新形势下煤电企业如何破解经营困境

陈万红

（淮河能源电力集团有限责任公司，安徽 淮南 232000）

引言

改革开放以来，我国经济发生了翻天覆地的变化，电力作为重要能源，为经济发展提供了强有力的支撑作用。煤电是保障我国能源电力安全的主力，经过几十年的发展，煤电装机容量从改革开放之初的3 984 万kW 增加到13 亿kW，单位发电供电煤耗从471 g/（kW·h）下降到303 g/（kW·h），煤电已成为世界上规模最大的先进燃煤发电系统。当前，世界正经历百年未有之大变局，国家正加快构建双循环发展格局。双碳目标正稳步推进，第一个碳交易履约周期已经结束。新能源产业加速发展，新能源机组大批量投运发电。2020 年底以来，煤价一路飙升并维持高位运行，煤电厂亏损面不断扩大。面临严峻的外部发展和内部管理压力，煤电企业如何充分调动内外部资源，在日趋激烈的市场环境中提升竞争力，成为亟待解决的问题。

1 煤电企业面临的新形势

1.1 双碳目标下能源格局的变化

中国在2030 年前力争CO2排放达峰、2060 年前实现碳中和的目标下，“双碳”相关规划和政策陆续出台，新能源装机发展迅速。五大电力集团及各地方企业纷纷抢占并锁定光伏资源，大型风电光伏基地建设、整县开发光伏和海上风电等发展迅猛，光伏产业高歌猛进，多晶硅和光伏组件连续多年位居世界首位。截止2021 年底，我国非化石能源装机容量超过11 亿kW，同比增长超过13%，第一次超过煤电规模。长期来看，煤电将向支撑性和调节性电源转变，但基于我国富煤缺油少气的国情，在一定时期内，煤炭依然是主体能源。

1.2 煤价持续高位运行

2020 年底以来，由于全社会用电量带来的需求增长及进口煤因素的影响，煤炭价格一路走高并维持在高位。煤炭价格大幅上升，单位发电燃料成本大幅上升，到了2021 年四季度，煤电厂为了保库存保发电，甚至出现了不议价格到处寻煤的局面，由于燃料成本大幅上涨，有些煤电企业发电量每多发1 kW·h，就多亏0.3 元以上。2021 年，煤电企业的亏损面持续扩大，五大电力集团全部亏损。据测算，因煤价上涨导致2021 年全国煤电企业燃料成本增加6 000 亿元。由于发电用煤需求和煤矿产能限制，近期煤价出现大幅下行的可能性不大，煤电企业依然要面对煤价高位运行的残酷现实。

1.3 新型电力系统带来的运行压力

由于新能源的间歇性和不稳定性，抽水蓄能等传统可调节能源能力有限，化学储能当前正在发展。随着新能源大规模发展，对电力系统的灵活性和安全性要求不断提高。由于煤电良好的可调节性，技术上成熟，经济上合理，担负着调峰调频用的辅助电源角色。目前国内灵活性改造示范项目的最小出力已低至30%左右，改造的单位成本在500～1 500 元之间。据统计，截止2021 年底，我国已有超过1 亿kW 装机容量完成了灵活性改造，具备了深度调峰能力。在日常运行中，各煤电企业纷纷加强机组运行调整，将辅助服务收入作为重要的争取指标。

1.4 环保运营支出持续上升

2015 年以来，煤电行业的超低排放改造在各地陆续实施完成，煤电企业的除尘、烟气脱硫脱硝都实现了超低排放。除此之外，废水零排放、煤场全封闭改造等大型环保技改项目纷纷开展，动辄上亿元的投资支出，给煤电企业的贷款融资和折旧费用支出带来了新的压力。在日常运维中，由于机组负荷变化幅度较大，石灰石和尿素等脱硫脱硝用材料支出大幅上升。同时，环保监管越来越严，尤其是在机组启停、低负荷运行等特殊时期，环保排放控制的难度越来越大，因污染物排放短时间内超标被处罚的风险增大。

1.5 电力营销成本和压力较大

自2015 年新一轮电力体制改革启动以来，围绕“放开两头，管住中间”的总体思路，市场对电力资源优化配置的作用越来越大。2021 年，全国市场化交易电量达3.7 万亿kW·h，接近全国用电量的45%，比2015 年增加了近4 倍。各煤电企业开始纷纷走向市场，走访衔接用电大户，加大激励引导，发动力量抢电量。同时加强与售电公司的合作对接，建立稳定的合作关系，保证机组有电可发。

2 破解困境的应对策略

2.1 顺应双碳趋势，拓宽发展空间

2.1.1 提升综合能源服务能力

企业要主动迎接“双碳”目标带来的新变化，彻底改变以往等电量指标的想法，提升市场营销意识。由于环保减排及节约成本等方面考虑，企业的用能需求日趋多元化，已不再局限于电力，往往还有供气、供冷和供水等方面的需求。综合能源服务应运而生，这要求电力供应商以综合共享集约高效为宗旨，为终端用户提供集成高效的一整套解决方案。在综合能源服务提供上要从点滴做起，以点带面，通过示范工程的成功运作，不断推广，深化合作基础，丰富合作内容，建立起长期稳定的合作关系[1]。

2.1.2 提升机组能耗指标的竞争力

煤电企业的竞争基础是发电机组的能耗水平和适应电网的调节能力。面对电网调度频次和幅度越来越大，煤电企业要将启停稳、升降快、调峰能力强作为机组灵活性改造的落脚点，要围绕目标开展充分的论证分析，选择合适的技术路线，同时要综合考虑深度调峰期间的煤耗及其他损耗问题，在确保安全稳定运行的前提下，保证得到合理的投资回报率。要围绕降低厂用电率和供电煤耗、提升不同煤种掺烧的适应性等方面，加大节能技术改造投入[2]。经测算，两台60万等级机组，供电煤耗每下降1 g/（kW·h），按入炉标煤单价1 000 元/t 计算，每年可节约成本550 万元以上。

2.1.3 加强碳配额基础管理

全国碳市场第一个履约周期于2021 年底完成，履约率达到99%以上，未按时履约的企业已被各地依法处罚并通报。碳达峰、碳中和及能源转型是个复杂的过程，全国碳市场建设稳步推进，碳交易体系逐渐完善，碳配额价格正不断体现市场供求关系及其价值。碳排放量除了与煤炭消耗量有关，也与低位发热量、单位热值含碳量等煤质煤种指标有关。降低碳排放履约成本，需要煤电企业根据自身实际情况因厂施策，降低碳排放强度，同时注重入炉煤化验等数据统计基础工作，做到规范合规，夯实碳排放管理基础。建立碳元素定期实测机制，优化实测步骤方法，完善基础数据。同时要动态了解碳市场交易行情，研究市场和政策变化，提高碳交易规范化、系统化水平。当碳配额出现缺口时，选择合适的时机，及时完成碳配额履约，防止履约风险。当碳配额有盈余时，要规范碳资产管理和交易流程，争取碳配额资产处置效益最大化。

2.2 开拓营销思路，增加销售收入

2.2.1 成立电力营销专班，抢发效益电量

随着2021 年10 月煤电全电量进入市场交易政策的出台，煤电企业的电量将全部依赖于电厂拿到的合同量，价格的变动幅度也扩大到20%。煤电企业要成立由运行、计划、营销和财务等部门组成的电力营销专业职能部门，全力开展售电业务。一是要主动走访衔接，建立用户档案，建立客户分级管理，争取建立互利共赢合作关系。二是通过召开用户需求座谈会，建立服务交流反馈机制，畅通沟通渠道等方式，动态了解、收集掌握电力客户的用电需求和改进空间，提升客户服务满意度，增强用户粘性，提升煤电企业品牌影响力。三是加强企业部门间的协同配合，对发电变动成本，边际收益情况与机制检修安排进行综合考虑，与电力用户的生产用能安排进行有效衔接，保证发有效益的电量。

2.2.2 进行供热改造，开拓供热用户

煤电机组供热改造，能够充分发挥能源梯级利用效率，降低单位供电煤耗，提高资源综合利用水平，有效推动节能减排，同时也能在争取发电利用小时上获得一定的政策倾斜。煤电企业要结合所处区位企业分布和用热需求，投入一定技改资金进行供热改造，使机组具备供热能力。在供热市场开拓上，煤电企业要加强与所在地政府及园区的联系对接，协同制定招商引资配套政策，主动宣传用电用热的便利条件，吸引企业落户。为充分调动各方积极性，煤电企业可与地方管网公司加强合作，各自发挥优势开发供热市场。

2.2.3 提高粉煤灰等发电副产品综合利用水平

煤电企业发电副产品主要包括粉煤灰、脱硫石膏和炉渣，这些副产品产量较大，因此要在保证安全生产的前提下，提高副产品的经济效益。随着社会发展和科技进步，副产品综合利用水平不断提高，尤其是当前煤电企业面临的经济形势日益严峻，发电副产品销售收入已成为电厂挖潜增效，提高竞争力的有力抓手。一是要加强对副产品销售的管理，健全内部管控制度，规范招标等流程管理，确保电厂充分享受副产品销售带来的红利。二是要加强发电机组运行调整，在粉煤灰分级销售、提高脱硫石膏品质等方面下功夫。三是开拓思路，通过副产品深加工获取增量附加值，动态调整招标方式，与终端用户建立战略合作关系等方式，最大限度增加销售收入。

2.3 实施低成本战略

2.3.1 强化燃料保供控价工作

由于动力煤价格维持高位，燃料成本占煤电企业发电成本的80%以上，对整体经营起到决定性的作用，煤电企业管理层必须高度重视燃料全过程管理工作。一是要通过争取更多的长协煤量，建立稳定的煤源，避免煤价大起大落给经营带来巨大风险，同时长期相对稳定的煤种，也有利于机组生产运行。二是注重燃料管理工作，包括提升煤场管理水平，减少自燃等损耗，加强采制化管理，严把验收关，保障企业经济利益。三是要加强运行调整，提升机组适应性水平，提高经济煤种掺烧水平，降低综合入炉标煤单价。

2.3.2 严控其他成本支出

煤电企业的非燃料成本主要包括折旧费、职工薪酬、修理费和材料费等费用。要运用好全面预算管理工具，将各项费用逐一分析解剖，提高全员参与性，结合发电计划和机组检修计划，合理安排年度计划。同时在执行的过程中，严肃预算刚性，推进业财融合，将全面预算管理嵌入信息管理系统之中，对发生偏差的，及时反馈并分析原因。同时建立与成本管控相衔接的绩效考核体系，严肃考核问责，切实督促降本增效。

2.3.3 提高资金使用效率

在目前严峻的经营压力下，煤款支付基本要求提前预付，由于持续亏损，煤电企业的资产负债率大幅上升，融资规模和贷款利率均不同程度增加，日常营运资金接续紧张。煤电企业要加强与银行等金融机构的对接，开拓融资渠道，降低综合融资成本。加强资金计划管理，促进资金收入与支出在时间上更好地匹配，利用好银行承兑汇票等结算方式，压降资金沉淀，避免资金闲置浪费。通过积极争取银行授信和法人透支账户额度等方式，为紧急资金预留余地。

3 结语

“双碳”目标的提出，给煤电企业带来的影响是深远的，如何在“双碳”各项政策逐步落地的过程中，自我加压强管理，加快步伐促提升，成为摆在煤电企业面前的重要课题和挑战。煤电企业要从战略上进行系统思考，优化存量资产各项性能指标，对外积极开拓电力和供热市场，对内加强成本费用控制和检修技改管理，在激烈竞争的新形势下，赢得发展的先机，同时也为其他企业树立标杆和提供可借鉴的经验。