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节能技术诞生千亿商机火电拿什么自我救赎

发布时间:2019-10-09 23:21:53

  节能技术诞生千亿商机火电拿什么自我救赎

  随着哥本哈根会议的落幕和中国40%~45%的减排承诺,在亏损与质疑中艰难行走的中国火电似乎走到了一个生死存亡的十字路口。

  长期以来依靠高能耗与低人力成本组合起来的竞争优势,在低碳时代到来之前面临着巨大的改变:政策导向的偏移、煤价上涨带来了亏损、小火电关停的后遗症、新能源崛起伴随的强势挤压……这一系列的连锁反应足以让火电阵营中的大部分黯然退出,成为时代前进时打碎的瓦砾。

  2009年12月27日,新一年的全国煤炭产运需衔接合同汇总会上,由于五大电力集团与煤炭企业重点电煤价格目标差距过大,五大发电集团未签一单合同,两方“不欢而散”。

  虽然去年11月20日起国家发改委在全国范围内调整了电价涨幅在每千瓦时2.8分,但是由于电价上调时间远远滞后于煤价上涨的时间,在电煤合同价大幅上涨的压力下,2010年,火电行业业绩将再次面临大幅亏损。自此,在日趋白热化的“煤电顶牛”和低碳减排任务的挤压下,一场关于火电行业的“沉沦”论开始在业界广为流传。

  煤电顶牛——火电“无解”的方程式

  由于在发电企业的生产成本中,至少有70%取决于煤炭价格。因此近年来一直呈上升趋势的煤炭价格也越来越成为火电企业的“心病”。

  从目前来看,“涨”声不断。在今年的全国煤炭产运需衔接合同汇总会上,签订的合同中均比2009年价格上涨了每吨50元。其中,山西晋煤集团和潞安集团对五大电力集团的电煤合同供应价格上调40~50元/吨;煤企签订的2010年电煤合同价格上调幅度几乎都在40元/吨以上。截至2009年末,河南、山西、黑龙江等省陆续召开煤炭产需衔接会,已签订的电煤合同价格上涨幅度在40~100元/吨不等。按照全国15亿吨电煤交易量粗略计算,如果2010年重点电煤合同价格平均涨幅50元/吨,则意味着发电企业将增加750亿元的采购成本。显然,煤炭价格每吨50元的上涨,给火电企业带来了致命的打击。根据Wind统计,截至2010年1月5日,国内27家火电上市公司中有10家上市公司披露了2009年全年业绩预测,其中有1家预增,7家扭亏、1家首亏、1家续亏。净利润预计实现增长的公司占比达到80%。

  从数据上来看,火电行业2009年的业绩大势是回暖,但煤价走势成为火电行业盈利的“晴雨表”,火电行业在2009年第三季度实现业绩相对顶点之后,四季度将环比回落,由于预期煤价2010年上半年还将高位运行,火电行业今年一季度业绩可能继续呈现环比回落。

  由于煤价2009年上半年回落并走稳和发电量持续回升,火电企业的业绩回暖轨迹显着;而水电企业由于2009年降水量下降,水电出力相比2008年稍有逊色。

  数据显示,2009年1~11月,我国火电行业实现税前利润460亿元,预计全年实现税前利润500亿元,而2007年火电行业的税前利润为680亿元,因此,2009年全年火电行业的盈利能力相当于恢复到2007年峰值时的七成。

  Wind统计显示,发布业绩预告的10家火电上市公司中,有7家公布了净利润变动幅度,其中增幅超过100%的有4家。其中,漳泽电力[5..16%]、吉电股份[4..20%]等位于中西部、东北地区的电力企业都实现扭亏,煤价下行和2009年11月份部分地区上电价上调是主要原因。

  不过,分析人士表示,由于2009年四季度以来,煤价涨幅过高,多个省份再次出现煤荒,火电上市公司的业绩可能再次“失控”。

  目前,2010年重点电煤合同已经透露出了强烈的合同煤涨价信号,已经签订的重点电煤合同价上涨幅度在5%~15%之间。煤炭工业协会有关人士透露,目前已经在上签订的电煤合同中,合同价格相比2009年的水平基本都呈现涨势,上涨幅度最高达到25%。

  就在煤价上涨之时,煤炭供应紧缺警报再次拉响。2009年底,湖北、湖南、江西、安徽、山东等省份,均出现电煤供应紧张,部分电厂电煤库存一度降至警戒线以下。因此,不少电力企业为了避免“煤荒”,只能被迫接受煤炭企业的高煤价,如此一来,电力企业2010年的盈利堪忧。

  国泰君安研究员王威认为,我国火电行业在2009年第三季度实现了业绩的相对高点之后,四季度受累于煤价上涨,四季度业绩将环比下滑。

  由于市场预期2010年上半年宏观经济回暖,煤炭供应依旧趋紧,因此届时煤价很难大幅回落,如果其他条件不变,2010年一季度电力行业的业绩很可能比2009年四季度还要悲观。

  面对煤炭价格上涨的压力,电力企业一方面寄望于政府干预煤价的涨幅,另一方面寄望于煤电联动。日前,国家发改委发布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见和运力配置框架》中提到,过渡期内将“完善煤电价格联动机制,调整发电企业消化煤价上涨比例,设置煤电联动最高上限,适当控制涨幅”。这意味着,2010年再次实现煤电联动也不是不可能。

  此前业界纷传由发电企业消化的30%的煤价上涨比例可能下调为20%,剩余的80%将由电价调整来传导。这意味,火电企业一旦承受了煤价的过高涨幅,很快将触动煤电联动的底线。

  但分析人士也表示,如果电力企业的盈利单纯依靠煤电联动来保障,无疑面临很大的风险,因为煤电联动一方面要考虑CPI走势,另一方面是政策落实往往滞后于电企亏损的发生,中间这段时间差里,无疑将造成电力企业的既定损失。

  据了解,国家发改委不断在对煤电双方进行摸底调研,研究协调煤电矛盾,将在适当的时候引导双方达成共识。不过从目前来看仍然任重而道远。

  高不成低不就——“憋屈”的火电厂

  而在一片“郁闷”中的火电行业,那里的火电厂日子最不好过?不是煤价偏高的东部沿海地区,因为那里上电价高,机组利用小时数也稳定;也不是电价偏低的西部,因为那里煤炭价格低,还能借助西电东送向东部送电。

  日子过得最憋屈的应数以湖北省内为代表的火电厂,啥都不占优势,在本来就不“温饱”的紧日子中艰难度日之外,还得为低碳的水电和风电、太阳能让路。水电靠来水、风电靠来风,那为何烧点煤就能转起来的火电厂也得沦落到靠天吃饭的地步呢?

  这得从电源利用序列说起,一般来说,水电、风电等可再生能源是第一序列的,风电国家规定电必须全额收购的,而水电由于来水不可控,季节性特征明显,一般不会不弃水;第二序列是核电,由于其特殊性,不会被用来调峰调频,机组利用小时数基本能得到保障。排名最后的是火电,在水电、风电资源丰富的省份,它有点像干短工的,只能充当补缺调剂的作用。

  湖北省内的火电厂就是最典型的“短工”,目前湖北水电占到全省电源总装机的60%,是全国水电装机比例最高的省份,另外四成为火电。丰水期时水电基本全部满发,为了电运行的安全,火电就得让路,低负荷运行,当地火电厂只能眼睁睁看着其他地区火电厂借着电煤降价开始盈利,没办法,谁叫“天”来那么多水呢,只能掰着手指头等待枯水期的到来。

  四季更替、枯水期自然会来到,但人算不如天算,天寒地冻带来的不仅是负荷的增加,更带来了煤价的飙升,这几天当地电厂采购电煤价格已突破1000元/吨大关,按这个煤价,单机容量低于30万千瓦的机组是发得越多亏得越多,但能不发吗?不发连边际利润也没有了,固定成本将成为更大的负担。

  而且在当前湖北闹电荒的情况下,更不允许火电厂不发电,政府和电已加强对火电机组缺煤和故障停机的考核,也就是说你现在停机明年给你的计划电量也会相应减少,所以为了保住来电计划电量也只能忍一忍了。

  与水电相似,风电的大规模发展也是需要大量火电机组与其相配套的,不然电调度将困难重重,但火电厂的补缺也应是有边界的,除要保障一定利润外,还要考虑机组的运行安全,以吉林省为例,风电比例已超过10%,冬季风大风电出力也大,大量火电厂同样也得给风电让路,但有一个问题是当地火电厂大多为热电联产电厂,火电厂一停,当地供暖也会受到影响,这让电企业承受很大的压力,只能再建一批抽水蓄能电站来协助调峰调频。

  也就是说为支持水电、风电等新能源的发展,火电利益受损是肯定的,但绝非理所当然的,应该有一套合理的补偿机制,笔者认为最为直接有效的办法就是实行差别电价,对类似湖北省内的火电厂如同样需参与调峰调频、与水电、风电互济的就应该核定较高的电价,以保障其盈利能力,以增强其在枯水期高成本情况下发电的积极性。

  同时,对于湖北这种电源结构比较特殊的省份,除省内“水火互济”之外,应该建立起第二条供电保障防线,其中最为重要的是该加强跨省跨区电的建设,增强跨省跨区送电能力,这样既有助于解决湖北常年季节性电荒问题,也能助于为西北大型能源基地(包括煤电基地、风电基地)的电力外送问题。

  上大压小——“熄火”的小火电

  2009年7月30日,国家能源局在北京表示,“十一五”关停小火电机组的任务已经提前一年半超额完成。

  在当天的发布会上,国家能源局公布的统计结果显示,截至6月30日,全国累计关停小火电机组7467台,总容量达到5407万千瓦。而“十一五”规划提出的目标是关停5000万千瓦小火电机组。

  而受本轮金融危机影响我国用电需求连续多月缓和给小火电关停任务达成提供了难得的契机。在当日的发布会上,国家能源局副局长孙勤在回答本刊的提问时称,如果没有这次金融危机带来的电力供需缓和这一“契机”,任务也会完成,但“或许不会提前一年半就完成这个目标”。

  国家能源局透露,在关闭这些小火电机组过程中,国家综合采取了经济、法律和行政的手段,中央财政直接投入为20亿元,此外还专门推出了一系列针对关停中所涉及企业和地方政府的“含金量很高的政策”。

  但是,在当日的发布会上,孙勤也表示,对于下一轮关停的目标,目前尚未确定,在国家能源局8月份将要召开的全国电力工作会上,将就下一步的关停目标与相关地方和电力企业进行商讨,并最终确定下一阶段的关停目标。

  成也萧何败也萧何。本轮经济危机带来的电力需求缓和,为如此迅速完成“十一五”小火电机组的关闭任务提供了契机,那么,随着经济复苏电力需求势必持续回升,在此情况下,受小火电机组关闭的影响,会否在短期内出现电力供应不足的情况?

  对此,孙勤明确表示,不会因为小火电机组的关闭而出现电力供应紧张的局面。

  孙勤解释称,虽然已经关停了5000万千瓦的小火电机组,但是,这几年我国每年新建的大型机组,特别是包括清洁能源的低碳机组不断增加,每年新增大概在7000万千瓦左右。

  但是,考虑到在一些地区新增大型机组与之前散布于各地的小火电机组在地区分布上并不完全重合,所以,尽管在电力总量供应上没有问题,但如何保证均衡的供应?

  对此,孙勤在回答本刊提问时称,在这些大型电力机组批复过程中,充分考虑到了对关停小火电所在地的电力供应保障问题,其具体措施包括,一是,在关闭小火电的原地或附近优先安排一些大容量的火电项目,二是,要求电企业加快配套电建设,切实保障关停机组企业或地区的电力安全供应。

  在2007年国务院以国发【2007】2号文件予以批转印发的《关于加快关停小火电机组的意见》中称,鼓励各地区、各企业关停小机组,集中建设高效、清洁大机组,关停一定规模的小机组并能妥善安置职工的电源项目,优先纳入国家电力发展规划。除此条规定外,该文件中所提出的一系列针对关停小火电机组的具体措施,被孙勤形容为比财政投入更具“含金量”的政策。

  例如,一些激励的政策,关停了小机组,国家会优先允许上大机组项目。能源局电力司司长许永盛表示,按照国家目前运转的体制,如果允许一个地方一个企业上大的项目,对各级地方政府、对发电企业都是一个非常好的激励政策。“屋漏偏逢连夜雨”。一边,市场煤价的上涨令电力企业感受到“冰冻三尺”,另一边,哥本哈根气候会议之后,强势的低碳“紧箍咒”却已悄悄地戴到了电力企业头上。

  减排45%

  火电拿什么自我“救赎”?

  在中国,80%的二氧化碳排放来自燃煤,而超过50%的煤炭消费用于火力发电。截至2009年底,全国电力装机总容量累计达8.74亿千瓦,同比增长10.23%。而其中火电装机累计达6.25亿千瓦,占装机总容量的74.6%,这也是导致二氧化碳等污染物的大量排放。

  因此,在国家定下2020年的高减排任务之后,国内包括五大电力公司在内的火电企业均表示此减排量难以“下咽”。

  定位:短期内火电仍是主体

  然而,在我国一次电源结构中,火电装机的比重一直在74%以上。其中煤炭的占比超过70%(全球平均水平低于30%),而在新能源存在规模化发展瓶颈,尚不能“实用”之际,火电的“沉沦”也受到了越来越多的关注。

  因此,对于传统电力企业来说,靠可再生能源替代减排,仍是一个遥远的目标。

  据能源专家分析,电企的难以接受反应,很可能与其可再生能源发电领域面临的困局有关。一方面,由于我国长期发展火力发电技术,现今技术成熟,成本很低。可再生能源发电中的太阳能、风能发展势头较好,但目前单价仍为火电的15~20倍,生物能技术前景非常不清晰。所以对于电企来说,这方面的投入是“赔本赚吆喝”。

  而未来我国的能源结构设定将尽量把煤炭的比重控制在一定范围内,这决定了火电未来发展将趋缓。而过去的数据已经显现出这种趋势。从2005~2007年三年的统计数据看,火电的投资比例分别为70.3%,69.77%,62.13%;2008年火电基本建设投资完成额下降21.99%。此外,从2008年的发电量结构来看,火电发电比重已经回落。2008年全国全口径发电量34334亿千瓦时,同比增长5.18%,增速比上年回落10.32个百分点。其中,火电仅增长2.17%。水电、核电发电量占全部发电量的比重比上年同期分别提高1.97和0.07个百分点,而火电发电量比重则回落2.40个百分点。

  不过,分析人士指出,目前政府对清洁能源的建设热情,并不会改变未来数年内火电在我国电源结构中的支配地位。考虑到核电及水电项目建设周期较长,风电和太阳能发电受成本及技术等因素制约难以迅速扩大规模,未来我国北煤南运、西电东输的能源格局仍将长期存在。

  突围:燃煤技术

  火力发电厂,是世界排放二氧化碳的最大行业,火力发电厂燃烧化石燃料后排放的二氧化碳,占全球燃烧同种燃料排放量的30%,大约占全球人类活动排放二氧化碳的24%。

  除了直接排放污染物,火电发电的能效水平也较低(大约为38.5%,高达78%的能量损耗在这个环节发生),因此,降低火力发电比例,是促进节能减排效益空间最大的环节之一,同时也是国家完成2020年减排行动目标最为关键的领域。

  “火电企业仍需在改变燃烧技术上下功夫。”在国家电监会研究室研究员吴疆看来,化石燃料的新型燃烧技术,在现有基础上降低能耗、减少排放的空间都非常大;而碳捕捉和封存技术,可直接减少污染物排放。

  近年来,国家加快了火电厂“上大压小”替代,关闭大量效率低、污染重的小机组。而新核准的火电项目,基本都为超临界和超超临界和热电联产的环保机组,而电企业的节能调度(越环保的机组,分配电量越多),也加快了发电企业小机组的关闭。

  华能副总经理乌若思介绍:“2006年,华能玉环电厂建成投产我国首套国产化100万千瓦超超临界机组。该机组供电煤耗仅为291.39克/千瓦时,发电效率高达45.4%。”超超临界机组燃煤发电的高效率,吸引了发电集团纷纷发展这一技术。有数据显示,截至2009年9月27日,我国投运100万千瓦级超超临界机组已有17台。

  统计数据显示,目前我国火电厂投运50万~100万千瓦机组共有301台,其中超(超)临界机组占三分之一。发电量接近全国发电总量的10%。平均供电煤耗为315克/千瓦小时,比全国平均供电煤耗低30克/千瓦小时。同时,目前国内已建、在建和规划建设的超(超)临界机组约250台,其中100万千瓦超超临界机组约44台,总容量1.7亿千瓦,这标志着我国火电进入了建设60万~100万千瓦超(超)临界机组为主的时期。

  而从目前情况来看,最环保的清洁煤发电技术还数IGCC(整体煤气化[17..01%]联合循环发电系统)。据了解,其发电效率可达48%,脱硫效率达99%以上,同时收集与处理二氧化碳,被认为代表着未来清洁能源发展的主要趋势。

  去年7月,由华能集团牵头的华能天津IGCC示范电站,在天津临港工业区开工,目前该项目仍在建设阶段,预计2011年建成投产发电。是国内第一家、世界第六家IGCC电厂。

  据乌若思介绍,IGCC技术有两个主要特点,一是使煤炭发电达到包括二氧化碳在内的污染物近零排放,二是大幅度提高煤炭发电效率。

  除IGCC外,CCS也即碳捕获与碳封存,也是目前世界上研究减少二氧化碳排放的方向之一。但该技术尚处于研究开发和示范阶段,我国在这一领域的研发也刚刚起步。

  国内电力企业开展这项试验的,仍为华能集团,这也是配合IGCC中收集与处理二氧化碳而开展的。在北京奥运会前夕,华能的IGCC示范工程、北京热电厂二氧化碳捕集示范工程建成投产,成功捕集出纯度为98%的二氧化碳,达到设计标准。

  据华能方面介绍,该技术采用由华能控股的西安热工研究院的技术,现二氧化碳回收率大于85%,年可回收二氧化碳为3000吨。捕集二氧化碳后,由精制系统提存成高纯度的食品级二氧化碳,可用于饮料、食品行业。

  背后:节能技术诞生千亿商机

  无论是循环流化还是IGCC或者是CCS,这一系列的新型燃煤技术背后,给我国火电市场带来了另外一个爆发点——千亿元商机。

  根据中电联的统计数据显示,截至2009年底全国新投运脱硫机组容量约9500万千瓦,装备脱硫设施的燃煤机组占燃煤机组总量的比例将超过70%。据估算,至2010年,全国电力行业约需新建改建烟气脱硝(SCR)机组总容量达上亿千瓦,脱硝领域将迅速形成一个总量达到1100亿元的大市场。由此可见,脱硝将成为新的利润增长点。但是,众多国内企业能抓住这一商机吗?

  目前,烟气脱硝已经进入大规模工业示范阶段。据不完全统计,到目前为止约有90多家电厂近200台总装机容量为1.05亿千瓦的机组已通过环评,其中已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目达5745万千瓦装机容量。从事脱硝的公司大部分由过去的脱硫公司衍变而来,也有一部分锅炉厂在做脱硝。如龙源环保、上海锅炉厂等实力雄厚的企业纷纷通过与国外厂商合资等方式加入到脱硝市场的争夺中。

  与发达国家相比,我国燃煤电厂的氮氧化物排放控制尚处于起步阶段,脱硝的核心技术主要掌握在日本日立、德国鲁奇、丹麦托普索等外国公司手里。因此,国内脱硝工程基本采用全套进口或引进技术和关键设备的方法建设,这些装置建成投产的效果比较好。但同时,又存在建设投资大、运行费用高,而且,采用引进技术需要支付高额的技术使用费。

  当然,少数国内环保企业具备了一定的脱硝能力和技术,也有一些不错的自主知识产权,而核心技术依然掌握在国外公司手里。如2006年,苏源环保公司自主研发出“OII-SCR”技术应用于国华[0.240.00%]太仓发电有限公司2×600MW超临界发电机组,这标志着苏源环保公司掌握了大型火电机组烟气脱硝核心技术。据介绍,这种技术的市场价格为150元/千瓦,是目前市场均价的三分之二。但是,苏源环保仍面临着催化剂的自主研发与工业应用研究的技术难点。

  “脱硝是一个巨大的产业,因为技术水平跟不上,很多企业还无法切分这块大蛋糕。”中国环保产业协会锅炉炉窑脱硫除尘委员会秘书长杨明珍表示。中国环保机械行业协会秘书长王亦宁也告诉:“烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大,短期内难以形成我国自主知识产权的烟气脱硝技术。对于国内企业来说,攻克脱硝难点技术需要国家出面组织协调。烟气脱硝不能再走烟气脱硫只引进不吸收的老路。同时,脱硝工艺的选择和装置的设计与锅炉型式、还原剂供给条件、预热器等因素都有一定的关系,照搬国外的技术不一定完全适合我国国情。”

  此外,实施脱硝改造存在经济上的风险。由于催化剂需要进口,液氨价格高企,脱硝装置的投资、运行成本高,安装脱硝装置后,需要补贴的电价可能大于脱硫电价补贴。因此,投资可能暂时得不到回报,运行成本无法消化。

  因此,尽快做强、做大国有自主产权的烟气脱硝产业意义重大,同时也有着巨大市场。

  求解火电“困局”

  火电企业亏损不是一个行业的问题,而是事关国内经济安全的问题,关系我国经济运行能否处于稳定、均衡和持续发展的问题。当前,尤为突出的是火力发电企业(以下简称火电企业)发生了前所未有的经营危机。虽然,国家提倡核能、风力、水力、垃圾、秸秆、天然气等新能源发电,但是可开发资源有限,运营成本太高。目前,我国74%以上的电力供应来源火电。火电企业经营状况如果不能得到改善,不仅损害火电企业本身,而且势必殃及社会,给国民经济发展带来严重的灾难。

  电力价格体制改革

  发电企业巨额亏损的根本原因是煤炭行业的市场化碰撞电力行业的行政化,市场“煤”与计划“电”之间深刻矛盾的集中体现就是电价扭曲。市场化的矛盾必须用市场化的方式来解决。然而市场化机制的建立不可能呼之即成,所以煤电价格联动这种过渡性的方式不可或缺。虽然治标不治本,但是对于亟待解困的火电企业却是最首选的办法。尽管目前国际金融动荡加剧,全球经济进入衰退期,国际能源期货价格大幅下挫,国内现货煤价也出现了小幅下滑,一定程度上缓解了发电企业经营压力,但是煤价仍处于高位运行的基本格局并没有改变,而且随着冬储煤高峰的即将到来,煤价仍然可能出现反弹,重新走高。发电企业都盼望上调电价来弥补亏损。

  但是,上调电价只能一时缓压,仅能在一定程度上弥补火电企业的巨额亏损,解决煤电之争的根本出路在于电力的市场化,要通过电价改革来实现。国资委主任李荣融曾在会议中表示,国务院有专门小组正在研究油价跟电价的改革。《能源法》中关于能源定价的原则表述为:“国家按照有利于反映能源市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的原则,建立市场调节与政府调控相结合、以市场调节为主导的能源价格形成机制”。这意味着高度关系国计民生的发电上等能源产品价格将进一步放开。政府要在我国经济增长速度放缓,电力供需紧张状况出现缓和的情况下,把电价改革推向深入。通过改革,使电价成为资源配置的杠杆,电力供需的风向标。

  煤电一体经营

  煤电联营是当今世界煤炭工业发展的新趋势,世界上许多国家的企业集团都囊括煤炭、电厂、铁路、港口等行业。业内专家认为,煤电联营,有利于实现优势互补,并能使煤、电行业之间的博弈转变到寻求利益均分。党的十七大指出,加快转变经济发展方式,推动产业结构优化升级,是关系国民经济全局的紧迫而重大的战略任务。对于具有雄厚资产实力的五大发电集团来讲,贯彻落实这一战略部署具有重大的现实意义。五大发电集团发电结构以火电为主,煤炭供应对市场依赖程度高,煤价暴涨给下属不同区域火电企业经营带来了巨大影响,电煤资源紧张又给保障供应造成很大困难。解决这一问题的根本出路在于坚持“以电为主,上下延伸”,大力发展煤炭产业,以煤保电,以煤带电,配套发展,形成煤电一体、优势互补的产业格局。中国煤炭工业协会副会长濮洪九认为,“过去我国煤炭发展受苏联专业化模式的影响,煤炭与其他产业的关系被割裂开来,造成煤炭的产业链无法延伸。而搞好煤电联营是解决能源问题,实现我国经济社会可持续发展的一条十分重要的途径。”

  五大发电集团要下决心调整优化结构,从战略的高度推进煤炭资源开发,加大在产煤大省的资源开发力度,通过资产重组、联合、兼并等多种形式,组建大型煤电联营企业或集团,提高煤炭自给能力,实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展。

  降低生产经营成本

  火电企业困境必须内外并举。对外,需要政府有关部门抓紧调研,适时出台煤电联动、财政补贴政策,推动电价改革。对内,发电企业必须履行起“内挖潜力、实施自救”的职责,从提高管理水平,降低运营成本的角度来弥补亏损,但这些努力的作用非常有限。

  我们应该看到,五大发电集团通过五年多的深化改革、加强管理,已经取得了比较好的成效,潜力得到了比较好的发挥。但是与国际先进企业相比,我们在劳动生产率、管理成本、经济技术指标等方面还有一定的差距。我国的锅炉能耗效率为60%,低于发达国家20个百分点。这些数字说明挖潜节能的空间还比较大。

  为此,发电企业都要眼睛向内、练好内功,降本增效,为消化煤价上涨压力发挥应有作用。一方面,发电企业需要进一步提高精细化管理水平,全力改善安全、经营、发展各项指标,绝不能因为自身工作做不好增加企业亏损。要瞄准国内乃至国际同类型发电机组先进指标,建立标杆体系、体系、评估体系和考核体系。重点围绕发电煤耗、厂用电率、油汽水耗、入厂入炉煤热值差、发电利用小时、电量峰谷比以及三项费用等影响经济效益的突出指标,深入开展对标管理,深挖降本增效潜力,积极探索高燃料成本下的经济发电模式。

  在资金允许的情况下,加大设备节能技改的力度。结合季节变化特点,优化系统节能运行方式。加强与电调度员的沟通,多用本厂煤耗低的机组代替煤耗高的机组发电。开展指标竞赛活动,运用有效的考核激励措施,调动运行一线人员的积极性,进而提高发电量高峰时段比例。此外,牢牢抓住“计划煤”,积极寻求“市场煤”。

  加强对重点计划矿点的公关,提高“计划煤”的兑现率。进一步拓宽煤源渠道,把握好资源与价格的平衡。强化煤炭采购、运输、验收、接卸、掺烧等环节的过程管理和效能监察。总之,要通过一切手段,力争整体效益最大化。另一方面,发电企业需要进一步加强财务预算管理,强化资金运作,拓宽融资途径,努力降低资金成本。要根据减亏目标压缩、倒排预算费用,从紧、从严控制成本,努力使材料费、修理费、管理费有新的下降。要把控制和防范资金风险放在首位,多渠道、多市场、多方式、多主体融资,不断跟踪、调整和优化融资组合。在资金平衡预算的基础上,及时合理地分配和调度营运资金,抓好内部资金占有用,控制结算节奏,合理占用债权,加快电费回收,提高资金的周转率,力争做到既能解决资金缺口,又能减轻财务费用。

  总之,解决火电企业生存危机已经刻不容缓,火电企业摆脱困境的关键在于政府迅速出台政策、措施,带领发电企业内外并举,从经营巨亏的沼泽地中突围出来。悬而不决将使作为火电行业损失更为惨重,政府解决危机将付出更大的代价。

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