摘要：当前，我国经济进入新常态，供给侧结构性改革正在深入推进，企业正处于经济增长模式转换期和产业产品结构调整期，生态文明建设纳入“五位一体”总体布局，绿色发展成为趋势，面临的市场竞争日趋激烈，企业经营压力日趋加大，企业只有适应新常态，主动适应外部环境变化和要求，根据外部竞争环境的变化，及时调整发展战略，提高企业应对复杂局面的素质和能力，走转型发展之路，才能立于不败之地。

本文主要根据企业转型发展基本理论和方法，对河南能源鹤煤热电厂面临的生存发展问题，对其主要产品供电、供热从现状、政策、市场、技术等层面进行了深入细致的分析，并根据外部环境的变化，制定了热电厂转型发展思路和实施方案，推进企业转型，实现由“发电为主，兼顾供热”转型为“供热为主，兼顾发电”的经营模式。经过一年多的实施，投资7300余万元实施了余热加收利用技术改造，回收余热69兆瓦，供热能力达到329兆瓦，供电煤耗下降18.6g/kwh，增加供热效益2000余万元。通过降低工业供热价格，扩大工业用热用户，年增加工业供热收益250.3万元。为企业的生存发展奠定了基础。

关键词：企业转型  运营模式  生存发展  产品结构调整

一、企业面临的问题与挑战

（一）鹤煤热电厂基本情况

鹤煤热电厂隶属河南能源鹤煤公司，是鹤壁市最大的循环经济企业。总投资13.5亿元，于2005年4月20日开工建设，总装机容量2×135MW。1号机组于2006年11月16日投产发电，2号机组于2007年4月27日投产发电。年发电12.4亿kWh（4600小时），年产值4.2亿元左右。

（二）企业目前面临的问题

为提高经济运行质量和效益，鹤煤热电厂先后完成了热网首站扩容改造、热电联产认证、1号机组自备申报和投运工作，并根据国家对环保的要求，先后完成了脱硝工程改造、超低排放改造和220KV升压站向牟山站直连直供改造工程。进入新时代，热电厂面临着电力市场竞争激烈，更为主要的是热电厂机组小，面临政策性关停问题。

2017年河南省出台相关政策，对火电机组在十三五期间的关停和运行提出相关要求，河南省发展和改革委员会2017年8月下发《河南省煤电行业淘汰落后产能专项行动方案》（征求意见稿）的通知，河南省发展和改革委员会2017年11月下发“豫发改能源[2017]1206号”文件《河南省发展和改革委员会关于转发<国家能源局关于下达2017年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知>的通知》，要求在保障供电热力安全供应的前提下的前提下依法依规关停符合未实现超低排放、供电煤耗不达标、服役期满、未取得发电业务许可等条件的煤电机组，对京津冀大气污染传输通道城市及洛阳、三门峡、平顶山（简称“7+3”城市），全面淘汰30万千瓦及以下纯凝煤电机组。

对照河南省对淘汰落后产能的相关政策，热电厂目前暂时不在关停之列。但热电厂目前平均供电煤耗358克/千瓦时，与要求的不能高于331克/千瓦时的标准差距较大，面临关闭风险和生存问题。

二、鹤煤热电厂转型发展实践

企业转型发展的根本动力来源于企业家的追求，市场竞争以及政策、环境导向。企业转型必须适应新常态，以高质量、有效益为目标，优先考虑管理创新、技术创新，深入分析市场、技术、资源、政策等外部环境因素的变化，根据外部竞争环境的变化，及时调整发展战略，有针对性地细化分解实施。

（一）开展转型升级大讨论

热电厂按照鹤煤公司转型发展工作整体安排， 组织开展了转型发展大讨论活动，以“产业转型求突破，绿色发展促提升”为主题，紧紧围绕“为啥转、往哪转、如何转、何时转”等问题开展了深入讨论，解决了思想认识问题，对企业目前的情况进行了深入细致的分析诊断，明确了转型发展思路，并针对问题寻求转型对策，为下一步往哪转、如何转奠定了基础。

（二）近年来供电供热分析

1.供电状况

（1）两台机组供电能力及电量交易改革情况

热电厂装机容量为2×135MW，按照设计发电小时数（5000小时）计算，年发电量可达13.5亿千瓦时。

2017年以前，热电厂全年发电负荷由省发改委下达全年计划，省电力公司实时调度。年发电利用小时数一般在4000小时左右。2017年以来，河南省开始在电厂和用户之间实施电量市场交易，电厂电量由两部分构成。一部分为省发改委下达的基础电量，发电小时数在2000小时左右；一部分为电厂根据自身发电成本承受能力所争取的市场交易电量。

（2）2016年以来，热电厂供电情况：

由上表数据可以看出，2016年以来，热电厂供电现状基本呈现以下几个特点：

①1号机虽为自备管理，但自备电量负荷低，自备电量实际负荷低于上表中统计电量，1号机组处于半负荷运行状态；目前，自备电量增量负荷尚未形成，自备机组对效益的支撑没有改进。

②2号机基础电量低。全年下发的发电利用小时数一般控制在2000小时左右，非供暖期间的负荷没有保证。

③2号机市场电量交易占比逐步变大。电力市场交易自2017年实施以来，交易市场竞争充分，竞价上网压价幅度过大，对收入影响较大。2018年，市场竞争呈现恶化趋势，交易电量合同签订和履行上异常困难；受发电成本制约，容量较小的机组即使停机，也不再参与市场交易。

④供电煤耗偏高。热电厂由于机组小、负荷低、热电比小，供电煤耗高于河南省规定标准。2017年，供电煤耗为359克/千瓦时；2018年，供电煤耗预计为358克/千瓦时。

⑤受煤价影响，发电成本逐年增加，扭亏为盈步履艰难。2016年，亏损585万元；2017年，亏损1066万元；2018年，亏损2916万元。

2.鹤煤热电厂供热情况分析

（1）两台机组供热能力

鹤煤热电厂两台机组具有2×30吨/小时工业抽汽、2×190吨/小时供暖抽汽能力，2018年，已对两台机组实施了再热冷段工业抽汽改造，改造后工业抽汽能力提高为2×38吨/小时。目前，可实现对鹤壁新区集中供热能力249MW，目前最大供热面积可达550万平方米。

（2）居民供热状况

2016年以前，热电厂年度向鹤壁新区集中供热205万吉焦，供热面积达510万平方米；2016年采暖季，鹤淇电厂参与对新区南部集中供热后，热电厂年度向新区集中供热152万吉焦，供热面积400万平方米。与热电厂目前最大供暖能力相比，还有150万平方米的富余量。

（3）2017年、2018年热电厂供热情况

3.河南省电力行业形势分析

（1）发电能力超过电力需求。目前，河南省装机容量  7500万千瓦，而电力需求一般在3000-4000万千瓦，低谷时仅需1900-2000万千瓦，煤电出现大规模过剩。

（2）电力市场竞争激烈。2017年，河南省要求125MW级及以上的统调公用火电企业及用户开始申报交易电量，按照集中撮合和双边协商方式开展电力交易。目前，大型发电集团煤电上网电量市场化率已超过了50%。由于市场竞争激烈，市场电量交易平均单价大幅降低，发电企业难以承受。

2017年，热电厂购买市场交易电量4.05亿千瓦时，交易平均单价0.2927元/千瓦时，比上网标杆电价0.3231元/千瓦时低0.0304元/千瓦时；2018年，热电厂购买市场交易电量3.2亿千瓦时，交易平均单价0.2884元/千瓦时，比上网标杆电价0.3344元/千瓦时低0.046元/千瓦时。

（3）煤电去产能力度加大，电力市场化交易成为煤电去产能的有效手段。

党的十九大报告要求以市场化办法增加清洁电力供应，其中包括用发电权交易办法进行补偿。加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重。现在国家大力推行的电力市场化交易，本身就是一种优胜劣汰，也是煤电去产能的有效手段。

（4）接受外输电比例逐步加大，火电机组平均发电利用小时数降低。

河南省全年用电量在3200-4000亿千瓦时左右，其中，接收外输电比例：灵宝换流20亿千瓦时，哈郑400亿千瓦时，三峡70亿千瓦时。接受外输电比例达15%左右，导致全省机组平均利用小时数同比降低。

“青电入豫工程”（青海至河南800KV特高压输电线路）即将开工建设，建成后将进一步压缩河南火电的发电空间。

2017年，全省火电机组平均利用小时数2707小时，同比减少27小时。

（5）电力行业总体形势。电煤价格同比继续提高，市场化交易导致电价下降，火电能源过剩严重，发电利用小时数逐年降低，火电企业整体亏损，不少机组都处于未开工或待机状态。

4.供热形势分析

《煤电节能减排升级与改造行动计划》（2014-2020年）中提出：积极发展热电联产。坚持“以热定电”，到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重力争达到28%。

《河南省煤电行业淘汰落后产能专项行动方案》（2017-2020年）中提出：2020年，河南省增加供热能力2.2亿平方米。

热电厂两台机组是已经省发改委认证的热电联产机组，担负着向鹤壁金山工业园区工业供气以及向鹤壁新区北部集中供暖的政治任务，是向鹤壁新区供暖的重要热源，也是一项重要的民生工程。

（1）居民供热形势分析。根据市住建局规划，鹤淇电厂主要为南部部分区域以及淇县、浚县、滑县供热。仅鹤壁新区，目前未供热面积达900多万平方米；至2020年期间将新增供热面积900万平方米。

（2）工业供汽形势分析。随着国家环保政策趋严，鹤壁市市区及周边区、县范围内的小锅炉被陆续取缔，大量工业企业因此失去生产热源，热电厂迎来了发展工业负荷的难得契机。

金山工业园区将驻足东昇制果食品有限公司等潜在的工业用汽用户，东昇制果一期规模用汽量在1000-1500吨/天，目前意向工业热用户与原有工业热用户的需求总量已达到100吨/小时。

工业抽汽负荷达到100吨/小时，热电厂将降低供电煤耗20-25克/千瓦时。

5.供电、供热前景对比分析

(1)由电力发展趋势来看，发电产业困难重重，主要表现为计划电量少、市场交易电量竞争激烈，再加上热电厂机组容量小，发电成本高，市场竞争力弱，发电已解决不了热电厂的生存和发展问题。

(2)由供热发展趋势来看，集中供热为政府倡导路径，且具有区位优势。

(3)鹤壁市新区集中供暖有两个热源，鹤淇电厂和鹤煤热电厂。目前，在集中供暖方面，鹤壁市在2020年规划中对热电厂向新区集中供暖还没有可行的替代方案。

(4)无论是鹤淇电厂，还是鹤煤热电厂，集中供暖均受距离限制。

(5)综合分析，无论是居民供暖，还是工业供汽，对于热电厂来说，都大有发展空间。热电厂供热量达到时，在生产经营上不再担心电力调峰、负荷分配问题，且能大幅降低生产成本，供电煤耗将大幅下降，有望达到河南省规定标准，避免热电厂被纳入关停行列。

6.分析结论

供热是解决热电厂生存、实现持续发展的重要手段和途径，发电要作为改进、提高热电厂效益的辅助手段尽力争取发电和供电负荷。

（三）转型规划方案

1.转型发展规划总体思路

根据发电、供热形势的对比分析，热电厂要大力推进转型升级，实现由目前的“发电为主，兼顾供热”逐步转型为“供热为主，兼顾发电”的经营模式。力求通过扩大、提高供热，提高机组热电比，降低供电煤耗，破解影响热电厂生存和发展的瓶颈。

为此，热电厂产业转型着力在发展供热上做文章，解决生存和发展问题；在供电上求突破，进一步提升经济效益。要通过供热改造，提升机组供热能力，改进能力上的缺陷；通过发展热用户，提高机组热电比，补齐实施上的缺口；通过发展电用户，提高机组负荷率；通过实施科技创新，提升“双降”（降低煤耗、降低厂用电率）成效。

2.供热三年规划实施方案

围绕转型升级规划，在供热方面要做好两项工作。一是通过改造，提高机组的供热能力；二是通过洽谈，主动发展热用户。

（1）工业供汽发展规划方案。积极扩大工业供汽能力及工业用汽用户。

①对工业供汽系统改造，大幅提高供热能力。通过对郑州泰祥热电厂工业供热现状考察，结合机组自身机、炉特性，预计最大供热能力扩容改造可以将工业负荷供热能力提升至180t/h，约降低全年平均供电煤耗50g/kwh。最大能力供热扩容改造配套还要相应进行锅炉补给水处理系统扩容改造和供热管网建设。热电厂现有锅炉补给水处理系统的形式为一级除盐+混床，运行方式一运一备，单套补给水处理系统的制水能力为100t/h，满足日常机组运行的排污损失、机组自用汽、工业供热损耗等需要。热电厂目前的工业用户总需求量约为20t/h，照此负荷计算，工业蒸汽损耗（疏水不回收）与机组汽水损耗（双机运行）总计消耗除盐水量约为60t/h，即锅炉补水给处理系统的余量只有40t/h。工业供热系统做最大供热能力改造后，如果按照最大工业供热能力180t/h计算，比照现在将出现160t/h除盐水需求增量，显然目前40t/h的除盐水余量已经无法满足需求；热电厂目前工业供热主管网管径Φ370*9mm，最大输送能力60t/h。进行工业供热最大能力改造后，目前的供热管网将出现120t/h的输热能力缺口，因此为确保供热管网输送能力达到要求，必须对现有供热管网进行增容改造。

②加强对供热的政策研究，以价格优势吸取用户。针对大用户，制定阶梯热价，以价格优势促进双方互利双赢。

（2）居民供热发展规划方案。扩大供热能力，扩大供热面积。

①加大协调、沟通力度，扩大供热面积。

2017-2018年供热季，供热面积约400万平方米，距离余热利用改造后的供热能力还有316万平方米的富余。经与市住建局和淇滨热力公司沟通、汇报后，市住建局同意在热电厂供热能力增加的情况下，淇滨新区北部以及热电厂有效供热距离内的新增供暖面积，优先考虑由热电厂供热。

②实施余热利用改造。

通过溴化锂吸收式热泵技术回收循环水余热，用以淇滨新区居民采暖供热。改造项目主要包含热机、水工、电汽、热控、土建、消防六部分。新增设备主要包括5台50千瓦溴化锂热泵，并对原有热网循环水泵进行增容改造。本改造工程实现回收余热69兆瓦，热电厂供热能力可达到329兆瓦。系统主要技术参数：满足716万平方米采暖，供回水温度114/50℃，热网水循环流量4380t/h。提高汽机背压至8.7kPa，循环水温度40～35℃，热泵的循环冷却水流量为11891t/h。

③做2号机背压改造。

机组高背压改造项目投资约需2500万元。通过低压缸光轴或零出力技术进行高背压改造，影响热电厂供热能力的难题将得到有效破解。至此热电厂供热能力达到400MW（暂按25%调峰计算），提升供热能力70MW。系统主要技术参数：热网水循环流量5293t/h，循环水温度40～35℃，总供热面积1185万平米（含调峰），热网供回水温度115/50℃。

三、转型发展实施及成效

1、提高对外供热能力，增加供热收入

根据转型发展规划方案，2019年热电厂投资约7350万元实施了循环水余热利用项目。改造项目主要包含热机、水工、电汽、热控、土建、消防六部分。新增设备主要包括5台50千瓦溴化锂热泵，并对原热有热有热网循环水泵进行增容改造。通过回收汽轮机的乏汽余热向城市供热，机组增加供热能力69MW，热电厂供热能力可达到329兆瓦。总供热面积达到716万平方米，有效降低全厂全年供电煤耗18.6g/kWh，实现变废为宝，提高电厂对外供热能力，增加供热收入2000多万元，使热电厂从发电为主向供热为主的转型迈出了一大步。

2、实施技术改造，降低煤耗

通过循环水余热利用、机组高背压改造及发展工业热负荷等供热改造项目的实施，可降低供电煤耗40.9克/千瓦时。随着未来采暖及工业热负荷的增加，最大可实现降低供电煤耗65.9克/千瓦时。届时热电厂的供电煤耗可达到306.4克/千瓦时，最低可实现279.1克/千瓦时，此能耗水平已经能够满足《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258-2013）要求，热电厂将不在国家及省淘汰煤电落后产能之列，而且会实现华丽转身，扭亏为盈。

3、合理定价，降低成本，提高经济效益

热电厂近年来热用户发展缓慢，热价偏高是其中一个主要影响因素。为此科学、合理调整供热价格，按照40元/GJ基准供热，在带动老用户扩大产能增加用热量的同时，吸引潜在优质热用户入住热电厂周边。

以2018年发电量12.04亿kwh，供电量10.58亿kwh计算，每增加1吨工业抽汽全年供电煤耗约降低0.245g/kwh，如果达到每小时新增工业抽汽供汽量15t/h，则可降低年均供电煤耗约3.675g/kwh。

工业蒸汽完全成本为27.63元/GJ，降价后的蒸汽价格按40元/GJ（不含税为36.7元/GJ）计算，降价减少供热利润43.65万元，但降价后，工业热用户增加，增加供热量32.4万GJ，可新增利润293.87万元，年增加净利润250.3万元。