热电联产市场消费状况分析

第一节 产品价格分析

一、价格趋势分析

由于影响电价上涨因素较多，下降的因素较少，未来电价水平将保持一定的增长趋势，上网电价尤其是输配电价、销售电价将会继续小幅上升。但长期来看，上网电价呈下降趋势，销售电价达到一定水平后将趋于稳定。大规模电源建设与电网建设形成的固定资产需要计提折旧和运行维护费用，财务费用也会增加。从电力供求因素来看，2008、2009两年电力供需呈现供过于求态势，电价难以上调反而下降，但从2010年开始，随着经济复苏，电力需求回升，供求关系有可能出现变化，电价还有上升空间。从长远来看，电力供求将处于平衡状态，电价也将保持平稳，但不排除局部的、结构调整。从政策来看，国家继续实行节能环保电价政策，电厂脱硫每千瓦时加价1.5分，以及在促进风电、太阳能、生物质能、水能等电源结构调整中，需要在销售电价中加收附加电价并提高标准，再加上我国电价与国外相比，相对较低，这都将推动电价水平上升。但是，国家节能减排实行“上大压小”政策，以及部分电厂以过还贷期，折旧和财务费用下降，将影响电价下降。

二、价格影响因素分析

（一）减支因素

我国在电力工业领域实行厂网分开，引入竞争机制，进而实行输配分开，左销售端引入竞争机制，会促使成本下降。由于我国正处在由传统的计划经济体制向社会主义市场经济体制过渡过程中，外部环境制约着电力企业改革的深化。主要核支因素是：

1、淘汰小火力发电机组

禁止新建大力发电机组，淘汰已建成的小火力发电机组是国家既定的方针。已建小火电机组情况差万别，有的小火电机组煤耗高，污染严重，成本高，上网电价高，淘汰这部分机组有利于降低成本和电价；但也有一部分小火电机组煤耗高，但煤价便宜，成本低、电价低。因此淘汰小火力发电机组对电价的影响有正、有负。

2、火力发电平均煤耗下降

由于小火力发电机组和超期服役机组的淘汰，大型、先进的机组比重增加，使火力发电平均供电煤耗下降，八五期间平均每年下降3克／千瓦时，九五头三年平均每年下降2克／千瓦时。如按全国平均标准煤价为250元／吨，每年火力发电平均下降2克／千瓦时计，每千瓦时供电量可以降低成本0.5厘，是非常有限的。

3、减人增效

工业发达国家在电力工业企业引入市场机制以后，减人是重要的增效因素。澳大利亚新南威尔士州太平洋电力在电力改革的初期就减人一半。我国电力企业职工人数相对于工业化国家大概要高出十倍左右，减人增效的潜力很大。但是，考虑到国家的稳定和职工的承受能力，不可能在短期内大量裁减人员，这不能不影响效益的提高。

4、管理费用的下降

电力企业管理费用下降有一定的空间，如果加强管理，控制开支，管理费用可以有一定程度的下降。但管理费用在电力成本中的比重不大，降幅虽大，其对成本的影响较小。

（二）增支因素

1、要保持合理的资产负债率

在改革开放期间修建的一些发电厂、独立发电公司，全部是靠贷款建立起来的，近年规定电力建设项目的资金比例占20%，也远低于国外的35％-40%，所以大多数电力企业负债率偏高。国家电力公司拥有计划经济年代的全部国有资产，改革开放以后拨改贷建成的电力工程，后来经国家批准已将贷款转为资本金。在这种情况下，由于偿债能力下降，负债率上升。要保持合理的资产负债率，必须提高自有资金投资率，必须提高偿债能力，这就要求所有的电力公司提高资产质量和盈利能力，必然要提高电价。

2、要保持合理的资金利润率

作为一个商业化运营的电力公司必须保持合理的资金利润率，才能提高自有资金投资能力和偿债能力。国外电力资金利润率达到10-12％，香港特区中华电力有限公司电力的资金利润率为13.5％，资本金利润率为15％。我国除独立发电公司和中外合作、合资、独资发电公司的资金利润率较高外，作为我国电力工业主体的国家电力公司资产利润率严重偏低。要保持电力工业合理的资金利润率，必然要提高电价。

3、电热欠费不断增加的影响

这几年电热欠费不断增加。在这些欠费中，有一部分将成为烂帐。在巨款欠费的情况下，电力企业为保持负债率、投资中资本金比例和偿债能力唯一的办法是提高电价。

4、火力发电厂环保设施增加的影响

国家已经发布了两控区，修改了大气污染法，对燃煤电厂的环保要求越来越严格，排污收费标准也将逐步提高，将要求火力发电厂增设脱硫、脱硝设施。一些大中城市及其周围已经不允许继续修建燃煤电厂，必然要实行远距离供电，如北京、上海、广州(包括珠江三角洲)都已先后提出不准继续修建燃煤电厂，所需电力要从外地引进。这些因素也会使电价上升。

三、主要销售模式

在我们国家里面，电力作为国家宏观控制和管理的资源，一直以来其市场受到了国家的严格限制，始终处于垄断经营地位。其产供销一体的制度，延续了几十年。

这种垄断体制产生的原因有其二：

首先，从历史上来看，这种高度计划管理的模式曾经为国家的经济建设提供了有力的能源保障，特别是解放后百废待兴的的环境下，需要用这种高度集中的方式将有限的资源进行统一分配，保证关系国计民生的重要领域的需求。

其次，由于电能作为特殊性商品，因其不可储存性，以及生产输送的环节要求的高投资高风险，使得民间资本不可能轻易进入这个市场，国家就成为了唯一的投资主体。即使是现在电力体制改革的前提下，国家也没有离开电网的资产所有者和管理者的角色，高额的的电网建设投资也是在国家作为保证人的前提下进行融资的。

四、典型企业销售渠道架构

国电吉林热电厂座落在吉林市，位于龙潭区徐州路。占地面积599.56万平方米，其中厂区面积63.12万平方米，灰场占地536.44万平方米。共安装高温高压锅炉13台（230吨/时锅炉9台、500吨/时锅炉2台、670吨/时锅炉2台），汽轮发电机组11台（2.5万千瓦4台、5万千瓦3台、12.5万千瓦2台、20万千瓦2台），总装机容量90万千瓦。其中，国电集团公司6、7号机组总容量10万千瓦。固定资产原值28.38亿元，净值16.76亿元。吉林电厂在吉林省特别是在吉林地区国民经济发展中，起着举足轻重的作用。发电量占全省的24.65%，供热量占全省的60.34%，承担着吉林地区85%的供电量，肩负着向化工、造纸、铁合金、炭素等32家大中型企业的供热任务；民用采暖主干线长度超过40公里，供热面积800万平方米，覆盖大半个吉林市。

2008年，国电东北公司新的目标责任制绩效考核，给企业经营发展提出了新的挑战。吉热厂调整工作思路，积极抢占蒸汽供热市场，主动与周边大企业、热用户和新建居民住宅的房屋开发公司建立合作伙伴关系，利用国家加大环境治理力度的契机，多次与该厂最大的蒸汽用户吉化动力厂和吉化总公司进行主动上门沟通，进行机组煤耗与成本的分析对比，从而使热用户进一步认可信服企业供热优势，主动提出增加蒸汽使用量的份额。1月份，吉热厂向吉化动力厂平均售汽量为335吨/小时，最高时达到370吨/小时，同比平均增加了48吨/小时；2月份，平均供热负荷较去年同期增加84吨/小时，增加蒸汽供热量20.41万吉焦。

要想在竞争激烈的市场大潮中站得稳，走的远，细节管理是关键。去年12月份，吉热厂与晨鸣纸业签订了购售热蒸汽合同，在送汽过程中因沿途管路多年停用缺陷较多，只好对管线进行全面大修。整个大修预计在2月末完成，3月初才可以实现开栓供汽。为了及早恢复对晨鸣纸业供汽，这个厂派出专职工作人员随时跟踪管路的检修进度，及时反馈沿途管线存在漏泄点的相关信息，提出相应的合理化建议，主动为热用户提供一切可能的支持和帮助。1月21日，吉林市晨鸣纸业管路检修任务提前一个多月全面完成。在开栓过程中，吉热的工作人员又马不停蹄地全程负责用户与生产方面的协调沟通，经过两天一宿的艰苦努力，停用5年之久的晨鸣纸业正式开栓并汽供热，计量系统同时顺利投入。细节管理为企业带来了丰厚的经济效益。2月份，吉热厂向晨鸣纸业平均送汽负荷达到了44吨/小时。

和谐共赢的客户关系，是筑固并扩大市场份额的基础保障。从进入07-08年采暖期开始，营销工作人员坚持每天与各用户进行沟通，每月两次到用户处核对供热计量表计，主动咨询用户方所供温度、流量要求。强化与生产部门的协调，尽最大能力满足用户对热负荷的需求，并注重加强征求用户的意见，保持信息渠道畅通，有效地避免了矛盾的发生。规范的供热管理、和谐互利的共赢关系，无形中拉近了供热双方的距离，使“吉林热电”在竞争激烈的供热市场中树立起了品牌效应。1月份，吉热厂采暖供热量比去年同期有较大幅度提高，平均每天采暖供热量较同期高出11138吉焦。

第二节 用户分析

一、用户关注的因素

（一）安全性和可靠性因素

由于电力和热力产品与用户的生产和生活息息相关，所以安全可靠的供给是用户考虑的首要因素。热电联产系统可独立于电网运行，也可与电网构成一个电力供应联合体。二者相辅相成，将大大增强电力供给的安全性和可靠性。

（二）价格因素

产品价格无疑是在用户的整个购买过程中较为关注的因素之一。当产品品质趋近时，价格甚至会成为整个购买过程能否顺利完成的决定性因素。电力和热力的价格直接关系到用户的生产生活成本，所以也是用户较为关注的因素之一。

二、用户购买渠道分析

由于热电联产行业的特殊性，消费者购买渠道主要是通过招标采购。招标采购是指采购方作为招标方，事先提出采购的条件和要求，邀请众多企业参加投标，然后由采购方按照规定的程序和标准一次性的从中择优选择交易对象，并提出最有利条件的投标方签订协议等过程。整个过程要求公开、公正和择优。与一般采购方式相比，招标采购具有以下特点：

1、招标是由参加投标的企业按照招标人所提出的条件，一次性递价成交的贸易方式，双方无须进行反复磋商。

2、招标是一种竞卖的贸易方式。

3、招标是在指定的时间和指定的地点进行的，并事先规定了一些具体的条件，因此，投标必须根据其规定的条件进行，如不符合其条件，则难以中标。