燃煤电厂燃料成本管理探析

2016年以来，在全球经济开始复苏的大背景下，我国消费服务换代升级，工业制造业触底回升，新旧动能齐发，经济持续稳中向好，宏观经济对能源的支撑力作用显现。煤炭售价由2015年底的秦皇岛5500大卡动力煤370元/吨回升至目前的580元/吨左右，2016年煤价绝大部分时间运行在600元/吨以上的红色区域，汾渭动力煤指数CCI全年平均为642元/吨，同比涨163元/吨，煤炭价格的大幅反弹是许多人没有想到的，给电力企业成本管理造成很大的冲击。同时，火电装机容量也发生了深刻的变化，截至2017年底，全国规模以上火电装机容量达到11.06亿千瓦，火电装机过剩，电煤供应日趋紧张，管理燃煤价格成本是雪上加霜。

进入2018年，由于极端寒冷天气和用电结构的变化，全社会用电量超预期增长，时隔十年的“电荒”和“煤荒”现象再现，特别是动力煤“有价无市”，给发电企业的正常生产带来困难。为此，从市场预判和价格管理角度，就电厂燃煤成本的管理现状及相应对策提出几点看法。

燃料成本管理现状

火电厂燃料成本是指发电用的全部燃料费用。它由燃料采购成本、储存成本、质量差异、有效利用等部分组成。现阶段，影响燃料成本的重要因素包含以下几个方面：

采购成本

燃料的采购成本涵盖了燃料从采购到卸入储存场所发生的可归属于燃料的费用（不包含可抵扣的增值税金），是燃料成本管理的核心部分，包括：采购价款、运输费用、中转港费用、合理损耗（质量、数量差）等。目前影响采购成本主要因素有：阶段性、结构性的供应紧张引起的煤价飙升；计量方法不同产生的数量损失；检验热值亏卡等损失。

近年来，铁路运力不足的矛盾仍在继续加剧，国家投资兴建了大秦、侯月、蒙冀、瓦日等几条铁路新线，加大了运煤的能力，但由于我国煤炭“西煤东输、北煤南运”格局特征越来越强，运力历史欠账太多，与国民经济发展的增长严重失衡，运输瓶颈等其它成本矛盾呈加大趋势。

储存成本

当前影响储存成本的最大因素在于：部分电厂受各种条件限制，库存管理制度不合理，不符合国家能源保障安全制度的要求，高峰期库存低、无煤用，频繁告急；耗煤淡季库存高企，资金占用周期长、使用率低。建立合理的储存制度不仅能够降低储存成本，也能保证燃煤安全使用。

质量差异成本

首先，在煤炭质量方面要重视热值管理，电厂采购煤炭普遍以热值进行计价，煤炭热值的高低直接影响到电厂燃料成本的高低。煤质的优劣直接影响到电厂锅炉和各机组设备的工作效率。

其次，机组对煤炭其它质量指标的耗损率差异也不可忽视，装机容量小、耗煤率相对较高的机组，燃料成本也就随之升高，提升发电机组装机容量和工作效率，降低单位发电耗煤数量，提高煤炭有效利用率，也是降低燃料成本的重要因素。

综合来看，在“电”和“煤”市场化进程中，电厂在燃料成本内部管理方面，仍然沿用传统计划经济背景下的管理模式，忽略了市场因素所带来的风险。电厂采用主要以计划为主、市场为辅；以内部需求导向为主，缺乏长期谋划；以现场煤场管理为主，缺乏向供应链前延伸触角；以靠行政干预供给为主，缺乏主动出击的粗犷采购成本管理模式。

燃煤价格管理难度增大

据不完全统计，火力发电企业作为技术和劳动集约型企业，燃料成本在生产成本中所占比重愈来愈大，已达到70%～80%左右。而“电”这一商品正处于计划向市场经济的过渡时期，由于电力作为事关国家能源安全和与人民生活息息相关的商品，电价的市场化程度很低，电力企业没有自己的定价权，电力企业还没有完全走入市场经济。而煤炭价格随着2012年的全面放开，市场化程度很高，整个煤炭市场处于一种完全竞争状态，价格变动频繁，燃料成本已成为发电厂最大的可变成本。

同时随着煤炭供给侧改革的深入推进，煤矿通过资源整合与淘汰，提高了供应端的集中度。2017年环渤海港下水煤有超出60%以上的份额为四大家煤矿所有（神华、中煤、同煤、伊泰），市场可供调剂的份额偏少，火电企业的采购议价能力在减弱。在市场价格波动中，供应端的议价能力以及抗风险的能力增强，煤炭供需双方的贸易中，需求端正面临丧失主动定价的权利，只能被动接受或通过商谈获取相应的收益。到目前为止，我国的煤、电双方依然采用一年一次的集中订货方式，即每年召开一次煤炭供需衔接会。随着煤炭市场化改革的不断推进，国内动力煤定价模式也在发生着重大的变化。特别是2013年后，重点煤和市场煤并轨，市场进入“长协”合同定价时代。“长协”主要包括年度长协、季度长协和月度长协，但合同兑现依然缺乏有约束力的保障机制。在供不应求的情况下，市场价高于年度“长协价”，供方执行年度“长协价”的积极性低，合同兑现状况差；在供大于求的情况下，年度“长协价”高于市场价，电力企业落实年度“长协价”积极性不高。这就要求电力企业必须了解市场，熟悉市场运作机制和法则，必须从传统计划价格下的管理模式转为现代的以市场价格为导向的管理模式，要运用市场价格杠杆管理煤炭采购成本。

2017年环渤海港主要煤企煤炭进港量

2017年某大型煤企电煤长协与市场价格对照图

2017年动力煤期现货走势图

燃料成本管理应对措施

在目前电煤供需紧张的条件下，电力企业应基于市场的变化，建立符合现代燃料采购的管理体系。

一是加强内部管控，大力实施精细化和对标管理，严格把控采购质量、数量关，直接降低采购成本。

二是对市场燃料价格要有合理预判，根据煤炭价格变动制定采购管理方案，使煤炭采购价格直接触及煤炭市场价，赢得市场主动权。与此同时应减少中间采购环节，避免中间商以次充好。实现煤、电、运上下游产链的联营，建立产销直供直购的机制，联合上下游企业，形成完整的产业链。

三是建立符合耗煤预期的库存管理制度，按照国家发改委相关要求，结合自身实际，严格执行最低库存管理制度。根据历史经验，科学研判耗煤水平与采购方式、运输工具及时间之间的关系，积极优化采购策略，保证合理的库存水平，规避价格波动，实现利益最大化。

四是随着煤炭和电力市场化改革的不断推进，煤电双方“长协”合同订价机制都会参考国内不同的价格指数。但目前国内煤炭价格指数均存在这样或那样的漏洞和缺陷，煤电双方对不同的指数诟病始终不断，双方对采用那一个指数分歧较大。为了规避双方分歧，电厂可参考原油的定价模式采购煤炭。

五是充分运用动力煤期货这一工具，对采购燃料进行套期保值，将煤炭现货价格的不确定性，提前用套期保值的方式进行锁定。当动力煤期货价格低于电厂的目标成本价时，可以通过期货市场采购一定数量的煤炭，从而降低燃料成本。

六是加强燃料信息化管理。充分发挥互联网优势，建立燃料信息管理系统，把生产和采购部门有机联系起来，集中管理统一协调，及时把控燃料的购进和消耗量，基于本企业内部的发电计划以及市场供求关系预测，集体研究制定既能满足安全生产又符合市场规律的采购存储方案，科学合理管控库存。

七是争取国家扶持政策，保障电力燃料供应。应努力争取必要和合理的价格政策，走出电价的误区，使人们认识到电也是商品，也有其本身的价值规律。电价只有随着发电成本的变动而变动，才能使电厂步入良性循环的轨道，也才能保证电力的稳定供应。

八是燃料管理要纳入战略规划，要全方位、全过程、全员参与，要形成经营、生产、监督的有机整体。将采、制、化、运管理一体化，把分散在基层电厂的采制化权限统一到燃料公司进行集中管理。

九是借助燃料公司平台，实现各区域、各电厂、各煤种的价格和质量集中管控，增加与煤企的议价权，发挥大集团优势，达到事半功倍的效果。