关于浙江热电企业当前生产经营有关情况的调研报告
发布时间：2008/5/1来源：浙江电监办阅读数：
为了深入了解浙江热电产业发展状况，切实掌握热电企业当前生产经营中存在的困难和问题，根据浙江省政府领导的意见，从今年年初开始，我办组织力量就热电产业的有关问题进行了深入研究。在全省100多家热电企业中，随机调阅了41家地方公用热电企业2005年至今年一季度财务和有关反映生产经营情况的资料，并进行了统计分析。同时，研究了美国、欧洲、日本及国内其他省热电产业的相关政策。4月上、中旬，我办又赴杭州、宁波、嘉兴、湖州、绍兴等地调研，专门听取上述政府、政府部门和60多家热电企业负责人的意见和建议，抽查了部分企业燃料(煤)进货的原始发票。现就有关问题报告如下：
一、浙江热电企业概况和技术经济分析
(一)已投运热电机组的特性及地区分布
截至2007年底，浙江已投运并列入此次研究的41家热电企业(下称41家热电企业)共有热电机组121台，总装机容量144.15万千瓦，平均单机容量1.19万千瓦，平均单位造价8212元/千瓦。
图1 热电企业区域分布图
这些机组中，按汽轮机类型分类，抽凝机组[1]73台，容量107.25万千瓦，占总容量的74.4%;背压机组[2]48台，容量36.90万千瓦，占总容量的25.6%。按锅炉参数分类，中温中压机组[3]57台，容量49.05万千瓦，占总容量的34.03%;次高温次高压机组[4]58台，容量74.90万千瓦，占总容量的51.96%;高温高压机组[5]6台，装机容量20.20万千瓦，占总容量的14.01%。
(二)热电机组建设时间
浙江热电机组主要建设于2004年至2006年。41家热电企业中，2004年投产的热电机组有23台，容量25.35万千瓦;2005年投产的热电机组有33台，容量46.25万千瓦;2006年投产的热电机组13台，容量25万千瓦。这三年期间建设的机组容量占到总容量的67.01%。
图2 热电机组投产年份统计图
(三)热电企业生产经营概况
1、发电调度
41家热电企业的121台机组由市、县(区)级电力调度机构调度，以不同的电压等级并入电网。
2、发电量
2006年41家热电企业的发电量和发电利用小时数快速增加。与2005年相比，分别增加了38.63%和13.65%，分别达到86.87亿千瓦时和6261小时。由于2007年省统调发电机组容量快速增长，地方热电企业的机组出力受到抑制。2007年41家热电企业的发电量与2006年相比只增长了1.51%，发电利用小时数下降了105小时(为6166小时)，但仍然比省统调燃煤电厂高出128小时。
图3 热电机组发电情况曲线图
3、供热量
2005至2007年，随着浙江拆除分散供热小锅炉等节能减排工作的深入开展，热电企业的热用户数快速增长。截至2007年底，41家热电企业热用户数达到了2057户，其中纺织印染、化工等工业用户约占91%。热用户单户蒸汽需求量较少，其中月蒸汽需求量小于500吨的小用户约占57%，而月蒸汽需求量超过5000吨(含)的热用户数只占10%左右。同时，41家热电企业的热负荷供应量也在快速增长，年增长达到36%。2007年供汽量达到3106万吨。热电企业的平均热电比[6]不断提高。2007年，浙江41家热电企业平均热电比达到381%，远高于国家100%的认定标准。
图4 热电机组供热情况曲线图
(四)热电机组能耗和排污
1、能耗水平
2005年至2007年，41家热电企业在供热量、发电量快速增长的同时，煤炭消耗量逐年增长，热负荷及供热标准煤耗量所占的比例逐年提高，从2005年的46.82%增长到2007年的57.24%，超过了发电标准煤耗量[7]。
由于机组参数提高和热负荷量不断增加，以及高压变频等节能技术的逐步采用，2005年至2007年，41家热电企业热电机组的热效率年均增长4.59个百分点、供电标准煤耗年均下降39.92克/千瓦时，综合厂用电率年均下降0.14个百分点，供热标准煤耗基本稳定。2007年，41家热电企业的平均热效率达到62.6%，大大超过了100万千瓦超超临界机组[8]45%的热效率水平;平均供电煤耗为403.81克/千瓦时，与省统调13.5万千瓦燃煤机组相比，约高出40克/千瓦时;供热标准煤耗基本稳定，2007年为39.38千克/吉焦，远低于集中供热锅炉的供热标准煤耗55千克/
吉焦，按此计算，2007年一年就节约标煤166.5万吨。
图5 41家热电企业热效率曲线图
图6 热电机组煤耗水平曲线图
2、排污水平
根据热电企业上报的材料，41家热电企业基本上都安装了脱硫和除尘装置，所有热电企业都已启用脱硫在线监测，并与环保部门联网。2005年至2007年，41家热电企业的脱硫效率和除尘效率基本稳定，分别为78%和99.4%左右。
图7 热电机组排污水平曲线图
(五)热电企业财务概况
1、资产负债情况
41家热电企业中的40家企业(因1家未统计到相关数据)，至2007年末合计总资产为145.26亿元，户均资产3.63亿元。其中，固定资产合计88.87亿元，户均2.22亿元。固定资产占总资产的61.18%。
图8 热电企业资产构成图
至2007年末，40家热电企业负债总额96.21亿元，户均负债2.41亿元。其中，短期银行贷款余额29.63亿元，长期银行贷款余额32.16亿元，长短期银行贷款占负债总额64.23%。从2005年至2007年，热电企业财务费用分别为1.80亿元、3.36亿元、3.97亿元。年度平均贷款利率水平为3.53%、5.60%、6.43%。
图9 热电企业负债资产构成图
对比热电企业资产和负债水平，2005年至2007年，40家热电企业资产负债率分别为：64.81%、65.72%、66.23%。
图10 热电企业资产负债水平对比图
2、主营业务收入情况
2005年至2007年，41家热电企业合计销售收入分别为46.11亿元、64.04亿元、72.69亿元，销售收入构成见下表：
表1 热电企业销售收入构成表
年 份发电收入供热收入其他收入销售收入
(亿元)
金 额
(亿元)比 例
(%)金 额
(亿元)比 例
(%)金 额
(亿元)比 例
(%)
2005年25.7455.8220.0543.490.320.6946.11
2006年36.1756.4827.6243.130.250.3964.04
2007年36.9050.7735.4548.760.340.4772.69
由上表所得，至2007年，41家热电企业供热收入与发电收入已基本持平。
2005年至2007年，41家热电企业平均销售电力、热力情况(均含税)见下表，其中平均电价和热价都在逐步上升。
表2 热电企业热电销售情况表
年 份供 电供 热
上网电量
(亿千瓦时)平均电价
(元/千瓦时)售热量
(万吨)平均热价
(元/吨)
2005年55.03547.211798.04126.03
2006年76.41553.792475.41126.08
2007年77.67555.893106.02128.95
3、成本费用情况
2005年至2007年，41家热电企业成本费用中燃煤成本平均占73.42%、折旧费用占8.51%、财务费用占5.29%、管理费用占4.05%、工资福利费3.26%、修理费1.69%。
表3 2005-2007年热电企业成本分析
项 目单 位2005年2006年2007年
金 额比 例金 额比 例金 额比 例
一、主营业务成本万元390,586.22 91.24%537,728.08 90.10%636,359.69 90.62%
其中：1、燃煤成本万元312,865.55 73.08%432,971.39 72.54%522,281.88 74.38%
耗煤量万吨680.60 912.64 1,001.45
原煤单价(含税)元/吨519.45 536.09 589.32
2、工资福利费万元15,592.32 3.64%19,847.93 3.33%20,825.03 2.97%
职工人数人5,627.00 6,050.00 6,027.00
人均工资福利费用万元/人2.77 3.28 3.46
3、折旧费用万元33,958.67 7.93%53,766.75 9.01%59,173.86 8.43%
折旧率%4.48% 5.38% 5.39%
4、修理费万元10,342.52 2.42%9,249.07 1.55%9,566.40 1.36%
5、其他万元17,827.16 4.16%21,892.93 3.67%24,512.52 3.49%
二、营业费用万元354.88 0.08%449.83 0.08%374.11 0.05%
三、财务费用万元18,046.88 4.22%33,607.71 5.63%39,695.98 5.65%
四、管理费用万元19,098.34 4.46%25,047.32 4.20%25,782.43 3.67%
成本费用合计428,086.33 100.00%596,832.94 100.00%702,212.21 100.00%
2005年至2007年，41家热电企业燃煤成本、折旧费用在总成本费用中的比例基本持平，财务费用在总成本费用中的比例逐步上升，工资福利费、修理费用、营业费用和管理费用占总成本费用比例呈下降趋势。
图11 热电企业成本比例曲线图
将成本费用按2005至2007年供热标准煤耗量和发电标准煤耗量比例[9]分摊，热电企业单位售电成本(含税)为480.09元/千千瓦时、466.05元/千千瓦时、451.07元/千千瓦时;单位售热成本(含税)为127.13元/吨、133.51元/吨、146.53元/吨。与相应年度的上网电价、售热单价比较见下图所示。从图中可以看出，浙江热电企业以电补热的现象明显存在。近年来随着煤价的不断上涨，供热(汽)价格和成本倒挂现象越来越严重。
图12 热电企业售电热单位收入、成本比较图
4、盈亏和收益情况
浙江41家热电企业中的40家企业(其中1家未统计到相关数据)，2005年至2007年三年利润总额分别为2.61亿元、5.06亿元、3.34亿元，净资产收益率分别为：6.49%、10.59%、6.81%。在41家热电企业中，2005年度亏损的有8家，平均亏损945万元;2006年度亏损的有9家，平均亏损818万元;2007年度亏损的有15家，平均亏损1060万元。
图13 热电企业盈亏状况图
(六)总体评价
根据对2005年至2007年浙江41家热电企业的技术、经济分析，应该得出以下三点结论：
1、热电联产具有节约能源、减少污染、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电机组的建设对浙江区域经济和社会的发展具有客观的必要性。
2、随着热电企业的技术进步和热负荷的不断增加，这几年浙江热电企业经营状况较好，其收益也在合理水平。虽然上网电价高于售电成本，但供热(汽)价格与成本倒挂更为明显，且呈放大趋势。热、电价格的变动应统筹兼顾。
3、通过近几年的建设和技术改造，浙江热电机组的热电比、热效率、能耗、排放已达到一定的水平。但总体上看，目前浙江热电机组参数仍然偏低，单机容量偏小，抽凝机组还占有很大比重，节能减排仍有较大潜力，热电企业技术改造任务依然十分繁重。各级政府和部门应继续创造热电企业营运环境，激励热电企业技改的积极性。
二、浙江热电企业当前面临的困境及其负面影响
进入今年一季度，浙江热电企业经营情况发生逆转。41家热电企业有35家亏损，其中亏损额超过1000万元的有4家，超过2000万元的有1家。6家没有亏损的热电企业有的是垃圾发电，上网电价高，且另有财政补贴;有的是对外投资收益弥补了亏损;有的负债率特低，财务费用少。
图14 热电企业盈亏变化曲线图
在折旧费用在总成本费用中的比例基本持平，财务费用在总成本费用中的比例上升不明显，工资福利费、修理费用、营业费用和管理费用占总成本费用比例呈下降趋势(前文已述)的情况下，今年一季度，浙江热电企业几乎出现全行业亏损，主要基于以下原因：
(一)燃煤价格持续高涨。据调查，2006年浙江到厂、含税的标煤价格平均每吨大约688元，2007年平均每吨约780元，2008年3月平均每吨约978元。按照历史经验，每年4月至7月由于北方民用供热燃煤需求减少，煤炭供给理应较为充裕，是全年煤价的最低时期。但今年4月，煤炭供应依旧紧张，煤价不降反而不断攀升，绝大部分企业到厂含税标煤价格竟到了每吨1050元，比去年同期每吨高了整整300元。按照2007年41家热电企业消耗标煤733.54万吨测算，2008年将增加燃料成本19.47亿元。以上是热电企业反映的煤价情况。我们抽查了杭州江东富丽达热电有限公司、绍兴的浙江新风热电有限公司煤炭进货原始发票，证明上述反映基本属实。杭州物价局提供的电煤价
格监测信息，也基本证明了这一点。
图15 杭州地区电煤监测信息曲线图(杭州物价局提供)
燃煤价格上升带来的成本支出，几乎一口吃掉了热电企业的利润。杭州江东富丽达热电有限公司是一家建于2003年的热电企业，座落于杭州萧山江东工业区，装有三台抽凝式机组和三台背压式机组，装机容量6.1万千瓦。其内部管理也比较规范，是浙江热电行业中公认的一家效益较好的企业，去年税后利润8892万元，消耗标煤42.49万吨。江东热电的燃煤95%来自浙江物产集团公司。去年平均到厂、含税标煤价格每吨789.74元,今年4月份的到厂、含税标煤价已到每吨1057.78元。在江东热电调研时，该企业负责人说今年也将亏损，我们吃了一惊。仔细一算，果然是这个结果。42.49万吨标煤，每吨涨237.20元(不含税)，合计购煤成本增加10078.78万元。燃煤价格急骤上升，是构成浙江热电行业当前困境的最主要因素。
(二)上网电价下调。去年12月，浙江对包括热电在内的小火电上网电价平均每千瓦时下调了0.047元(不含税)。按41家热电企业去年累计上网电量77.67亿千瓦时计算，由于上网电价下调，今年将减少热电企业收益3.65亿元。与此同时，各地上调了供热价格平均每吨16.42元(不含税)，按41家热电企业去年累计供热3106万吨计算，由于热价上调，今年将增加热电企业收益5.1亿元。热电企业热价提高带来的收益增加虽然略高于上网电价下调带来的收益减少，但难以抵消煤价上涨带来的成本增加。
图16 热电价格变化曲线图
(三)财务成本等费用增加。去年以来，央行连续6次上调了贷款利率水平。今年与去年同期相比，热电企业的贷款利率平均提高了1.35个百分点。由于目前浙江热电企业负债率普遍较高，这在一定程度上进一步恶化了热电企业的经营状况。
当前，浙江热电企业的经营状况已产生了明显的负面效应。
一是，企业现金流面临断裂的严重威胁。去年前，浙江各热电企业都是金融机构的重点支持对象。但今年，在热电企业面临行业性亏损和国家从紧货币政策的双重压力下，银行已将热电企业列入限贷目录。据热电企业反映，今年以来从银行贷款极其困难。目前，浙江热电企业流动资金普遍趋紧，好多企业已到没钱买煤的境地。如果这种状况继续下去，许多热电企业将被迫停产或破产。
二是，技改积极性明显不足。浙江诸暨八方热电有限公司是一家中外合资企业，外资占有50%。原定今年启动的技改项目，由于目前的经营状况，外方已决定放弃。目前，浙江热电企业中抽凝机组还占有相当比例。按照最优工况，这些抽凝机组还有相当一部分应改为背压式高温高压机组。但就现在这种状况，热电企业继续技改的信心指数几乎已等于零。此外，热电企业普遍反映技改项目要上报国家发改委审批，其过程太长，已严重影响技改项目的正常进行。
三是，上网电量迅速萎缩。在目前燃煤价格下，浙江热电机组基本上是多发(电)多亏，少发(电)少亏。热电企业已经完全没有多发电的积极性。虽然热电机组在电力供应中没有主导地位，但在电网顶峰和迎峰度夏中仍有重要作用。我们在宁波调研时，宁波电业局营销处负责人反映：据预测，在机组正常情况下，今年浙江高峰时缺电在200万千瓦以上，宁波缺电60～70万千瓦。这些缺口需要地方电厂弥补。在今年的抗冰雪灾害中，浙江热电企业在燃料价格不断攀升、生产经营困难的情况下，顾全大局，基本上服从了各级政府的指挥和电力的调度。实践证明，目前热电机组仍是浙江电力供应的有效补充。
四是，加重了下游产业的压力。主要在于两个方面。第一，由于煤价上涨和上网电价下调导致收益减少，热电企业采取一切可能的手段少发电。据反映，绝大多数热电企业的抽凝式机组都已停止运行，仅靠背压式机组供热发电。由于背压式机组没有调节能力，致使热电企业原来的以需供汽变成了定量供汽;又考虑机组的安全和节能，就把供汽限制在了较低的水平。由此，下游企业很难得到充足、稳定的汽源，这无疑将严重影响下游企业的正常生产。第二，去年以来，浙江大部分地方政府建立了煤热联动机制，这又增加了下游企业的用汽成本。目前，浙江热电企业的下游产业绝大多数是印染、化工企业。对这些企业而言，在目前人民币升值、劳动力成本提高、原辅材料涨价的时候，提高供汽价格确是雪上加霜。据反映，供热价格不仅难以调整到位，就是目前这样低水平的煤热联动，调整后的热价难以执行到位的有之，热电企业和下游用汽企业由此发生纠纷的有之。同时，由于蒸汽价格的不断上涨，绍兴等地一些零散的供热小锅炉已死灰复燃。倘若继续任其发展，出现较大数量的热电企业停产或破产，对下游企业乃至整个产业链的影响将是极其严重的。和杭州江东富丽达热电有限公司同一股东的富丽达印染，原计划投资建设的粘度纤维项目，由于生产成本过高，已决定迁移新疆投资建设。
五是，滋生着一定的社会不稳定因素。调研中，我们明显地感觉到这一点。由于几乎全行业亏损，浙江绝大多数热电企业的所有者和经营者面临极大的压力;又由于去年12月浙江执行国家发改委的政策下调了热电企业的上网电价，热电企业把由于燃煤成本上升造成的亏损压力及其情绪，转嫁到了电价下调上，由此演变为与政府的矛盾。在调研中我们感到，不管是杭、嘉、湖，还是宁、绍地区，热电企业都对此反映强烈。假如煤价继续不降，假如热电企业进一步亏损，这种情绪很可能恶化。
三、对浙江热电发展相关问题的建议
面对当前复杂的热电行业的形势，各级政府和相关部门都开展了积极的工作。尤其是各市、县(市、区)政府和部门更采取了一定的措施，促使当地的热电企业正常生产。湖州和绍兴政府明确，对此前在抗冰雪灾害中坚持发电的热电企业，其上网电价由政府每千瓦补贴0.20元;针对有关热电企业出现的延长修理期、降低供汽负荷的现象，为保证下游企业正常生产，富阳市政府和经委专题进行了三次协调;湖州建设热电有限公司由于经营及重组问题导致破产而不能正常生产时，所在地政府采取了临时性接管措施，并筹措了500万元资金维持暂时生产(目前，因难以维持亏损，该企业已关闭。原由建设热电供汽的企业，现在只能又用回了小锅炉。建设热电的破产还有其他复杂的原因)。
上述措施应该说都是积极的。但肯定不是长期的有效的措施，更不是治本之策。对于浙江热电产业，应认真贯彻国家有关产业政策，坚持从实际出发，坚持市场化改革方向，坚持经济产业链的统筹发展，构建和谐稳定的热电产业发展环境。
(一)要充分认识热电产业稳定发展对浙江经济和社会的重要意义，坚持正确的产业政策的导向作用。
热电联产对于提高能源利用效率、节约燃煤、改善大气环境都有十分重要的意义。此次调研的41家热电企业，2007年，热电机组平均热效率达到62.6%，供热标准煤耗为39.38千克/吉焦，远低于集中供热锅炉的供热标准煤耗55千克/吉焦。从国外实践看，大多数国家都十分重视热电产业的发展，制定了一系列有效的法律法规和政策措施，支持和鼓励热电产业的发展。《中华人民共和国节约能源法》中规定，国家鼓励发展热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率。当前，浙江经济结构中印染和重化产业还占有相当的比重，在今后的一个时期仍会占有一定的数量。满足用户用热需求，重用一家一户的供热锅炉显然不妥。在充分提高认识的基础上，各级政府和部门应继续鼓励支持热电联产，促进热电产业向高参数、大容量、高效环保的方向发展。
(二)进一步优化热电产业布局，增强集约经营能力。
提高热电企业的效能，核心要在提高集约度上下功夫、做文章。当前，浙江热电企业的布局与当地产业是基本协调的，但热电企业规模如何适度问题仍然存在。一是一个区域内热电企业建设过多过散，另一个是热电企业供汽范围用汽需求不足。湖州建设热电有限公司破产，除其他原因外，一个主要原因就是热电企业建设规模过大、用热需求偏小。根据当前实际，有关部门应按照《浙江省国民经济和社会发展第十一个五年计划(2006-2010年)规划纲要》中的发展目标，研究和制定浙江省“十一五”热电产业发展规划的指导意见，积极研究相关政策，支持和鼓励浙江热电企业加快技术改造，进一步提高热电机组的运行效率。同时，要进一步加强对供热锅炉使用情况的普查，制定可行的供热锅炉改造方案。加强对热电行业管理，加快建设浙江地方电厂管理信息系统，对热电企业热电比、热效率等参数实行实时监控，坚决淘汰热电比和热效率达不到国家政策要求的机组，以及由于规模不适度引起的低效率热电。
(三)深化电力体制改革，积极探索热电机组向大用户直供电方式。
热电机组向大用户直供电有着十分积极的意义。第一，热电机组重点用户为印染、重化企业，这些企业往往又是用电大户。也就是说，热电企业一般位于一个区域的电力负荷中心。实现热电机组向这些大用户直供电，起码能降低一定的线(路)损(耗)和变(压器)损，起到节能降耗作用;第二，实行了直供电，其价格与上网电价的差额可以部分弥补汽价上调的压力。向大用户直供电、培育更多的电力市场主体，是“十一五”深化电力体制改革的一个重点，浙江有条件、有能力率先进行此项改革的试点。面对热电联产企业当前的严峻形势，浙江应适时启动热电联产机组直供电改革试点的研究工作。对此，热电企业经营者要求也十分强烈。纵观当前世界能源价格形势，期望大幅度降低煤价实现热电企业增效可能性不大;同样，在一个较短时间里大幅度提高汽价使热电企业走出困境也不现实。浙江应该以市场化改革的积极态度，改善热电产业的发展环境。
(四)加强引导，努力提高热电企业等燃煤大户采购燃料的组织性和议价能力。
我们在调研过程中发现，热电企业燃煤采购价格较高于同期大火电的采购价格;热电企业中，小单燃煤的采购价格又高于同期大单采购的价格。这里可以说明这样一个问题，在市场经济环境里，一家一户的小热电对燃煤采购没有议价能力。当前，热电企业在燃煤价格上反映和暴露出的问题，值得我们进一步思考。这几年，我国钢铁企业在铁矿石采购上，逐步形成了以宝钢为首的集体采购的大宗议价机制。我们从中应该得到一定的启示。浙江热电企业是否能联合起来，对燃煤实行集中采购，以此提高议价能力?浙江热电行协能否在其中起到应有的引导作用，把分散的热电企业组织起来，形成燃煤集中采购的共识，并担当起领头的角色?浙江的各级政府、部门，以及省能源集团公司等能否在其中发挥作用，帮助解决一些问题?集中采购并以此提高议价能力是市场经济环境里，燃煤等大宗原材料采购的必然选择。
(五)进一步完善涉及热电企业的相关政策，尽最大可能帮助热电企业克服当前的困难。
客观地说，当前，热电企业已十分脆弱，热电企业下游产业的企业，同样也是处于这样的一种状态。在这个时候，政府应给予高度的关注，并帮助他们解决一些困难和问题，给他们更多的信心和决心。我们建议省政府和有关部门，对当前热电行业碰到的困难和问题进行一次专题研究，给予一定的政策支持，帮助热电企业重塑持续发展的环境。对热电的政策尤其是价格政策，应该统筹兼顾，综合平衡，不能顾此失彼。在当前的敏感时期，对涉及热电相关的价格调整应该慎之又慎。同时，有关部门要以积极的态度，认真研究切实可行的热电价格等政策，着力解决热电企业热网建设中碰到的困难和问题。
(六)加强对热电企业的信息管理，建立热电企业运行的预警机制。
热电企业应属公用设施范畴。热电企业的运行状况，对下游产业正常运行的关联度极大。鉴于热电企业在经济产业链中的地位和影响，为防止和减轻热电企业不正常运行，以及极少数企业在当前困难中可能出现的不当行为对下游行业和社会带来的不利影响，浙江应及时建立热电机组运行预警机制。根据电监会的部署，从今年四月开始，我办已对浙江10万以上燃煤电厂建立了电煤预警机制，每日掌握10万以上电厂电煤库存信息。
(调研组成员：周志明、金华征、沈峻靓、戴天将)
[1]抽凝机组：高压力的蒸汽进入汽轮机后，冲动叶轮做功发电，做功后有部分低压蒸汽被抽出供给热用户，又有部分被凝汽器冷却成水循环利用。此类机组发电与供热互不制约，具有供热的调解能力，但相对于背压机组能耗较高。
[2]背压机组：高压力的蒸汽进入汽轮机后，冲动叶轮做功发电，做功后就变成了低压力的尾汽，再将尾汽供给热用户。该类机组供热的调解能力不足，需要有稳定的热负荷。发电机的出力完全受热负荷的制约，按照“以热定电”方式运行。该类机组相对抽凝机组能耗较低。从能耗角度来说，应相对更多发展背压机组。
[3]中温中压机组：锅炉蒸汽温度430℃左右，压力3.0～5.0兆帕(含)。
[4]次高温次高压机组：锅炉蒸汽温度450℃以上，压力5.0～8.0兆帕(不含)。
[5]高温高压机组：锅炉蒸汽温度540℃左右，压力8.0～11.0兆帕(不含)。高温高压机组更具有效率高的优势。
[6]热电比：热电机组的供热量与供电量所表征的热量之比。
[7]按照浙江省地方标准《热电联产能效能耗限额及计算方法》(DB33/ 642—2007)计算供热标准煤耗量和发电标准煤耗量。
[8]超超临界机组:锅炉蒸汽压力一般在25～35兆帕，温度一般在580℃左右，单机容量在60万千瓦及以上。
[9]参照浙江省地方标准《热电联产能效能耗限额及计算方法》(DB33/ 642—2007)分摊供热标准煤耗量和发电标准煤耗量的热量法分摊热、电成本费用。
杭州电监办调研组
一、浙江热电企业概况和技术经济分析
(一)已投运热电机组的特性及地区分布
截至2007年底，浙江已投运并列入此次研究的41家热电企业(下称41家热电企业)共有热电机组121台，总装机容量144.15万千瓦，平均单机容量1.19万千瓦，平均单位造价8212元/千瓦。
图1 热电企业区域分布图
这些机组中，按汽轮机类型分类，抽凝机组[1]73台，容量107.25万千瓦，占总容量的74.4%;背压机组[2]48台，容量36.90万千瓦，占总容量的25.6%。按锅炉参数分类，中温中压机组[3]57台，容量49.05万千瓦，占总容量的34.03%;次高温次高压机组[4]58台，容量74.90万千瓦，占总容量的51.96%;高温高压机组[5]6台，装机容量20.20万千瓦，占总容量的14.01%。
(二)热电机组建设时间
浙江热电机组主要建设于2004年至2006年。41家热电企业中，2004年投产的热电机组有23台，容量25.35万千瓦;2005年投产的热电机组有33台，容量46.25万千瓦;2006年投产的热电机组13台，容量25万千瓦。这三年期间建设的机组容量占到总容量的67.01%。
图2 热电机组投产年份统计图
(三)热电企业生产经营概况
1、发电调度
41家热电企业的121台机组由市、县(区)级电力调度机构调度，以不同的电压等级并入电网。
2、发电量
2006年41家热电企业的发电量和发电利用小时数快速增加。与2005年相比，分别增加了38.63%和13.65%，分别达到86.87亿千瓦时和6261小时。由于2007年省统调发电机组容量快速增长，地方热电企业的机组出力受到抑制。2007年41家热电企业的发电量与2006年相比只增长了1.51%，发电利用小时数下降了105小时(为6166小时)，但仍然比省统调燃煤电厂高出128小时。
图3 热电机组发电情况曲线图
3、供热量
2005至2007年，随着浙江拆除分散供热小锅炉等节能减排工作的深入开展，热电企业的热用户数快速增长。截至2007年底，41家热电企业热用户数达到了2057户，其中纺织印染、化工等工业用户约占91%。热用户单户蒸汽需求量较少，其中月蒸汽需求量小于500吨的小用户约占57%，而月蒸汽需求量超过5000吨(含)的热用户数只占10%左右。同时，41家热电企业的热负荷供应量也在快速增长，年增长达到36%。2007年供汽量达到3106万吨。热电企业的平均热电比[6]不断提高。2007年，浙江41家热电企业平均热电比达到381%，远高于国家100%的认定标准。
图4 热电机组供热情况曲线图
(四)热电机组能耗和排污
1、能耗水平
2005年至2007年，41家热电企业在供热量、发电量快速增长的同时，煤炭消耗量逐年增长，热负荷及供热标准煤耗量所占的比例逐年提高，从2005年的46.82%增长到2007年的57.24%，超过了发电标准煤耗量[7]。
由于机组参数提高和热负荷量不断增加，以及高压变频等节能技术的逐步采用，2005年至2007年，41家热电企业热电机组的热效率年均增长4.59个百分点、供电标准煤耗年均下降39.92克/千瓦时，综合厂用电率年均下降0.14个百分点，供热标准煤耗基本稳定。2007年，41家热电企业的平均热效率达到62.6%，大大超过了100万千瓦超超临界机组[8]45%的热效率水平;平均供电煤耗为403.81克/千瓦时，与省统调13.5万千瓦燃煤机组相比，约高出40克/千瓦时;供热标准煤耗基本稳定，2007年为39.38千克/吉焦，远低于集中供热锅炉的供热标准煤耗55千克/
吉焦，按此计算，2007年一年就节约标煤166.5万吨。
图5 41家热电企业热效率曲线图
图6 热电机组煤耗水平曲线图
2、排污水平
根据热电企业上报的材料，41家热电企业基本上都安装了脱硫和除尘装置，所有热电企业都已启用脱硫在线监测，并与环保部门联网。2005年至2007年，41家热电企业的脱硫效率和除尘效率基本稳定，分别为78%和99.4%左右。
图7 热电机组排污水平曲线图
(五)热电企业财务概况
1、资产负债情况
41家热电企业中的40家企业(因1家未统计到相关数据)，至2007年末合计总资产为145.26亿元，户均资产3.63亿元。其中，固定资产合计88.87亿元，户均2.22亿元。固定资产占总资产的61.18%。
图8 热电企业资产构成图
至2007年末，40家热电企业负债总额96.21亿元，户均负债2.41亿元。其中，短期银行贷款余额29.63亿元，长期银行贷款余额32.16亿元，长短期银行贷款占负债总额64.23%。从2005年至2007年，热电企业财务费用分别为1.80亿元、3.36亿元、3.97亿元。年度平均贷款利率水平为3.53%、5.60%、6.43%。
图9 热电企业负债资产构成图
对比热电企业资产和负债水平，2005年至2007年，40家热电企业资产负债率分别为：64.81%、65.72%、66.23%。
图10 热电企业资产负债水平对比图
2、主营业务收入情况
2005年至2007年，41家热电企业合计销售收入分别为46.11亿元、64.04亿元、72.69亿元，销售收入构成见下表：
表1 热电企业销售收入构成表
年 份发电收入供热收入其他收入销售收入
(亿元)
金 额
(亿元)比 例
(%)金 额
(亿元)比 例
(%)金 额
(亿元)比 例
(%)
2005年25.7455.8220.0543.490.320.6946.11
2006年36.1756.4827.6243.130.250.3964.04
2007年36.9050.7735.4548.760.340.4772.69
由上表所得，至2007年，41家热电企业供热收入与发电收入已基本持平。
2005年至2007年，41家热电企业平均销售电力、热力情况(均含税)见下表，其中平均电价和热价都在逐步上升。
表2 热电企业热电销售情况表
年 份供 电供 热
上网电量
(亿千瓦时)平均电价
(元/千瓦时)售热量
(万吨)平均热价
(元/吨)
2005年55.03547.211798.04126.03
2006年76.41553.792475.41126.08
2007年77.67555.893106.02128.95
3、成本费用情况
2005年至2007年，41家热电企业成本费用中燃煤成本平均占73.42%、折旧费用占8.51%、财务费用占5.29%、管理费用占4.05%、工资福利费3.26%、修理费1.69%。
表3 2005-2007年热电企业成本分析
项 目单 位2005年2006年2007年
金 额比 例金 额比 例金 额比 例
一、主营业务成本万元390,586.22 91.24%537,728.08 90.10%636,359.69 90.62%
其中：1、燃煤成本万元312,865.55 73.08%432,971.39 72.54%522,281.88 74.38%
耗煤量万吨680.60 912.64 1,001.45
原煤单价(含税)元/吨519.45 536.09 589.32
2、工资福利费万元15,592.32 3.64%19,847.93 3.33%20,825.03 2.97%
职工人数人5,627.00 6,050.00 6,027.00
人均工资福利费用万元/人2.77 3.28 3.46
3、折旧费用万元33,958.67 7.93%53,766.75 9.01%59,173.86 8.43%
折旧率%4.48% 5.38% 5.39%
4、修理费万元10,342.52 2.42%9,249.07 1.55%9,566.40 1.36%
5、其他万元17,827.16 4.16%21,892.93 3.67%24,512.52 3.49%
二、营业费用万元354.88 0.08%449.83 0.08%374.11 0.05%
三、财务费用万元18,046.88 4.22%33,607.71 5.63%39,695.98 5.65%
四、管理费用万元19,098.34 4.46%25,047.32 4.20%25,782.43 3.67%
成本费用合计428,086.33 100.00%596,832.94 100.00%702,212.21 100.00%
2005年至2007年，41家热电企业燃煤成本、折旧费用在总成本费用中的比例基本持平，财务费用在总成本费用中的比例逐步上升，工资福利费、修理费用、营业费用和管理费用占总成本费用比例呈下降趋势。
图11 热电企业成本比例曲线图
将成本费用按2005至2007年供热标准煤耗量和发电标准煤耗量比例[9]分摊，热电企业单位售电成本(含税)为480.09元/千千瓦时、466.05元/千千瓦时、451.07元/千千瓦时;单位售热成本(含税)为127.13元/吨、133.51元/吨、146.53元/吨。与相应年度的上网电价、售热单价比较见下图所示。从图中可以看出，浙江热电企业以电补热的现象明显存在。近年来随着煤价的不断上涨，供热(汽)价格和成本倒挂现象越来越严重。
图12 热电企业售电热单位收入、成本比较图
4、盈亏和收益情况
浙江41家热电企业中的40家企业(其中1家未统计到相关数据)，2005年至2007年三年利润总额分别为2.61亿元、5.06亿元、3.34亿元，净资产收益率分别为：6.49%、10.59%、6.81%。在41家热电企业中，2005年度亏损的有8家，平均亏损945万元;2006年度亏损的有9家，平均亏损818万元;2007年度亏损的有15家，平均亏损1060万元。
图13 热电企业盈亏状况图
(六)总体评价
根据对2005年至2007年浙江41家热电企业的技术、经济分析，应该得出以下三点结论：
1、热电联产具有节约能源、减少污染、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电机组的建设对浙江区域经济和社会的发展具有客观的必要性。
2、随着热电企业的技术进步和热负荷的不断增加，这几年浙江热电企业经营状况较好，其收益也在合理水平。虽然上网电价高于售电成本，但供热(汽)价格与成本倒挂更为明显，且呈放大趋势。热、电价格的变动应统筹兼顾。
3、通过近几年的建设和技术改造，浙江热电机组的热电比、热效率、能耗、排放已达到一定的水平。但总体上看，目前浙江热电机组参数仍然偏低，单机容量偏小，抽凝机组还占有很大比重，节能减排仍有较大潜力，热电企业技术改造任务依然十分繁重。各级政府和部门应继续创造热电企业营运环境，激励热电企业技改的积极性。
二、浙江热电企业当前面临的困境及其负面影响
进入今年一季度，浙江热电企业经营情况发生逆转。41家热电企业有35家亏损，其中亏损额超过1000万元的有4家，超过2000万元的有1家。6家没有亏损的热电企业有的是垃圾发电，上网电价高，且另有财政补贴;有的是对外投资收益弥补了亏损;有的负债率特低，财务费用少。
图14 热电企业盈亏变化曲线图
在折旧费用在总成本费用中的比例基本持平，财务费用在总成本费用中的比例上升不明显，工资福利费、修理费用、营业费用和管理费用占总成本费用比例呈下降趋势(前文已述)的情况下，今年一季度，浙江热电企业几乎出现全行业亏损，主要基于以下原因：
(一)燃煤价格持续高涨。据调查，2006年浙江到厂、含税的标煤价格平均每吨大约688元，2007年平均每吨约780元，2008年3月平均每吨约978元。按照历史经验，每年4月至7月由于北方民用供热燃煤需求减少，煤炭供给理应较为充裕，是全年煤价的最低时期。但今年4月，煤炭供应依旧紧张，煤价不降反而不断攀升，绝大部分企业到厂含税标煤价格竟到了每吨1050元，比去年同期每吨高了整整300元。按照2007年41家热电企业消耗标煤733.54万吨测算，2008年将增加燃料成本19.47亿元。以上是热电企业反映的煤价情况。我们抽查了杭州江东富丽达热电有限公司、绍兴的浙江新风热电有限公司煤炭进货原始发票，证明上述反映基本属实。杭州物价局提供的电煤价
格监测信息，也基本证明了这一点。
图15 杭州地区电煤监测信息曲线图(杭州物价局提供)
燃煤价格上升带来的成本支出，几乎一口吃掉了热电企业的利润。杭州江东富丽达热电有限公司是一家建于2003年的热电企业，座落于杭州萧山江东工业区，装有三台抽凝式机组和三台背压式机组，装机容量6.1万千瓦。其内部管理也比较规范，是浙江热电行业中公认的一家效益较好的企业，去年税后利润8892万元，消耗标煤42.49万吨。江东热电的燃煤95%来自浙江物产集团公司。去年平均到厂、含税标煤价格每吨789.74元,今年4月份的到厂、含税标煤价已到每吨1057.78元。在江东热电调研时，该企业负责人说今年也将亏损，我们吃了一惊。仔细一算，果然是这个结果。42.49万吨标煤，每吨涨237.20元(不含税)，合计购煤成本增加10078.78万元。燃煤价格急骤上升，是构成浙江热电行业当前困境的最主要因素。
(二)上网电价下调。去年12月，浙江对包括热电在内的小火电上网电价平均每千瓦时下调了0.047元(不含税)。按41家热电企业去年累计上网电量77.67亿千瓦时计算，由于上网电价下调，今年将减少热电企业收益3.65亿元。与此同时，各地上调了供热价格平均每吨16.42元(不含税)，按41家热电企业去年累计供热3106万吨计算，由于热价上调，今年将增加热电企业收益5.1亿元。热电企业热价提高带来的收益增加虽然略高于上网电价下调带来的收益减少，但难以抵消煤价上涨带来的成本增加。
图16 热电价格变化曲线图
(三)财务成本等费用增加。去年以来，央行连续6次上调了贷款利率水平。今年与去年同期相比，热电企业的贷款利率平均提高了1.35个百分点。由于目前浙江热电企业负债率普遍较高，这在一定程度上进一步恶化了热电企业的经营状况。
当前，浙江热电企业的经营状况已产生了明显的负面效应。
一是，企业现金流面临断裂的严重威胁。去年前，浙江各热电企业都是金融机构的重点支持对象。但今年，在热电企业面临行业性亏损和国家从紧货币政策的双重压力下，银行已将热电企业列入限贷目录。据热电企业反映，今年以来从银行贷款极其困难。目前，浙江热电企业流动资金普遍趋紧，好多企业已到没钱买煤的境地。如果这种状况继续下去，许多热电企业将被迫停产或破产。
二是，技改积极性明显不足。浙江诸暨八方热电有限公司是一家中外合资企业，外资占有50%。原定今年启动的技改项目，由于目前的经营状况，外方已决定放弃。目前，浙江热电企业中抽凝机组还占有相当比例。按照最优工况，这些抽凝机组还有相当一部分应改为背压式高温高压机组。但就现在这种状况，热电企业继续技改的信心指数几乎已等于零。此外，热电企业普遍反映技改项目要上报国家发改委审批，其过程太长，已严重影响技改项目的正常进行。
三是，上网电量迅速萎缩。在目前燃煤价格下，浙江热电机组基本上是多发(电)多亏，少发(电)少亏。热电企业已经完全没有多发电的积极性。虽然热电机组在电力供应中没有主导地位，但在电网顶峰和迎峰度夏中仍有重要作用。我们在宁波调研时，宁波电业局营销处负责人反映：据预测，在机组正常情况下，今年浙江高峰时缺电在200万千瓦以上，宁波缺电60～70万千瓦。这些缺口需要地方电厂弥补。在今年的抗冰雪灾害中，浙江热电企业在燃料价格不断攀升、生产经营困难的情况下，顾全大局，基本上服从了各级政府的指挥和电力的调度。实践证明，目前热电机组仍是浙江电力供应的有效补充。
四是，加重了下游产业的压力。主要在于两个方面。第一，由于煤价上涨和上网电价下调导致收益减少，热电企业采取一切可能的手段少发电。据反映，绝大多数热电企业的抽凝式机组都已停止运行，仅靠背压式机组供热发电。由于背压式机组没有调节能力，致使热电企业原来的以需供汽变成了定量供汽;又考虑机组的安全和节能，就把供汽限制在了较低的水平。由此，下游企业很难得到充足、稳定的汽源，这无疑将严重影响下游企业的正常生产。第二，去年以来，浙江大部分地方政府建立了煤热联动机制，这又增加了下游企业的用汽成本。目前，浙江热电企业的下游产业绝大多数是印染、化工企业。对这些企业而言，在目前人民币升值、劳动力成本提高、原辅材料涨价的时候，提高供汽价格确是雪上加霜。据反映，供热价格不仅难以调整到位，就是目前这样低水平的煤热联动，调整后的热价难以执行到位的有之，热电企业和下游用汽企业由此发生纠纷的有之。同时，由于蒸汽价格的不断上涨，绍兴等地一些零散的供热小锅炉已死灰复燃。倘若继续任其发展，出现较大数量的热电企业停产或破产，对下游企业乃至整个产业链的影响将是极其严重的。和杭州江东富丽达热电有限公司同一股东的富丽达印染，原计划投资建设的粘度纤维项目，由于生产成本过高，已决定迁移新疆投资建设。
五是，滋生着一定的社会不稳定因素。调研中，我们明显地感觉到这一点。由于几乎全行业亏损，浙江绝大多数热电企业的所有者和经营者面临极大的压力;又由于去年12月浙江执行国家发改委的政策下调了热电企业的上网电价，热电企业把由于燃煤成本上升造成的亏损压力及其情绪，转嫁到了电价下调上，由此演变为与政府的矛盾。在调研中我们感到，不管是杭、嘉、湖，还是宁、绍地区，热电企业都对此反映强烈。假如煤价继续不降，假如热电企业进一步亏损，这种情绪很可能恶化。
三、对浙江热电发展相关问题的建议
面对当前复杂的热电行业的形势，各级政府和相关部门都开展了积极的工作。尤其是各市、县(市、区)政府和部门更采取了一定的措施，促使当地的热电企业正常生产。湖州和绍兴政府明确，对此前在抗冰雪灾害中坚持发电的热电企业，其上网电价由政府每千瓦补贴0.20元;针对有关热电企业出现的延长修理期、降低供汽负荷的现象，为保证下游企业正常生产，富阳市政府和经委专题进行了三次协调;湖州建设热电有限公司由于经营及重组问题导致破产而不能正常生产时，所在地政府采取了临时性接管措施，并筹措了500万元资金维持暂时生产(目前，因难以维持亏损，该企业已关闭。原由建设热电供汽的企业，现在只能又用回了小锅炉。建设热电的破产还有其他复杂的原因)。
上述措施应该说都是积极的。但肯定不是长期的有效的措施，更不是治本之策。对于浙江热电产业，应认真贯彻国家有关产业政策，坚持从实际出发，坚持市场化改革方向，坚持经济产业链的统筹发展，构建和谐稳定的热电产业发展环境。
(一)要充分认识热电产业稳定发展对浙江经济和社会的重要意义，坚持正确的产业政策的导向作用。
热电联产对于提高能源利用效率、节约燃煤、改善大气环境都有十分重要的意义。此次调研的41家热电企业，2007年，热电机组平均热效率达到62.6%，供热标准煤耗为39.38千克/吉焦，远低于集中供热锅炉的供热标准煤耗55千克/吉焦。从国外实践看，大多数国家都十分重视热电产业的发展，制定了一系列有效的法律法规和政策措施，支持和鼓励热电产业的发展。《中华人民共和国节约能源法》中规定，国家鼓励发展热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率。当前，浙江经济结构中印染和重化产业还占有相当的比重，在今后的一个时期仍会占有一定的数量。满足用户用热需求，重用一家一户的供热锅炉显然不妥。在充分提高认识的基础上，各级政府和部门应继续鼓励支持热电联产，促进热电产业向高参数、大容量、高效环保的方向发展。
(二)进一步优化热电产业布局，增强集约经营能力。
提高热电企业的效能，核心要在提高集约度上下功夫、做文章。当前，浙江热电企业的布局与当地产业是基本协调的，但热电企业规模如何适度问题仍然存在。一是一个区域内热电企业建设过多过散，另一个是热电企业供汽范围用汽需求不足。湖州建设热电有限公司破产，除其他原因外，一个主要原因就是热电企业建设规模过大、用热需求偏小。根据当前实际，有关部门应按照《浙江省国民经济和社会发展第十一个五年计划(2006-2010年)规划纲要》中的发展目标，研究和制定浙江省“十一五”热电产业发展规划的指导意见，积极研究相关政策，支持和鼓励浙江热电企业加快技术改造，进一步提高热电机组的运行效率。同时，要进一步加强对供热锅炉使用情况的普查，制定可行的供热锅炉改造方案。加强对热电行业管理，加快建设浙江地方电厂管理信息系统，对热电企业热电比、热效率等参数实行实时监控，坚决淘汰热电比和热效率达不到国家政策要求的机组，以及由于规模不适度引起的低效率热电。
(三)深化电力体制改革，积极探索热电机组向大用户直供电方式。
热电机组向大用户直供电有着十分积极的意义。第一，热电机组重点用户为印染、重化企业，这些企业往往又是用电大户。也就是说，热电企业一般位于一个区域的电力负荷中心。实现热电机组向这些大用户直供电，起码能降低一定的线(路)损(耗)和变(压器)损，起到节能降耗作用;第二，实行了直供电，其价格与上网电价的差额可以部分弥补汽价上调的压力。向大用户直供电、培育更多的电力市场主体，是“十一五”深化电力体制改革的一个重点，浙江有条件、有能力率先进行此项改革的试点。面对热电联产企业当前的严峻形势，浙江应适时启动热电联产机组直供电改革试点的研究工作。对此，热电企业经营者要求也十分强烈。纵观当前世界能源价格形势，期望大幅度降低煤价实现热电企业增效可能性不大;同样，在一个较短时间里大幅度提高汽价使热电企业走出困境也不现实。浙江应该以市场化改革的积极态度，改善热电产业的发展环境。
(四)加强引导，努力提高热电企业等燃煤大户采购燃料的组织性和议价能力。
我们在调研过程中发现，热电企业燃煤采购价格较高于同期大火电的采购价格;热电企业中，小单燃煤的采购价格又高于同期大单采购的价格。这里可以说明这样一个问题，在市场经济环境里，一家一户的小热电对燃煤采购没有议价能力。当前，热电企业在燃煤价格上反映和暴露出的问题，值得我们进一步思考。这几年，我国钢铁企业在铁矿石采购上，逐步形成了以宝钢为首的集体采购的大宗议价机制。我们从中应该得到一定的启示。浙江热电企业是否能联合起来，对燃煤实行集中采购，以此提高议价能力?浙江热电行协能否在其中起到应有的引导作用，把分散的热电企业组织起来，形成燃煤集中采购的共识，并担当起领头的角色?浙江的各级政府、部门，以及省能源集团公司等能否在其中发挥作用，帮助解决一些问题?集中采购并以此提高议价能力是市场经济环境里，燃煤等大宗原材料采购的必然选择。
(五)进一步完善涉及热电企业的相关政策，尽最大可能帮助热电企业克服当前的困难。
客观地说，当前，热电企业已十分脆弱，热电企业下游产业的企业，同样也是处于这样的一种状态。在这个时候，政府应给予高度的关注，并帮助他们解决一些困难和问题，给他们更多的信心和决心。我们建议省政府和有关部门，对当前热电行业碰到的困难和问题进行一次专题研究，给予一定的政策支持，帮助热电企业重塑持续发展的环境。对热电的政策尤其是价格政策，应该统筹兼顾，综合平衡，不能顾此失彼。在当前的敏感时期，对涉及热电相关的价格调整应该慎之又慎。同时，有关部门要以积极的态度，认真研究切实可行的热电价格等政策，着力解决热电企业热网建设中碰到的困难和问题。
(六)加强对热电企业的信息管理，建立热电企业运行的预警机制。
热电企业应属公用设施范畴。热电企业的运行状况，对下游产业正常运行的关联度极大。鉴于热电企业在经济产业链中的地位和影响，为防止和减轻热电企业不正常运行，以及极少数企业在当前困难中可能出现的不当行为对下游行业和社会带来的不利影响，浙江应及时建立热电机组运行预警机制。根据电监会的部署，从今年四月开始，我办已对浙江10万以上燃煤电厂建立了电煤预警机制，每日掌握10万以上电厂电煤库存信息。
(调研组成员：周志明、金华征、沈峻靓、戴天将)
[1]抽凝机组：高压力的蒸汽进入汽轮机后，冲动叶轮做功发电，做功后有部分低压蒸汽被抽出供给热用户，又有部分被凝汽器冷却成水循环利用。此类机组发电与供热互不制约，具有供热的调解能力，但相对于背压机组能耗较高。
[2]背压机组：高压力的蒸汽进入汽轮机后，冲动叶轮做功发电，做功后就变成了低压力的尾汽，再将尾汽供给热用户。该类机组供热的调解能力不足，需要有稳定的热负荷。发电机的出力完全受热负荷的制约，按照“以热定电”方式运行。该类机组相对抽凝机组能耗较低。从能耗角度来说，应相对更多发展背压机组。
[3]中温中压机组：锅炉蒸汽温度430℃左右，压力3.0～5.0兆帕(含)。
[4]次高温次高压机组：锅炉蒸汽温度450℃以上，压力5.0～8.0兆帕(不含)。
[5]高温高压机组：锅炉蒸汽温度540℃左右，压力8.0～11.0兆帕(不含)。高温高压机组更具有效率高的优势。
[6]热电比：热电机组的供热量与供电量所表征的热量之比。
[7]按照浙江省地方标准《热电联产能效能耗限额及计算方法》(DB33/ 642—2007)计算供热标准煤耗量和发电标准煤耗量。
[8]超超临界机组:锅炉蒸汽压力一般在25～35兆帕，温度一般在580℃左右，单机容量在60万千瓦及以上。
[9]参照浙江省地方标准《热电联产能效能耗限额及计算方法》(DB33/ 642—2007)分摊供热标准煤耗量和发电标准煤耗量的热量法分摊热、电成本费用。
杭州电监办调研组
