系统用电负荷及其它电力企业的生产信息和设备检修状况，分析应对电力市场环境变化的策略，为多发电创造有利条件；尽最大可能保持机组在网时间，抢发每一度电。热电联产机组应发挥“以热促电”的优势，抓住供热季的有利时机，抢发增供，提高发电、供热综合效益。

2.2.2有条件的情况下积极争取替代电量和外送电量对于发电集团来说，从集团公司整体利益最大化角度出发，加大火电企业大小机组电量转移力度，通过与电网公司和政府部门沟通协调，将部分小机组计划电量转由大机组，既可增加小机组的盈利水平，又可使集团公司整体利益最大化。并根据市场形势及内外转移效益变化，及时调整转移策略。利用供热机组供热期能耗水平低的有利条件，环保排放指标满足国家最新排放标准为突破点，积极呼吁采暖供热机组所承担的社会责任，与主管部门做深入沟通，争取供热季参加外送电量交易，增加电厂利润。

2.3拓展供热市场

2.3.1积极开拓有效益的供热市场在热电联产机组设计供热能力范围内，积极开拓优质供热市场，加大优质非居民用户和直供用户比例，在经济可行的条件下开拓夏季非居民供热或供冷市场，提高机组热电比，增加供热边际利润。同时积极探索热源、热网、换热站一体化经营，甚至直供到户的供热模式，增加机组直供比例，提高供热效益。

2.3.2适时开展纯凝机组供热改造和余热利用改造积极跟踪落实现役电厂周边热负荷发展情况，综合考虑投资、效益和未来供热市场潜力，适时开展对现有纯凝机组的供热改造，以热促电，提高发电、供热综合效益。在进行充分技术经济论证的基础上，根据供热市场发展情况，采用热泵或低真空供热改造技术，提高余热利用效率，增加企业供热能力和效益。

2.4争取有利政策

2.4.1积极争取环保电价补贴面对国家日益严格的环保减排标准，火电企业要积极承担社会责任，加大环保建设的资源投入，下足功夫开展环保减排治理工作，实现废水“零排放”，烟尘、二氧化硫、氮氧化物达标排放。在此基础上第一时间争取通过环保部门组织的环保电价验收，尽快获得除尘、脱硫、脱硝电价补贴，增加火电企业度电利润。

2.4.2在保本微利的情况下积极争取供热政策支持建议热电联产电厂积极向国家和地方能源、价格主管部门争取相关政策支持，并加强与地方热力公司的合作共赢，在保障民生和保本微利的前提下，向政府建议出台热价、补贴、热费回收、热网配套费和税收优惠等支持政策。

3结语

①影响燃煤火电企业经营的外部环境条件主要包括电力市场与电价、热力市场与热价、煤源与煤价、交通运输方式和环保容量等。

②通过加强经营管理，采取控制煤价、抢发电量、拓展市场、争取政策等手段可以提高燃煤火电企业的经营效益。

作者：宋伟明单位：中国大唐集团科学技术研究院有限公司