火电行业范文（精选7篇）
火电行业 第1篇
(一) 火电企业成本构成分析
火电企业的成本构成包含从电力产品产生到销售等各个环节的所有费用, 其中最主要的是燃料费用、员工薪酬、销售费用等。这些成本按照其属性可以归结为两类:固定成本和可变成本, 其中煤炭等燃料费属于可变成本范畴, 它随着火电厂发电量的变化而变化。火电企业的特点是大批量生产, 它的投资规模越大则产量越高、成本越低, 所以它的固定资产比较庞大, 这样产生的结果之一是生产过程造成的折旧费和修理费都会相当高, 保守估计占据总成本的百分之十。电力产品最特殊的一点是不能将电量进行储存, 它是单步骤的生产工艺, 所以对于电力企业来说可以节约保存产品的花费。但是, 由于电力生产需要大量的煤炭等燃料, 所以原材料的保管费用是必不可少的。
(二) 火电企业的主要成本来源及其影响因素分析
1. 火电企业的煤炭燃料成本占比较高, 直接影响着火电企业整体成本的变动
虽然近年煤炭成本在逐年下降, 但无论如何煤炭成本在整体成本中所占的比重没有大的变化, 火电企业的成本控制的关键点仍然在燃料成本的耗费上。这些年由于政府宏观调控的作用, 煤炭的价格有所下降, 但这并不影响火电企业的燃料成本费用占比。同时, 由于煤价下跌, 煤炭供应商们降低了开采标准, 煤炭质量下降, 降低以及低质、劣质煤炭也加大了火电企业的机械损耗, 这也将加大火电企业的成本支出。
2. 火电企业的设备等实物管理与企业账面价值有所偏差
由于火电企业规模庞大, 生产设备维修屡有发生, 账目不实会导致企业无法核对由于设备维修所产生的费用, 这会给最后的企业成本核算造成影响。由于企业规模过于庞大, 发电设备等的库存管理不到位, 无法准确统计库存数量, 也无法精确计算机组设备的维修费用等, 企业没法有效地进行总体管理, 这就造成了数据紊乱, 给企业最后的成本核算带来了很大的麻烦。目前, 我国火电企业的检修工作是按照计划进行的, 这种制度安排也存在不少弊端。此外, 由于火电企业都是重资产行业, 其设备的折旧费也是成本构成的重要组分。
3. 火电企业的财务费用不合理
企业进行财务管理的目的是降低企业的财务成本, 火电企业也不例外。随着电力体制改革的推进, 火电企业发展迅速, 这就需要更多的资金投入, 但是由于电力行业的特殊性以及传统生存模式的影响, 火电企业依然靠银行贷款进行融资, 巨额的财务费用加大了企业的整体成本, 同时火电企业也未能实现充分利用资本市场进行多种融资手段并存的尝试。
二、成本管理存在的问题及改良火电企业成本控制的对策
(一) 火电企业成本管理存在的问题总结
1. 火电企业的成本管理意识淡薄
由于我国的特殊国情, 火电行业脱离计划经济体制时间还比较短, 它一直作为垄断行业, 这使得它在发展过程中碰到的经济风险较少。虽然电力行业的改革进行得如火如荼, 但是火电企业仍然停留在完成上级电量任务的概念里而忽视了发电成本控制问题。随着市场经济作用于电力产业, 电力企业的竞争会越来越激烈, 因此只有做好企业成本管理, 才能在激烈的竞争环境中屹立不倒。对火电企业而言, 以主要的燃料煤炭成本为例, 与长期供货煤矿的协议价格与市场价格是否挂勾、是否就质量指标等进行检验等都没有严格落实, 并没有抓住成本控制的关键, 很难在火电企业的成本管理方面收到好的效果。
2. 火电企业的成本管理内容不够全面, 对于一些隐性成本未能进行控制和管理
由于火电企业日常消耗的煤炭燃料数量庞大, 占据着成本消耗的很大比例, 所以很多火电企业都对燃料费进行了成本管理和控制, 但是对于其它一些隐性成本没有进行相应的成本控制。火电企业的成本控制系统并不完善, 目前还主要是财务部门对各项成本费用的核算和总结, 但是成本管理需要企业所有部门的参与, 人力资源部、销售部、物资管理部等都应该参与进来, 实现企业的成本最优配置。
3. 火电企业成本管理方式不够先进
企业成本管理方式已经比较完善, 但是电力企业内部并没有形成一套适合自身生产模式的成本管理方式。火电企业应该积极吸取西方发达国家电力企业的成本管理方式, 并根据自身企业特点进行改良, 及早创建一套适用于自身的成本管理方式, 以提高企业管理效率。
(二) 完善火电企业成本管理的对策
1. 火电企业全体员工都要树立成本管理的意识
成本管理是现代企业管理制度中非常关键的环节, 实现企业管理目标的第一步便是重视企业成本管理。处于企业转型初期的火电行业更应该积极做好成本管理工作, 把成本管理成效作为企业年度考核的重要指标之一。不仅企业的高层领导、主管等要进行定期的成本管理考核, 企业的各级员工也要积极配合成本管理考核, 让火电企业的所有员工均树立成本管理意识。
2. 改善火电行业的燃料成本管理, 同时重视其他隐性成本的控制
由于煤炭市场供不应求, 很多燃料供应商降低煤炭开采标准, 将不符合指标的煤炭出售给电力企业, 所以火电企业要对燃料供应商进行严格甄选, 挑选信誉良好的供应商并建立稳定的长期合作关系。火电企业还应该扩充燃料供应渠道, 积极寻找适合火电企业锅炉的新煤种, 尽量争取价格较低且不对锅炉造成额外损坏的新煤种供应渠道。在企业的采购中涉及到很多环节, 要加强每个环节的管理, 防止徇私舞弊等行为发生。另外人力资源部门招聘企业员工时, 要进行综合素质的考核以免人员误用给企业带来损失。
3. 选用合适的企业成本管理方法, 优化企业价值链
由于火电企业生产的特殊性, 目标成本管理方式比较适合于这类企业。目标成本管理的特点是首先预测企业的收入和利润, 再通过这个数额来反推出企业的目标成本, 然后根据这个目标成本对企业各个环节的成本进行有效控制。为了实现最佳目标成本管理效果, 火电企业应该根据自身的独特性, 积极进行价值链的重新组合, 实现价值链中资源的最优化配置。有些火电企业开始实行并购措施, 力图把煤炭开采拉入价值链, 可以有效提高企业的盈利水平。
三、结论
火电行业 第2篇
槛提高
近日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准将自2012年1月1日起实施。环境保护部新闻发言人陶德田表示，新标准的实施将提高火电行业环保准入门槛，推动火电行业排放强度降低并减少污染物排放，加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，促进电力工业可持续和健康发展。
陶德田说，近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。截至2010年底，全国电力装机容量已达9.62亿千瓦，居世界第二位，其中火电为7.07亿千瓦，占全国总装机容量的73%，火电发电量约占全部发电量的80%以上，消耗燃煤16亿吨。为有效控制火电厂大气污染物排放，我国采取了发展清洁发电技术，降低发电煤耗，淘汰落后产能，强化节能减排，关停小火电机组，推进电力工业结构调整等一系列重要措施，并取得了显著成效。截至“十一五”末，累计建成运行5.65亿千瓦燃煤电厂脱硫设施，全国火电脱硫机组比例从2005年12%提高到80%。但我国人均装机容量却远低于发达国家平均水平，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内燃煤机组装机容量还将不断增长，火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘仍将增加。火电厂排放的大气污染物若得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善和电力工业的可持续和健康发展。陶德田指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，环境保护部在总结实践经验的基础上，对《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）进行了修订。新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值；对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。修订后的标准有以下几方面的特点：一是更符合当前和今后环境保护工作的需要。新标准大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，并增设了汞的排放限值。二是限值设置科学合理具有可操作性。新标准中的每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，并规定脱硫、除尘统筹考虑，使火电厂的大气污染物排放控制形成一个有机的整体。三是充分考虑了我国发展的阶段性特征和基本国情。新标准中氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求，体现了以环境保护优化经济发展的指导思想。
平衡记分卡在火电行业中的应用研究 第3篇
关键词：平衡记分卡；火电企业；指标体系
目前，我国的能源结构正发生重大变化，电能以其清洁、安全、高效的优点正成为国民生产经济活动中的主要支撑，火电在其中起着重要的作用。但是由于国家对发电行业的逐步放开及水电、核电本身具有的天然优势，火电行业在未来数年内将面临比较严峻的形势，不能迅速改进生产管理的若干企业将不可避免的遭遇困境。遇到问题，逃避是于事无补的，只有努力跟上国内外同行的发展脚步，学习先进管理方法，采取有效措施，才能立于不败之地。本文将结合笔者在发电行业的实际经历，引入国外目前流行的“平衡记分卡”概念，力图为它们管理的改进和提高做一点有益的尝试。
一、平衡记分卡系统的概要
不能衡量就不能管理，这已经成为大家的共识。但用什么方式进行衡量，怎样衡量，仍是一个急需解决的问题。企业传统的衡量手段主要依据财务指标，即我们通常意义上的管理会计的方法。这种手段固然有它的可取之处，能够从一个方面反映企业的基本运作状况，但却在有意无意中忽略了例如对企业能力和无形资产等非财务因素的评估，这是很不全面的，严重影响了公司战略目标的实现和制定正确的运作方式。同时，由于财务手段属于滞后指标，即当期的企业运作状况并不能迅速的在财务衡量指标中体现，领导者难以根据财务指标及时制定有效的竞争对策，它的衡量手段也比较单一和片面，一旦企业的领导者过分重视取得和维持短期的财务结果，容易造成企业急功近利，过多采取短期投资，却在不知不觉中丧失了创造未来价值的能力。这里我们介绍一种相对来说比较完整和先进的方法，就是由哈佛商学院的卡普兰和诺顿提出的平衡记分卡系统。
平衡记分卡在保留了传统的财务衡量方法的同时，又将衡量未来业绩的驱动因素的方法融合于其中，主要包含四个方面：财务、内部经营过程、客户、学习与成长，为使用者提供了一个可以把战略变成可操作内容的框架。
平衡记分卡强调的是平衡并且综合，即必须将所有的财务和非财务衡量手段融入到组织的所有员工的日常工作中，才能够准确地反映企业的运作状况，引导员工在需要的时候采取正确的行动并能够衡量行动的效果。它的“平衡”的思想贯穿整个系统，典型的存在于这几个方面：滞后指标和领先指标之间，长、短期目标之间，财务、非财务指标之间以及内部、外部表现之间。处理好了这几个方面的关系，就可以正确地判断企业的战略执行情况和当前企业所面临的真实状况，籍此对战略目标和执行手段作必要的修改，制定出切合实际的企业运作方案。
下面简单地介绍一下记分卡的四个方面：
1． 财务方面。
和传统的财务衡量方法的指标类似，平衡记分卡包括收入、成本、利润等方面。它标志着组织的长期目标，即对投资提供恰当的回报。一般包括这三个主题：收入的增长、降低成本及提高生产率、资产的利用和投资的战略。需要注意的是，由于财务属于组织的终极目标，记分卡的其他方面的所有目标和衡量方法都应该与财务的一个或多个指标相联系。
2． 客户方面。
此方面主要关心客户满意度、市场份额等内容。组织领导者应明确了解组织面对的客户和业务需求，确定客户的价值观念，以确定正确的衡量方法。通常可以根据以下三方面的因素确定，产品和服务因素、客户关系以及产品形象和声誉。
3． 内部经营过程。
劳动生产率、相对成本水平、产品整体质量水平以及生产周期等指标是这方面需要注意的问题。和一般的绩效考核衡量手段只注重对成本和质量的监控相比，平衡记分卡根据组织的财务目标和外部客户的具体需求来制定企业内部的经营过程，这使衡量的手段更加全面可靠。组织可以根据一般的内部经营价值链（改良——经营——售后服务）来确定自己的业务程序和考核指标。
4． 学习与成长。
上述三个方面目标能否顺利实现最终取决于组织的学习和成长过程。平衡记分卡是企业达到其战略目标的推动力量。要想取得满意的业绩就必须对雇员、系统和经营过程作必要的投资。此方面的衡量以雇员为基础，主要标准有：员工掌握技能的能力、获取战略意义信息的能力以及企业内部的个人、团队和各部门同企业的总体战略的组合情况。
二、平衡记分卡在国内火电企业中的应用
与其他企业相比，火电厂属于特殊行业，它具有技术密集、资金密集的特点，同时设备是企业的核心和重点。它的主要产品就是电，在输入了燃煤、水、油等物料后，经过连续性的作用产生电能，只要处于无故障状态，它的生产就是连续而不间断。其生产过程高度协调统一，按调度下达的调度曲线组织生产，无产品库存，对整个生产过程控制的实时性要求非常强，出售电等销售环节由政府行业主管和电网公司管理。由于火电行业本身及外部的特殊性，采取总成本领先战略将是一个不错的选择。
因此，企业需要将主要的工作重点放在生产资源的耗费、产品的质量水平和组织的生产能力等方面上，换句话说，发电厂的生产目标是按计划、安全平稳、低耗优质的发出电，这和管理学中所提倡的最大最小法则：即在追求效益（效应）最大化的同时力求代价（成本）最小化的思想是一致的。围绕这个目标（战略），本人将运用平衡记分卡的思想为企业的生产运作提出一套具有较强的可操作性的体系结构。
1． 财务方面。
财务目标标志着组织的长期目标，即实现投资收益在适当的约束条件下的最大化。这个目标与记分卡并不矛盾，相反随着记分卡的实施能够使财务目标更加明确，并适合与不同的经营组织处于不同的成长及生命阶段的具体需要。
对火电厂来说，它一般处于平稳的运作阶段，财务目标和其他企业类似。具体的目标和指标如下表：
2． 客户方面。
由于火电厂的特殊性，它的客户群比较简单，主要是电网公司。它所关心的主要是价格和供电的可靠性及平稳，同时有可能会根据电网公司的统一安排执行发电计划。
3． 内部经营过程。
火电企业在确定了企业的财务目標和外部客户的具体需求后，内部经营过程的衡量和控制变得更加简单可靠并且易于操作。
就目前的状况而言，根据客户要求定制的情况不多，有可能碰到的就是需要根据电网公司的统一部署和要求调整发电量。 同时，由于物资耗用数目巨大，加强对采购阶段的管理，努力降低采购成本也是企业需要重视的工作。
4． 学习与成长。
我们已经知道，为了实现上述三个方面的目标，很重要的一点就是要抓好企业学习与成长方面的工作。同样，必须构建出该方面的指标体系以加强对它的评价和考核。
对火电企业来说，它在这方面工作的重点同样是员工。
相对记分卡的其他三个方面，学习与成长的评估由于较多的涉及主观及各种不确定因素，目前的评估手段仍有很大的发展和提高的空间。这里也只是提出了几项依照目前的技术可以比较容易衡量的指标，另有数项指标由于可操作性较差，暂时没有考虑。
由于我国国情和各种历史情况，火电行业内各个企业的具体情况各不相同，所面临的问题也千差万别，但应该看到，通过剖析平衡记分卡的思想内涵和学习国外企业的应用经验，平衡记分卡这套先进的管理思想毫无疑问将给国内的火电企业乃至整个社会经济生产产生巨大的推动作用。
参考文献：
1．（美）罗伯特·S．卡普兰，戴维·P·诺顿．平衡记分卡．新华出版社，1998．
2．（美）麦克尔．波特．竞争战略．华夏出版社．1997．
3．张蕊．企业战略经营业绩评价指标体系研究．中国财政经济出版社，2002．
作者简介：赵佳宝，南京大学管理科学与工程研究院副教授；陈晨，南京大学管理科学与研究院硕士生。
徐州市火电行业环保现状及建议 第4篇
1 火电行业发展现状
近年来,徐州市火电企业在大气污染物控制方面取得了显著成绩,主要指标超额完成国家节能减排任务。 随着2014 年7 月1 日,现有燃煤电厂开始执行 《火电厂大气污染物排放标准 》(GB13223-2011),以及《环境空气质量标准 》(GB3095-2012)、《大气污染防治行动计划 》、新 《大气污染防治法》等严厉的环保法规标准的实施,无论是现有机组还是新建机组,都应积极应对、科学分析、正确处理,进一步完善除尘、 脱硫和脱硝相结合的污染治理技术,实现大气污染物的有效控制。
1.1 火电装机情况
截止到2014 年, 徐州市共有投入运行的火电厂22 家,分布7 个县(市)区,共有55 套发电机组,总装机容量1019.7 万k W,占全省燃煤装机14.8%(6 866.8 万k W)。 其中单机容量100 万k W的机组4 台,占总装机容量的39.2%;30 万k W-100 万k W的机组14 台, 共504 万k W, 占总装机容量的49.4%;剩余机组37 台共115.7 万k W,占总装机容量11.4%。
2014 年徐州市火电机组区域分布情况见表1。
台
2014 年徐州市火电厂共有66 台燃煤锅炉,总蒸发量33 319 t/h。 其中循环流化床锅炉40 台(占60.6%),锅炉蒸发量最大1 025 t/h,配套最大机组为30 万k W;煤粉炉16 台(占24.2%),锅炉蒸发量最大2 955 t/h,配套最大机组为100 万k W;链条炉排锅炉10 台(占15.2%),锅炉蒸发量最大75 t/h,配套最大机组为1.5 万k W。
2014 年徐州市火电锅炉区域分布情况见表2。
台
1.2 资源和能源情况
“以煤为主、发电居多”是徐州能源消费的主要特征。 数据显示,2013 年全市用煤量5 637 万t,占全省的19.2%,工业燃煤用量4 905 万t,其中火电燃煤用量达2 333 万t, 占煤炭消费总量的41.4%。根据统计数据,2014 年,徐州市发电总量517.28 亿k W·h,约占全省11.9%。
2014 年徐州市火电厂发电及能源消费占全省比重情况见表3。
全市不同等级机组的供电煤耗差距较大,百万吨机组的供电煤耗约283 g/k W·h,而有些小机组的煤耗却超过500 g/k W·h。随着近年来高耗能的小机组的淘汰以及技术水平的提高,全市规模火电厂供电煤耗从2006 年的366 g/k W·h降到了2014 年的310 g/kw·h时,呈逐年稳步下降趋势。
1.3 大气污染治理及排放情况
2014 年全市工业SO2排放量为11.11 万t、NOX排放量为13.18 万t、烟尘排放量6.92 万t。 其中火电行业SO2排放量为6.13 万t、NOX排放量为8.54万t、烟尘排放量1.20 万t。
2014 年徐州市火电厂大气污染物排放情况见表4。
万t
截至2014 年底, 燃煤电厂除尘方式以静电和袋式除尘器为主, 其构成比例为静电除尘器约为37.9%,袋式除尘器约为43.9%,电袋复合除尘器及其他除尘器比例约18.2%。 燃煤机组全部实施脱硫, 其中71.2%以上采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术,其它采用掺烧石灰石或炉内喷钙等其他脱硫方法,最高脱硫效率达到97%以上。共有47 台机组实施脱硝, 占火电机组容量的71%, 其中约27.3%的脱硝机组采用选择性催化还原法(SCR),约43.9%采用选择性非催化还原法(SNCR)。
徐州市2010~2014 年大气污染物排放情况见图1。
2火电行业存在的主要问题
2.1电厂分布格局不尽合理
据统计,徐州市火电装机容量排在前3 位的区域是铜山区(61.1%)、贾汪区(18.2%)、邳州市(13%)。目前火电分布格局与区域经济、产业布局、资源运输密切相关。 一些地区无供热机组,只能建设燃气燃煤锅炉,象睢宁县、新沂市、邳州市3 个化工园区内企业集中供热都存在一些问题,严重影响园区项目的发展。 铜山区、贾汪区虽机组数量众多,但大都分布在主城区周边, 不但影响城市空气环境质量,而且供热范围过于集中于市区。
2.2 结构单一,影响资源与环境承载力
徐州市发电装机几乎全部为火电,风电、水电、光伏等装机比例较小, 而火电装机中55 MW以下的机组33 台,占比60%,小火电占比例较大。 火电厂建设主要考虑煤炭的运输,因此在布局上主要考虑煤炭成本。 对资源与环境承载力的考虑不够,形成不理性的电厂群现象,造成局地大气污染和生态环境形势严峻,易形成酸雨源。 且目前徐州市煤炭资源已接近枯竭,大部分煤炭从外地运输,燃煤排放的废气、固废等污染物极大影响环境承载力。
2.3 火电企业的环境问题较多
火电是高耗能产业。 “高投入、高消耗、高排放、低效率”问题仍较突出,是全市SO2、NOX、CO2的最大排放源,由此带来的环境影响主要表现在大气污染及温室效应的加剧。 煤炭、粉煤灰等运输过程中产生的扬尘对大气环境也造成巨大压力。 除了大气污染物排放量较大, 在火电厂比较集中运河沿线,还涉及到温排水、含盐量过高等问题,对水生生态、尾水综合利用产生一定的影响。
3 对策与建议
3.1 开展电力发展规划环评
根据目前大气污染控制的形势,电力企业将长期实行总量控制、节能减排目标,必须从源头上进行合理规划。 对电力发展规划开展环境影响评价,合理调整结构布局,避免在不适合开发火电的地方再过多新上火电项目。 在一些工业园区规划配套建设集中供热设施,优化产业结构,淘汰关停落后燃煤锅炉和小机组。
3.2 加强控制大气污染物排放
2014 年,国家、省对燃煤电厂污染物排放要求多次提高。 《江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》提出了严于国家要求的环保改造计划,要求部分燃煤电厂达到燃气机组排放水平。 在当前大气污染依然严峻的形势下,要加快技术创新,尽快推广使用先进的环保技术,全面推动除尘、 脱硫和脱硝技术及其装备的进步和升级,实现火电由烟尘、SO2、NOX治理阶段向综合治理(包括PM2.5、重金属和CO2等)、循环经济和可持续方向发展。
3.3 加大对火电企业的监督管理力度
虽然火电企业已经安装环保设施,但少数企业从经济效益考虑,不愿意满负荷开启,甚至有个别企业擅自停运环保设施。 环保部门应加强监管,对污染物排放和脱硫、脱硝、除尘等环保设施运行情况实施在线监控,不定期组织电力行业环保设施专项执法检查,依法对超标超总量排放污染物的企业进行处罚,并取消其脱硫脱硝的补助补贴,实现治污者得利,排污者受罚。
摘要：江苏省徐州市是以煤炭和电力生产为主的工业城市。从机组、能源资源消耗、污染治理及排放等方面对该市火电企业进行了介绍,分析了火电行业发展现状,剖析火电行业发展的存在问题,并提出了解决问题的思路及建议。
关键词：火电行业,现状,问题,建议
参考文献
[1]国家统计局,环境保护部.2013中国环境统计年鉴[M].北京:中国统计出版社,2013.
[2] 多金环,王圣,朱法华.我国火电行业环保现状及节能减排宏观建议[J].环境保护,2008,(3):14-16.
[3] 杨新芝,朱德明,王群.深度推进火电行业治污减排[J].群众,2015,(6):66-67.
火电行业 第5篇
我国是一个燃煤大国, 大气中排放的二氧化硫有90%左右是由燃煤产生, 而燃煤电厂排放的二氧化硫总量达到了全国排放总量的50%, 从而使得火电机组脱硫成了二氧化硫减排的重点[1,2]。
近年来, 在国家政策的引导下, 火电脱硫行业得到了长足的发展。据不完全统计, 截至2006年末, 全国已建成和在建中的火电厂烟气脱硫装置累计总装机容量已达3.142亿kW, 约占当年火电厂总装机容量的72.7%;其中已建成的烟气脱硫装置装机容量为1.043亿kW, 占当年火电厂烟气脱硫装置装机容量的33.2%, 占火电厂总装机容量的24.1%[3]。
脱硫行业的迅猛发展, 显著降低了大气中二氧化硫的排放, 为环境的改善作出了重要的贡献。脱硫行业出现了一批拥有自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术, 脱硫关键设备国产化率也大大提高, 已达90%以上, 但是同时也存在一些问题与不足[2,4]。
2 脱硫市场存在的主要问题
2.1 竞争激烈, 市场混乱, 缺乏有效的监管机制
近年来, 脱硫工程公司如雨后春笋, 企业数量迅速增加, 导致了脱硫行业的竞争日趋激烈。但行业准入条件无明确规范, 对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面亦无明确规定, 脱硫公司良莠不齐。很多公司, 尤其是技术薄弱、资金短缺的中小型脱硫企业为了能够拿到项目, 不惜以低价竞标, 造成脱硫市场的低价恶性竞争。
此外, 一些发电集团拥有自己的脱硫公司, 在招标时对集团外的脱硫企业加以排斥, 脱硫工程的招投标得不到有效的监管, 部分工程招投标甚至存在走过场现象, 产生了所谓的“关系标、领导标”等不规范现象, 也无形中加剧了脱硫市场的恶性竞争。
脱硫市场监管方面的法律目前还不完善, 导致市场缺乏有效的监管机制, 这将对后期脱硫工程建设产生负面的影响。
2.2 工程建设造价低, 工期短, 问题多
恶性的价格竞争导致了中标项目单位工程造价的急剧下降, 某些项目的造价甚至低于100元/kW, 施工时设备与材料质量得不到保证, 施工质量也不合格, 导致了脱硫设施存在很多质量问题与安全隐患。
此外, 很多企业为了赶进度、压缩人力成本等原因, 片面压缩工期, 导致脱硫装置施工过程中产生了诸多问题。
一些脱硫设施刚投运就出现防腐材料脱落、管道堵塞、设施腐蚀严重, 或者脱硫效率达不到设计要求等问题, 更有甚者, 某些装置建成后成了摆设, 根本运行不了。这些都给国家和企业造成了巨大损失。
2.3 工程设计盲目, 系统可靠性不高
我国脱硫行业起步较晚, 技术薄弱, 很多公司为了迅速占领市场, 花费大量资金引进国外脱硫技术, 此类技术的核心是工程经验和设计技术, 而不少企业还未真正掌握核心技术, 便开始总承包脱硫工程, 在脱硫系统设计方面经验不足, 存在一定的盲目性。比如:某些脱硫工程浆液循环泵设计余量偏大、引风机设计余量偏高等造成施工成本和运行费用的同时增加;为了节约工程成本, 省却一些必需的备用设施, 造成系统检修的困难;脱硫主体与一些辅助系统设计不匹配, 造成整个脱硫系统可靠性下降, 运行成本增加。
目前, 我国脱硫系统中关键设备的国产化率虽然得到了显著提高, 但是还有一些设备如:烟气换热器 (GGH) 、浆液搅拌机、除雾器等设备故障率较高, 导致了系统可靠性的下降, 影响了脱硫设施的正常运行。
2.4 脱硫设施投运率不高
由于国内脱硫产业起步晚, 技术不够完善, 很多脱硫设施达不到设计参数, 导致脱硫效率偏低, 脱硫设施运行不正常, 腐蚀、堵塞等问题频繁发生, 脱硫设施经常需要停机检修, 投运率较低。
另外, 某些发电企业故意闲置脱硫设施, 认为脱硫设施运行成本太高, 宁可接受罚款, 缴纳排污费, 也不愿意运行脱硫设施, 这也是脱硫装置投运率不高的原因之一。
3 脱硫设施运行监管的发展
目前脱硫行业中存在的诸多问题如:市场混乱、投运率不高、设计盲目、可靠性偏低等, 在很大程度上也与政府的引导不足和监管措施不够完善有关。
近几年来, 环境保护部和发展改革委出台了一系列文件规范脱硫行业, 监管脱硫设施的运行过程, 取得了显著的成效。如:南京市电监办组织研发的“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统”, 实现了对脱硫发电机组的在线实时监控, 取得了“两高一降”的显著成绩, 即脱硫系统的投运率、脱硫效率大幅提高, 二氧化硫的排放浓度大幅下降。2007年下半年, 脱硫设施平均投运率由2006年的60.7%增加到98%, 比2006年提高61%, 比2007上半年提高51%, 脱硫设施的运行情况明显好转;平均脱硫效率也从52%左右提高到93.8%;二氧化硫排放浓度由2006的952.24mg/m3下降到140 mg/m3, 降幅超过85%。
4 建议
4.1加强脱硫产业化管理, 建立脱硫行业准入规范
建立脱硫行业的准入规范, 实施脱硫公司资质管理制度, 完善脱硫市场的竞争机制, 防止脱离工程实际的恶性价格竞争, 防止不规范的招投标活动。
4.2 加强对脱硫工程的后评估
建立全面的烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范。脱硫设施投运以后, 由政府牵头开展对脱硫设施的全面评估, 评估结果不但用于考核电厂企业的脱硫实施情况, 更用于脱硫公司的设计资质的评估、技术成熟程度认定与脱硫系统可靠性评价的依据。
4.3 加强烟气脱硫设施的全面监督与管理
事实证明, 烟气脱硫实时监控系统显著改善了脱硫设施投运率低、脱硫效率低、二氧化硫排放浓度高等不足, 应进一步推广与完善。
同时建立严格的惩罚措施, 严惩恶意停运脱硫设施的企业, 严惩修改上传数据的行为。对于违规的电力企业, 在进行经济处罚的同时, 还应予以曝光批评, 并不再审批该企业其他新、扩建火电机组。
4.4建立合理、完善的运行考核机制, 赋予电厂一定的自主权
国外的脱硫技术经过长期的发展, 业已成熟, 脱硫设施一般一年一次大检修。而我国脱硫行业发展时间短, 技术不够完善, 脱硫设施运行过程中出现的问题较多, 如:因除雾器堵塞频繁进而引起脱硫效率下降;烟气换热器堵塞、腐蚀现象严重导致脱硫设施运行不正常, 吸收塔体以及设备管道腐蚀现象严重、防腐材料脱落等引起脱硫系统漏浆的发生, 一些管道阀门、弯头、法兰接口等部件腐蚀、损坏严重等。
这些问题如果不及时处理, 引发的问题将越发严重, 进而对整个脱硫系统产生巨大的隐患。
由于目前脱硫行业监督管理条例所限, 如果想对脱硫设备进行更换或系统检修, 必须先向环保局等政府部门提前申请, 10个工作日才会有具体答复, 回复时间不是很及时, 而且很多电厂业主担心因脱硫设施停运检修而造成脱硫电价的扣除和排污罚款, 使得问题继续搁置, 只有等到年底大检修之时, 才能得到解决。
针对我国具体的脱硫行业的情况, 为了防止现有问题的恶化, 应建立完善、合理的运行考核机制, 如:在保证脱硫设施一年的投运率不低于95%、脱硫效率不低于90%, 主机与系统匹配的可靠性不低于90%等前提下, 给予电厂一定的自主权。允许电厂自行根据其实际情况安排检修或更新设备的时间, 但同时要备案上报, 不允许无故停运, 环保部门可派人监督。这样可以防止现有问题的恶性循环, 促进脱硫设施运行健康良好地发展。
4.5 全面落实相关经济政策
对电厂企业来说, 烟气脱硫设施是工程造价大、运行费用较高的非营利性投资, 所以应该全面落实脱硫上网的附加电价。凭环保部门出具的证明性文件对安装脱硫设施的电厂实行脱硫加价政策, 从而调动电厂企业的脱硫积极性, 促进脱硫行业的发展。
此外, 加大环保专项资金对脱硫项目的支持力度, 制定鼓励脱硫副产物综合利用的经济政策等办法, 亦可以对电厂脱硫起到促进作用。
参考文献
[1]郝吉明, 王玉肖, 陆永琪.燃煤二氧化硫污染控制手册[M].北京:化学工业出版社, 2001.
[2]冯玲, 杨景玲.烟气脱硫技术的发展及应用现状[J].环境工程, 1997, 15 (2) :19～24.
[3]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社, 2002.
火电行业 第6篇
一、云南火电资源开发的基本情况
云南煤炭资源丰富、分布广泛、煤种齐全, 全省煤炭资源总量达683.35亿吨, 其中探明保有储量252.87亿吨, 居全国第8位, 在南方省区中仅次于贵州, 居第2位, 特别宜于发电的褐煤占储量的63%, 在全国仅次于内蒙古, 火电开发条件较好, 云南省已成为全国重要的能源基地和西电东送基地。
目前云南全省火电装机占电力装机容量比重约38.8%, 水电装机占电力装机容量比重约60.7%, 其中具有年调节及以上能力的电站仅占水电容量的7.4%左右, 汛期弃水偏多, 枯期出力低, 电力结构性矛盾十分突出 (全国火电装机占电力装机容量比重约76.04%, 水电装机占电力装机容量比重约21.78%) 。随着西电东送和云电外送规划的逐步实施, 火电开发前景广阔。
二、火电行业特点
(一) 电力工业属高度资本密集性工业, 但火力发电相比其他类型发电具有建设成本低, 建设期短的特点。一般火电项目建设期2-3年, 贷款回收期15年左右
(二) 燃煤电厂的选点和布局较为灵活, 且装机规模可根据市场需要确定, 但一定程度受到煤炭供应和当地水资源等条件限制
(三) 火力发电释放出二氧化硫和二氧化氮等污染大气环境质量的化合物, 环保要求较高
(四) 火电机组开机和停机过程时间较长 (机组从静止状态到满负荷运行需要数个小时)
三、火电行业目前存在的主要问题
(一) 发电成本补偿定价模式不合理, 导致发电成本高、效益低等问题。2 0 0 8 年火电企业整体亏损达392亿元, 同比下降164.87%, 企业生产意愿受挫
(二) 火电行业投资冲动和无序投资现象较严重, 火电投资中贷款银行承担着较大的行业风险
(三) 部分火电机组的能耗高、环保不达标和气体排放污染较重
(四) 火电布局和运营受到电网建设相对滞后影响, 发电资源缺少优化合理利用
四、火电行业授信、贷款业务审批的主要风险点及控制措施
(一) 行业客户共同风险点及审查要点
1. 行业风险。
行业风险体现在电力产能扩容超过电力有效需求。目前全国在建电力增量规模十分庞大, 国家发改委计划控制电力装机每年6000万千瓦的增量规模, 但是实际在建规模超过发改委核准规模。2008年新增9202万千瓦, 其中, 水电、火电和风电分别为2148、6555、499万千瓦, 全国电力供应紧张的局面已经得到全面缓解。电力行业已被国家发改委列为潜在产能过剩行业。
2. 政策风险。
电力行业贷款的政策风险主要是电力体制改革以及国家能源政策转向。 (1) 按照国务院批准的电力改革方案和进程, 2005年国家发改委颁布了上网、输配和销售三个电价管理暂行办法, 标志着电力体制改革中最核心的电价改革已启动, 电力行业开始步入市场化运作阶段; (2) “十一五”国家能源政策出现重大转向, 提出“实现2010年单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右”的目标, 国家陆续出台实施限制高耗能行业发展的政策; (3) 国家能源政策发生重大转变, 国家放开长期维持的一次能源价格, 注重发挥市场配置资源作用。以上方面将直接影响到电力行业未来发展, 影响到今后电力行业经营方式、电力消费以及电力行业信贷资源配置。在对授信方案审批时, 严格审查项目的政策准入, 对未取得国家核准机关核准的项目, 不得对其发放贷款。对耗能、排放偏高的火电机组信贷风险给予足够重视, 增强风险防范意识, 实行环保不达标一票否决。要认真调查核实企业资金需求的真正原因, 落实真实的资金用途。要重点关注项目的市场竞争能力, 不仅需要按照与电网公司签订的上网电价测算项目的可行性, 还要按照区域平均上网电价、预计的竞价上网电价进行测算, 充分考虑实行竞价上网后项目的竞争力;关注项目的电力特性及在电网中的竞争能力, 调节能力越强, 其市场适应能力就越强。
(二) 火电行业固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案
1. 资金构成方面的风险。
火电项目投资巨大, 其建设资金构成主要是股东投入的资本金和通过各种渠道获得的债务资金, 融资的主要渠道除银行贷款外, 还有股东借款、融资租赁、企业债券等。项目资本金比例越高, 财务负担就越轻, 市场竞争力和生存能力越强, 银行贷款风险越小。目前国家规定电力行业项目资本金比例不得低于20%, 银行可根据信贷风险控制的要求, 要求客户进一步提高资本金比例。另外, 职工集资入股兴建火电厂较为常见, 这虽然有助于火电厂的管理和运营, 但国家政策禁止电力企业职工集资投资电厂, 这类火电厂存在政策风险。授信方案审批时, 应严格审查借款人及其股东的实力, 项目资本金的来源和资本金的筹集能力, 落实资本金出资到位计划, 资本金需按比例先于银行资金或同时到位。如果火电项目融资结构比较复杂, 应密切关注银行债权受偿地位, 我行贷款条件和保证措施应不低于其他贷款银行及项目的其他债权人。多家银行同时提供贷款应尽量采取银团贷款, 避免银行间恶性竞争, 放松贷款条件, 压低贷款利率, 放大项目银行贷款风险。要实行电费账户监管, 借款人和股东同意还款年度内偿还银行贷款优先于股东分红, 承诺还款期内在未得到贷款银行同意, 不得抽回股东贷款、对外投资、对外设定抵押和提供担保。对电力企业职工持股会投资参股电厂, 须关注电厂职工持股的受偿顺序可能会优先于银行贷款。
2. 成本竞价。
市场竞价定价模式下, 成本风险来自于火电项目发电成本高出市场竞价形成的上网电价, 火电作为二次能源, 火电发电成本受一次能源比价影响极大。授信方案审批时, 重点关注客户和项目具有的资源成本优势和电网布局优势, 并落实以下二类可能存在的风险: (1) 对具有资源成本优势, 如坑口电站和煤电一体化电站、煤电联营等客户和项目, 需综合考虑一次能源转换成本、输电成本以及输电电网功率瓶颈因素; (2) 对靠近电源负荷中心具有电网布局优势的客户和项目, 存在着燃料供应渠道的稳定、运输运力平衡以及一次能源流通费用 (包括管道费、铁路运费、海运运费和码头装卸费等运杂费) 较高等问题。
3. 投资超概算。
如果项目的前期研究充分, 项目的投资业主实力较弱和火电厂投资经营经验不足, 项目建设中遇到未预见情况时项目可能会导致工程拖期及投资超过预算。近几年火电厂建设新开工项目多, 国内设备的交货期存在可能拖延情况。授信方案审批时, 要关注业主是否是有实力的、负责任的投资方, 在发生投资超支或工期拖延时, 可以追加投资, 有抗风险能力。同时, 还应尽量与客户和股东约定, 一旦发生项目投资超概算, 应全部由股东追加资本金解决。
4. 电煤运输和供应。
火电厂燃煤使用量大, 稳定的供应渠道和价格以及充足燃煤供应量是项目达到预期效益的保证。授信方案审批时, 应关注燃煤供应能力、燃煤品种、供应方式等, 落实燃煤运输方式和运输保证问题。依赖铁路运输的, 应考察铁路运输能力, 落实保障客户发电所需的煤炭供应及联运协议, 必要时应取得铁路运输的协议。
5. 电网输配能力。
火电厂项目的上网电力应明确供电目标市场, 明确具体的供电地区, 进行总体和局域平衡分析。授信方案审批时, 应充分关注电网的输配能力, 关注项目送出线路的建设主体、时间、规格、投资规模和建设期长短等多方面问题, 确保电网输送畅通。在总体电量供给相对过剩的电网中, 有些火电厂作为电网的末端电源支撑项目进行建设, 应得到电网企业的认可。实施节能发电调度对火电机组的不利影响反映到机组发电小时或上网电量, 需要对电厂的发电小时及电价给与一定的保证, 以避免将来电厂发电不足, 电厂效益不好。跨地区远距离供电的电厂, 应取得购电方的购电协议, 约定购电量和电价, 并进行竞价上网竞争力分析, 确认电厂竞争力。
6. 电量销售风险。
目前, 全国电力供需趋于缓和, 消费增幅开始回落, 电力消费的弹性系数呈下降趋势, 电力市场将向供大于求的格局转化, 缺电范围和时段大为减少, 主要表现为季节性、时段性缺电的特点。西部大中型电厂需跨地区、跨省 (市) 销售, 电力调度关系比较复杂, 同时受到受电区域电力供应竞争的影响, 将增加电销售难度, 电量销售存在一定的不确定性。授信方案审批时, 要关注目标市场的需求与供给, 合理测算经济增长对电力的需求、国家对高耗能行业的限制措施、对节能降耗的要求, 详细评估电力供给增长量, 充分考虑网间交易水平对电力市场平衡的影响。应取得与购电方的购电协议, 约定购电量和电价, 并进行竞价上网竞争力分析, 确认电厂竞争力。对电厂有部分电量为直供大用户的, 需签订相关直供购电协议, 以及与电网公司的过网协议等, 确保销售电量达到预计水平。
7. 技术风险。
火电厂的技术风险主要在于机组的可靠性, 机组可靠性主要由制造厂商决定。机组的可靠性还需要考虑机组的维护及发生事故后的修复保障。通常, 在质量保证期内, 由设备制造厂商保证机组的正常按时投产, 并且对由于机组制造责任引起的延期投产提供赔偿。机组质量及可靠性在电厂的整个寿命期内都会影响项目的经济效益。授信方案审批时, 对机组的制造厂商应予了解, 对于曾经出过质量事故的厂商, 需要提高贷款风险的控制措施。
(三) 担保方式等风险防范措施审查要点
1. 单独设定收费权质押的风险。
电力贷款仅仅采取收费权质押担保方式的贷款授信方案本身存在缺陷。电厂只有在提供上网电力销售产品之后才有电费收入, 未来的电费收费收入依赖于未来的生产发电。在实际操作中, 收费权质押以项目未来收益为前提, 一旦发生清算, 对保全信贷资产作用难度较大。审批时, 对股东不提供担保的电厂不宜单独以电厂收费权质押, 应以项目电厂的全部财产和权益抵 (质) 押作为贷款保证措施。同时, 还应加上对项目电厂的电费收入账户监管。
2. 多重抵押的风险。
部分借款人对同一块资产, 通过股权质押、收费权质押和资产抵押等方式, 向不同银行设置多重抵押, 放大贷款规模, 使银行贷款潜藏较大风险。对此, 审批需要予以重点关注。
3. 保证措施。
采取股东担保有助于降低贷款风险, 但需要注意股东的担保能力是否充足。股东不提供全额担保的电厂建设项目应按照惯例采取一系列的保证措施, 通常包括: (1) 项目构成的全部财产及项目全部权益抵 (质) 押; (2) 建设期的工程保险, 建成后的财产保险, 并以贷款银行为保险第一受益人; (3) 贷款银行对电厂账户进行监管 (账户质押) , 销售收入及费用支出由银行监管; (4) 设立偿债基金账户, 定期存入偿债准备金, 用于偿还贷款本息; (5) 股东提供项目建设期完工担保; (6) 用借款人其他有效资产抵押。
参考文献
[1]国家发改委《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》 (发改能源[2004]864号)
[2]建总发[2009]47号关于印发《公司及机构类客户选择指导意见》的通知、建总函[2009]37号《2009年信贷政策与结构调整若干意见》的通知
[3]中电联发布2008年电力工业统计年报数据
火电行业 第7篇
自生态效率 ( Eco - efficiency,EE) 的概念于1990年提出之后[3],已有众多关于区域、产业、园区的经济效率、环境效率、低碳效率、生态效率等领域的研究[4,5,6]。而关于电力工业的研究主要是研究其生产效率、运行效率或经济绩效[7,8],涉及到CO2或SO2,即计算电力工业环境绩效时,一般是将这两种非理想产出纳入投入或非期望产出指标体系[9,10,11]; 另外,还有关于电力工业在环境规制下的效率或绩效的研究,采用的分析方法主要是DEA、SBM - DEA、方向距离函数等[12,13,14,15]。总体来看,现有关于电力工业的效率或绩效的研究尚未考虑碳排放与污染排放的中国电力工业的生态效率问题。本文即是分析中国电力工业的生态效率,并将生态效率分解为经济效率、环境效率与低碳效率,进一步分析电力工业生态效率、经济效率、环境效率与低碳效率的关系,提出电力工业提高生态效率进而实现资源节约、减少污染排放、控制温室气体排放应对气候变化的对策。
1 生态效率分析框架
Schaltegger和Sturm[3]于1990年提出生态效率( Eco - efficiency,EE) 的概念,之后,世界可持续发展工商业委员会 ( WBCSD) 、经济合作与发展组织 ( OCED) 等均从不同角度提出了生态效率的解释[16,17]; 而以澳大利亚环境部提出的“用更少的能源和自然资源提供更多的产品和服务”得到更多的认同[18]。虽然生态效率的定义各不相同,但是都包括经济价值和环境影响[19]。在具体计算中,目前普遍接受的计算公式由WBCSD[20]提出,即以经济价值与环境影响比值的方式表达:
式 ( 1) 中,产品或服务的价值反映的是生产活动创造的经济效益; 环境影响指的是由于生产或提供服务对环境造成的生态负荷,反映的是原材料、能源的使用和废弃物的排放。通过提高生产效率或减少生产系统对物质原料的消耗强度以及废物排放数量可以提高生态效率。WBCSD[20]把产品或服务的生产或提供总量和净销售量作为一般性经济指标,增加值作为备选指标; 同时,WBCSD给出5个一般性环境影响指标,包括3个消耗指标 ( 能源、原材料、水) 和2个排放指标 ( 温室气体、破坏臭氧层物质) ,以及2个备选环境排放指标 ( 酸化气体、废物总量) 。
关于生态效率,部分文献也称之为生态经济效率。朱南等[21]认为,由于环境影响包含了经济环境和生态环境影响,可认为生态经济效率E是由该地区工业的经济效率 ( Economic Efficiency,简记为E1) 和生态效率 ( Ecological Efficiency,简记为E2)共同构成,即: 生态效率E = f ( E1,E2)+ ε。其中,经济效率E1反映的是在生产过程中投入经济资源产出各种工业产品价值的效率; 生态效率E2反映的是在生产过程中以污染物排放量为环境代价产出工业产品价值的效率。
王飞儿等[22]认为,生态效率模型中的生态负荷包括资源负荷和环境负荷,因此相应的生态效率可分为资源效率和环境效率。资源效率和环境效率分别从源头和末端的角度表征经济活动物质代谢的生态效率。在量化环境效率和资源效率的基础上构建生态效率模型:。
当前,应对气候变化已经成为国际社会、各行各业的共识,碳排放问题已经是各类效率计算中必须考虑的因素。基于此,本文结合朱南等[21]和王飞儿等[22]的分析思路,认为生态效率包含经济效率和环境效率,即:
2 DEA 模型
数据包络分析 ( DEA) 由Charnes等学者于1978年提出,是一种应用广泛的非参数绩效评估方法。DEA的CCR模型对决策单元规模有效性和技术性同时进行评价,即CCR模型中的DEA有效的决策单元既是规模适当又是技术管理水平高的评价方法;而BCC模型用于 专门评价 决策单元 技术有效性[23,24]。另外,CCR模型可分为投入导向及产出导向。投入导向是指在既有的产出水平下,应减少多少的投入才有效率; 产出导向则为在既有的投入下,应增加多少产出才是有效率的。基于减量化投入的基本原则,本文使用投入导向的CCR模型进行效率分析。
若线性规划 的最优解 为θ*、λ*、s*、s+ *,则: θ*= 1且s*= s+ *= 0,决策单元为DEA有效;θ*= 1但s–*或s+ *≠0,决策单元为DEA弱有效;θ*< 1,决策单元DEA无效。
给定效率计算的投入与产出指标求解DEA模型式 ( 6) ,可以分别得到电力工业的生态效率、经济效率与环境效率。
3 实证分析
3. 1 投入产出指标体系
结合本文的研究,生态效率的投入产出指标包括:( 1) 产品或服务的价值 ( 产出指标) 为发电量; ( 2) 资源投入指标为装机容量、从业人员数、原料投入 ( 原材料投入按发电用煤炭、石油、天然气计算,折合为标准煤) ; ( 3) 环境排放指标为SO2排放量、CO2排放量。
3. 2 样本选择及数据来源
装机容量、从业人员数、原料投入指标的数据和产出指标发电量的数据来源于《中国能源统计年鉴》 ( 2002—2012) 、《中国电力年鉴》 ( 2002—2012) 、《中国工业经济统计年鉴》 ( 2002—2012 )和《中国经济普查年鉴》 ( 2004) ; SO2排放量来源于《中国环境统计年报》 ( 2002—2012) ; CO2排放数据根据IPCC指导目录和其他方法可估算出电力工业CO2排放的数据,本文根据火电发电量、供电煤耗以及碳排 放强度3个驱动因 子的变化 来估算[25,26],其中涉及到的各类能源CO2排放系数参考陈诗一[27]的做法。电力工业的投入产出数据统计如表1所示。
3. 3 结果与讨论
由于DEA方法要求投入和产出指标之间满足等幅扩张性,即随着投入的增加产出不减少[21]。从表2可以看出,关于整个电力工业和火电行业生态效率的投入与产出指标均呈现正相关关系,说明本文所选取的投入与产出指标均符合等幅扩张性,因此能够反映中国电力工业相应的投入与产出关系。
根据上述我国电力工业生态效率评价指标体系,利用DEAP2. 1软件对我国电力工业生态效率、经济效率与环境效率进行分析,其结果如表3所示。
从整个电力工业来看,2001—2011年期间有6年时间的生态效率为1,其余5年的生态效率值在0. 943 ~ 1. 000之间,属于DEA无效,说明这5年投入的资源未得到充分有效利用,环境排放不符合减排的预期要求,要提高电力工业生态效率,就必须提高资源有效利用率,采取切实措施降低能源的消耗和污染物的排放; 有2年的时间经济效率为1,4年的时间环境效率为1,说明在2001—2011年期间经济效率低下是影响生态效率的主要原因,而且,2001—2011年环境效率的平均值高于经济效率的平均值,其中2003、2005和2010年环境效率在DEA有效的情况下经济效率DEA无效,也为此提供了佐证; 而2002、2006和2007年的生态效率、经济效率和环境效率均小于1,说明这3年中整个电力工业的资源投入、环境排放和经济产出效率与生产前沿面均存在一定的距离。
从火电行业来看,有4年时间的生态效率为1,其余7年的生态效率值在0. 949 ~ 1. 000之间,属于DEA无效,说明这7年投入的资源未得到充分有效利用,环境排放不符合减排的预期要求; 而且,火电行业的生态效率比整个电力工业生态效率整体偏低,说明火电行业的资源消耗、环境排放等是整个电力工业需要重点监管。
对整个电力工业与火电行业的评估结果进行比较 ( 如图1) ,可以发现二者的生态效率、经济效率和环境效率变化趋势是一致的,各效率值从2001年到2011年期间先下降后上升然后又下降,在2007年达到最低,2008年达到最高。在整个研究期内,火电行业的整体数值,包括生态效率、经济效率和环境效率,高于整个电力工业,这说明在国家节能减排政策背景下,电力工业虽然是以火电为主,但火电行业不断进行技术创新,并且取得了较好的效果。
3. 4 电力工业生态效率、经济效率与环境效率的回归分析
当效率值介于0和1之间,即被解释变量具有被切割或截 断的特点,此时,普通最小 二乘法( OLS) 不再适用于估计回归系数,采用OLS估计参数会带来严重的有偏和不一致,而Tobit模型 ( 也被称为截断回归模型) 的极大似然估计法能够避免OLS估计中的一些误差。
假设模型误差服从分布,标准的Tobit模型可以表示为:
式中: X'是解释变量; Y*i是潜变量; Yi是观测到的被解释变量; α是相关系数; δ是一个比例参数,用于表示Y的似然函数,它将作为参数的α一起被估计出来,实际上也是一般模型中残差的标准差。当Y*i≤0时,被观测到的变量Yi=0 ,被称为“受限制” 观测值; 当Y*i≥0时,Yi= Y*i被称为“无限制”观侧值。从式 ( 7) 可以看到,“受限制”观测值均取0, “无限制”观测值取其实际值。
由于本文计算得到的被解释变量生态效率介于0和1之间,参考朱南的分析思路,对式 ( 2) 展开具体分析,建立被解释变量E与解释变量E1和E2的Tobit回归模型:
回归结果如表4所示,得到的回归方程如下:
注: ***为在 1% 水平下显著,**为在 5% 水平下显著,- 表示显著性不明显
表4中,电力工业的β1= - 0. 1730,β2= 0. 2564,可得出E1对E有显著的负向影响,也就是说,在2001—2011年期间,通过提高整个电力工业的经济效率将使生态效率降低,其原因在于电力工业粗放式增长已经形成了较高的装机容量,而其中火电又占绝对优势; E2对E有的正向影响,但在统计上并不显著,即便如此,可以认为,当环境效率提高1个百分点时,生态效率将提高0. 2564倍。火电行业的分析结果与整个电力工业类似,火电行业的β1=- 0. 0292,β2= 0. 5237,虽然在统计上并不显著,但一个明显的变化就是,当火电行业环境效率提高1个百分点时,生态效率将提高0. 5237倍,说明火电行业的环境问题是影响整个电力工业生态效率的主要因素。由此可见,对于电力工业而言,需要在控制发电规模的情形下不断优化电能结构,并加强环境管理、技术创新,在保障经济增长的情况下不断提高环境效率和生态效率。
4 结语
