专业性
责任心
高效率
科学性
全面性
一、火电行业发展阶段评价
最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。
火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。
二、火电行业技术水平和能耗水平评价
1、技术水平评价
1）继续提高超临界火电机组效率
就能量转换的形式而言，火力发电机组的作用是将燃料（煤、石油、天然气）的化学能经燃烧释放出热能，再进一步将热能转变为电能。其发电方式有汽轮机发电、燃气轮机发电及内燃机发电三种。其中汽轮机发电所占比例最大，燃气轮机发电近年来有所发展，内燃机发电比例最小。汽轮机发电的理论基础是蒸汽的朗肯循环，按朗肯循环理论，蒸汽的初参数（即蒸汽的压力与温度）愈高，循环效率就愈高。目前蒸汽压力已超过临界压力（大于22.2MPa），即所谓的超临界机组。进一步提高超临界机组的效率，主要从以下两方面入手。
（1）提高初参数，采用超超临界
初参数的提高主要受金属材料在高温下性能是否稳定的限制，目前，超临界机组初温可达538℃～576℃。随着冶金技术的发展，耐高温性能材料的不断出现，初温可提高到600℃～700℃。如日本东芝公司1980年着手开发两台0型两段再热的700MW超超临界汽轮机，并相继于1989年和1990年投产，运行稳定，达到提高发电端热效率5%的预期目标，即发电端效率为41%，同时实现了在140分钟内启动的设计要求，且可在带10%额定负荷运行。在此基础上，该公司正推进1型（30.99MPa、593/593/593℃）、2型（34.52MPa、650/593/593℃）机组的实用化研究。据推算，超超临界机组的供电煤耗可降低到279g/kWh。
（2）采用高性能汽轮机
汽轮机制造技术已很成熟，但仍有进一步提高其效率的空间，主要有以下三种途径：
首先是进一步增加末级叶片的环形排汽面积，从而达到减小排汽损失的目的。末级叶片的环形排汽面积取决于叶片高度，后者受制于材料的耐离心力强度。日本700MW机组已成功采用钛制1.016M的长叶片，它比目前通常采用的12Cr钢制的0.842M的叶片增加了离心力强度，排汽面积增加了40%，由于降低了排汽损失，效率提高1.6%。
其次是采用减少二次流损失的叶栅。叶栅汽道中的二次流会干扰工作的主汽流产生较大的能量损失，要进一步研制新型叶栅，以减少二次流损失。
最后是减少汽轮机内部漏汽损失。汽轮机隔板与轴间、动叶顶部与汽缸、动叶与隔板间均有一定间隙。这些部位均装有汽封，以减少漏汽损失。要研制新型汽封件以减少漏汽损失。
2）洁净煤技术
火力发电发展至今，其一次能源仍以煤为主。如我国煤炭在一次能源的生产和消费中占了大头，同时煤电在电力装机总容量中占了75%，这种格局在21世纪中叶以前不会有大的改变。众所周知，燃煤发电目前存在着两个突出的问题：一是燃煤技术有待改善，煤的利用率要进一步提高；二是煤燃烧除放出热量外，还会产生大量的烟尘、二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染环境的排放物。我国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的90%都来自燃煤。如何提高煤的利用效率和降低燃煤对大气的污染是我们迫切要解决的任务，为此，一个新的技术领域即洁净煤技术应运而生了。
所谓洁净煤技术是指煤炭从开发到利用全过程中，旨在减少污染排放和提高利用效率的加工、转化、燃烧和污染控制等高新技术的总称，按其生产和利用过程，大致可分为三大类。
（1）燃烧前的煤炭加工和转化技术
煤炭加工技术是指在煤炭燃烧之前，以物理方法为主对其进行加工的各类技术，主要包括洗选、型煤、水煤浆技术。煤炭转化技术是指在燃烧之前对煤进行改质反应，包括煤气化和液化两种。
洗选处理：
洗选是用物理和机械加工方法，将煤中杂质除去并生产出不同质量，不同规格产品的加工过程。生产中应用最广泛的方法有重力选煤和浮法选煤两种。洗选可除去煤中60%的灰份和40%～50%的黄铁矿硫，并可回收黄铁矿。现阶段煤炭洗选加工已较成熟，发展的重点已由过去的炼焦煤转为动力煤，由过去的注重除灰转为降灰与除硫并举。洗选加工技术是洁净煤技术的源头技术，据预测，到2010年，中国将使总入洗原煤达到8.08亿吨，入洗比例高达40%。此技术未来发展重点是脱硫与排矸并举，提高选煤厂自动化水平，发展深度降灰脱硫技术及干洗或省水法脱硫。
型煤加工：
型煤加工是用机械方法，将煤制成一定粒度和形状的煤制品。高硫煤加工时可加入固硫剂，以减少二氧化硫排放量。型煤多用于民用和工业。在工业型煤中，蒸汽机车试烧型煤与烧大块煤相比，可节煤10%；与烧中块煤比，可节煤25%；与烧散块煤比，节煤高达30%。同时机车效率可提高15%～18%，二氧化硫排放量可减少23%～80%，二氧化碳排放量减少47%～90%。
工业型煤今后发展的重点是发展高固硫率工业燃料和气化型煤。
水煤浆：
水煤浆是一种煤基流体燃料，它是由一定比例的煤粉、水和少量化学添加剂加工而成，具有一定的流动性和稳定性的流体，且雾化性能好，可直接燃烧。水煤浆技术最重要的目的是以煤代油，节省能源，减少环境污染。与烧原煤相比，电厂燃用水煤浆可降能耗2.9%，2吨水煤浆可替代1吨燃料油，而其价格不到燃料油的1/3。水煤浆按质量和用途可分为精选水煤浆、超精细水煤浆和煤泥水煤浆。它的商业化市场潜力很大，该技术的发展以加快工业推广为主。我国水煤浆的研制起步早，与国外同步，技术优于国外。
煤炭气化：
煤炭气化的一般方法是把经过适当处理的煤送入反应器，在一定的温度和压力下通过气化剂（空气或氧气），以一定的流动方式转化为气体。煤气化主要产生一氧化碳和氢气，灰份形成废渣排出，气化后可脱除气态硫和氮的成分。经过净化和气化后的煤可代替天然气，直接利用燃气轮机发电，既可提高煤炭利用率，又减少了环境污染。
目前，煤炭气化的另一种方法是地下气化，它是煤炭开发利用的主要方向之一。地下气化是对仍处于地下的煤炭进行可控燃烧，从而产生可燃气体引到地面利用。这一方式变常规物理采煤为化学采煤，将地面的气化炉搬到地下，使建井、采煤、气化三大工艺合而为一。世界上目前只有极少数几个国家掌握这一技术，中国是其中之一，山东新汶集团煤炭地下气化已实现产业化。
煤炭液化：
煤炭液化分间接液化和直接液化两种。间接液化是先将煤气化，经净化后再进行改质反应成液态燃料。直接液化是把煤直接转化为液体产品，EDS法、SRC法、氢-煤法、煤-油共炼法等都是采用某种方法将煤和氢混合，再在反应器中分解炼制成液体燃料。液化后的煤可代替油直接喷入炉内燃烧，由于省去了煤粉制备装置，电厂系统大大简化，同时燃烧效率提高，污染排放物大大减少。
（2）燃烧中净化技术
燃烧中净化技术是指燃料在燃烧过程中提高效率减少污染排放的技术，它是洁净煤技术的重要组成部分，由五项技术组成。
先进的燃烧器：
改进锅炉设计，采用先进的燃烧器，以减少污染排放，提高锅炉效率。目前，已有低NOx燃烧器，其燃烧过程是燃料和空气逐渐混合，以降低火焰温度，从而减少NOx生成；或者调节燃料与空气的混合比，只提供够燃料燃烧的氧量，而不足和氮结合生成NOx。还有喷石灰石多段燃烧器、加天然气再燃烧器以及炉内脱硫等技术。
循环流化床技术（CFBC）：
流化床炉，亦称沸腾炉，在化工、冶金工业中早有应用，但目前在电力工业中应用不多，这是因为此种炉型还未大型化的原因。流化床炉，是利用风室中的空气将固定炉篦或链条炉排上的灼热料层吹成如沸腾液体般流态化颗粒层状态，使其与预先制得的小颗粒煤粒一起上、下翻滚燃烧的锅炉。炉中煤粒呈沸腾状燃烧，煤粒与空气的搅动和混合特别强烈，煤粒加热及燃烧极好。
被称为第二代流化床燃烧锅炉的循环流化床炉，采用了飞灰复燃装置，它将被烟气带走的小煤粒经高/中温除尘器分离后送回燃烧室循环（二次）燃烧，燃烧效率提高。这为大型化创造了条件，便于在电力工业中推广。此技术可进行炉内脱硫，在燃烧室中加入石灰石为脱硫吸附剂，烟气中二氧化硫与石灰石受热后分解出的氧化钙反应生产硫酸钙而被脱掉。
循环流化床技术特点：清洁燃烧，脱硫率可达80%～95%，NOx排放可减少50%，这是它最大的优点；对燃料适应性强，可烧劣质煤、煤矸石；燃烧效率高，可达95%～99%；负荷适应性好，可在30%～100%额定负荷内稳定调节。
自德国1954年建成第一台工业沸腾炉后，各国迅速发展应用，上世纪80年代中期，美、英、德各国都投运了130T/H炉（配30MW机组）。之后，又进行了配600～1000MW大容量沸腾炉的设计研究。我国四川白马电厂300MW循环流化床示范工程今年年底将开工，此为引进技术。我国首台国产化410T/H循环流化床炉已在江西分宜电厂动工兴建。
增压流化床联合循环技术（PFBC-CC）：
以上所述循环流化床炉，炉膛内为常压，炉温为850℃～1000℃。所谓增压，是指在压力为10～16个大气压的燃烧室中，床温控制在850℃～900℃范围内，煤粒与空气进行激烈的燃烧反应，生成高温高压烟气，即燃气。燃气先进入燃气轮机发电（出力占总出力20%～25%），排出的烟气进入另一台锅炉，利用产生的蒸汽再带动汽轮机发电，形成燃气和蒸汽两部分发电的联合循环，故称为增压流化床联合循环。此项技术可进行炉内脱硫脱氮，炉内燃烧生成的二氧化硫与加入的石灰石反应生成硫酸钙被脱掉，NOx排放量大大减少。
增压流化床联合循环技术具有适合新建电站和旧电站改造、占地面积少、可用系数高、灰渣综合利用100%，系统相对简单等优点。我国江苏贾汪电厂将建设两台200MWPFBC-CC示范工程。
整体煤气化联合循环技术（IGCC）：
整体煤气化联合循环技术是当今国际上正在兴起的一种先进的洁净煤技术，是目前已进入商业化运行的洁净煤发电技术中发电效率和环保性能最好的技术。发电效率可达45%以上，二氧化硫排放可控制在10毫克/标准立方米左右。
IGCC的原理是：煤经过气化和净化后，固体燃料已转化成清洁气体燃料，以此驱动燃气轮机发电，再用排出的高温燃气进入锅炉，产生蒸汽带动汽轮机发电，形成燃气与蒸汽联合循环发电。现在，全世界已建、在建和拟建的IGCC电站近30套，最大的为美国的440MW机组，计划或可研中容量为德国900MW和前苏联1000MW机组。目前我国正在山东烟台筹建IGCC电站示范工程，一期建设规模为一台300MW或400MW机组，并留有扩建余地。IGCC电站优点：热效率高，目前已达43%～46%，计划在2010年达到50%；环保性能好，脱硫率98%～99%，NOx及CO2排放减少；燃料适应性强，对高硫煤有独特的适应性；可用于老机组的改造。
直接燃用超净煤粉的燃气—蒸汽联合循环技术（CEN-CC）：
CEN-CC是一种正在开发之中的洁净煤发电方式。现在人们已经掌握相对价廉地制取含灰量仅为0.2%超净煤粉的制备技术，超净煤粉可在燃气轮机中直接燃烧发电，然后再与蒸汽轮机组成“联合循环”发电。资料显示：此技术单机功率已达300MW，供电效率为44%～46%，环保性能好，投资费用低。
（3）燃烧后净化技术
燃烧后净化技术是指燃烧后烟气的脱硫技术。目前，一般火电厂，特别是发展中国家火电厂对待烟气排放处理，仅限于除尘，而不注意脱硫，这与环保要求相差甚远。按可持续发展要求，烟气脱硫是一项重要任务。目前，广泛使用及开发研究的脱硫工艺有以下几种。
石灰石（石灰）石膏湿法脱硫工艺：
此法用价廉易得的石灰石（CaCO3）或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎研磨成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化后制成吸收浆液，此法又称钙法。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的石灰石及鼓入的氧化空气进行化学反应，生成石膏被脱除。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收成副产品石膏，吸收浆液可循环使用。此法是目前世界上应用最广、规模最大的脱硫方式，脱硫效率可达95%以上，吸收剂利用率达90%以上。若副产品石膏得不到利用，又会造成新的污染（即石膏堆积污染），这是此法的不足之处。
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺：
该工艺分两段进行，第一段是炉内喷石灰石粉脱硫，第二段是尾部烟道增设增湿段，以提高脱硫效率。将石灰石粉喷入炉膛850℃～1150℃的温度区内，石灰石受热分解出氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到部分脱硫。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率低。在尾部增湿活化反应区内，增湿水雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙，再与烟气中的二氧化硫反应，达到进一步脱硫的效果。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到一定应用，采用这一工艺的最大单机容量已达300MW。我国南京下关电厂已引进这一工艺。
电子束法脱硫工艺：
该工艺由排烟预除尘、烟气冷却、氨的加入、电子束照射和副产品捕集等工序组成。锅炉排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理得到预除尘后进入冷却塔，在喷射入的冷却水冷却下，烟气温度降到适合于脱硫脱氮的温度（约70℃）。经过冷却后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气混合物喷入，经电子束照射后，烟气中的SOx、NOx在自由基作用下与氨进行中和反应生成硫酸铵和硝酸铵的混合粉体，这一副产品为化肥。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部排出，其余部分被除尘器捕集，净化后烟气经脱硫风机由烟囱排入大气。此工艺仅在日本、美国进行过一些小型工业试验，尚无大型机组的应用业绩。我国成都热电厂一台200MW机组上，中日合作电子束脱硫工艺装置已投运。
NADS氨-肥法：
这是我国学者近期提出的一种新的脱硫方法，它以化肥工业为基础，以氨（NH3）作为脱硫剂，将烟气中的二氧化硫回收，生产出高效农用化肥。此法在25MW机组中型试验已获成功。目前，研究者正进行200MW机组的放大示范研究。NADS氨-肥法在工艺上的重要创新是，不仅可生产硫酸铵，还可生产磷酸铵和硝酸铵，同时联产高浓度（98.3%）硫酸。结合不同条件，生产不同化肥，灵活性较大，因此称为氨-肥法。
与前述钙法相比，NADS氨-肥法的副产品是作为农业大国的中国所必需的化肥，而不是我国蕴藏量大且质优的石膏，所以NADS技术将对我国的电力工作和煤炭工业、化肥工业和农业生产产生积极、深远的影响。
喷雾干燥法脱硫工艺：
此工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置。在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到脱硫目的。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之下降。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒状物质随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集。脱硫后烟气经除尘器后排放。此法在美国、西欧一些国家有一定应用，最大单机520MW，该法技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高。
海水脱硫工艺：
海水脱硫工艺是利用海水碱度达到脱除烟气中的二氧化硫的目的。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入塔内的烟气，烟气中二氧化硫被海水吸收而除去，净化后烟气经除雾器除雾，经烟气加热器加热后排放。吸收二氧化硫的海水与大量未脱硫海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的三氧化硫被氧化成四氧化硫，并使海水的PH值和COD调整达到排放标准后排入大海。
此工艺一般适用于靠海、扩散条件较好的电厂，继印度TATA电厂在500MW机组上安装两台海水脱硫装置之后，英国、印度尼西亚也相继采用。我国深圳西部电厂一台300MW机组海水脱硫试验示范项目已付实施。
3）燃气-蒸汽联合循环发电技术
上世纪四十年代出现燃气-蒸汽联合循环试验电厂，自此之后，经过多年的改进，技术已经成熟。其工作原理是：石油（天然气）燃烧生成的高温高压燃气首先推动燃气轮机发电，燃气轮机排出的烟气（温度通常为400℃～600℃）进入余热锅炉作为燃料，余热锅炉产生的蒸汽推动汽轮机发电，形成燃气-蒸汽联合循环发电。随着石油、天然气产量的不断增长，特别是由于天然气储量大大高于石油，此类发电技术日益得到重视。随着洁净煤技术的不断完善，燃气轮机的燃料已不再局限于石油及天然气，前文所述的增压流化床产生的高温高压烟气、整体煤气化得到的气态煤以及超净煤粉均可成为其主要成员，此联合循环发电大有可为。燃气轮机的技术尚有一定发展空间：采用提高压缩空气温度以及多喷嘴的燃烧技术。可以预测，联合循环效率可由目前的50%提高到60%。
这一发电方式优点：效率高；投资与发电成本低；可靠性高；灵活性高，启动快，整套机组冷态启动不过3小时，热态只需1小时；占地少，节水。
4）燃煤磁流体发电技术
磁流体发电原理是：高温导电气体（等离子体）高速切割磁力线产生感应电动势。燃煤磁流体发电是在煤燃烧产生的高温烟气中添加电离种子钾，然后通过磁流体发电机发出直流电，再逆变成交流电；排出的烟气温度仍很高，进入下游余热锅炉，产生蒸汽推动汽轮机发电。
我国是较早开发此技术的国家之一，该技术1986年列入国家高技术计划，目前已有25MW试验基地。这一发电方式优点：联合循环发电热效率高，可达55%；由于添加的电离种子钾与硫反应生成钾的硫化物，回收种子时起到了自动脱硫的作用；磁流体发电部分无旋转部件，高温设备可通水冷却，机械强度易得到保证；磁流体发电不象汽轮机发电那样需要冷凝排汽的冷却水，因而可节约大量用水。
5）空冷发电技术
一般汽轮机的排汽进入凝汽器，由循环冷却水对排汽进行冷却，使其凝结成水。这种冷却方式需要大量循环水，一个1000MW大型火电厂每天用水量约500万吨，耗水量约10万吨，相当于一座中等城市的日用水量。在缺水和少水地区，这一水冷方式难以实现。而汽轮机排汽采用冷却这一新技术已得到广泛应用。它有直接空冷与间接空冷两种：所谓直接空冷是汽轮机排汽进入空冷散热器，用空气直接冷却排汽；间接冷却是用空气来冷却循环凝结水，再用冷却后的循环凝结水与排汽直接接触冷凝排汽。我国已能自行制造200MW间接空冷机组，并于1993年在内蒙古丰镇电厂投运4台。配合西部大开发战略，这一技术的优点将更为突出。
6）火电厂计算机控制技术
火电厂发出的电量时刻都要满足外界用户负荷的需要，其生产过程的变化是十分复杂、迅速和连续不断的，且产、供、销瞬间同时完成。为保证火电厂设备的安全、经济运行，火电厂自动化水平目前已达到相当高的程度。随着高参数、大容量机组的出现以及高新技术的采用，电厂设备更多、系统更复杂，监视、控制项目更多，对自动化要求更高。由于电子计算机技术的迅速发展，火电厂机组的生产过程已实现计算机控制。计算机技术在火电厂应用的研究始于上世纪六十年代初，七十年代由于计算机技术高度发展才取得实际应用。计算机控制技术仍处于不断发展之中，起初，计算机只是起巡回检测、越限报警、自动显示、打印制表等作用。后来，计算机可用于直接数字控制，进而实现局部最优控制，现在已能实现全系统的最优控制。
（1）计算机控制功能
安全监视、数据处理：
包括巡回检测、参数处理、越限报警、参数显示、制表打印、性能计算等。
正常调节：
正常运行时，对锅炉、汽轮机、发电机等主辅设备进行直接或间接调节。
管理计算：
对生产过程可按数学模型进行计算，寻找最优工况，实现最优控制；对各运行指标进行计算，改善全厂的运行管理。
事故处理：
对生产过程进行监视和趋势预报，事故发生时进行分析和处理，并记录下事故时的设备状态和参数，供分析事故用。
机组启停：
按编好的程序，实现机组自动启动或停机。
（2）计算机控制方式
集中控制：
是指一台发电机组或全厂各台机组的监视、控制及管理都集中于一台或两台计算机上，这一方式简单。
分散控制：
把控制任务分散在下层各台微型计算机上，在上层设置小型或中型机进行总的管理，形成分散控制系统（DCS），这是一种很有前途的控制方式。
实现计算机控制有以下优点：提高运行效率及运行稳定性；减少和避免重大事故，延长设备寿命；减轻劳动强度，减少运行人员。
2、能耗水平评价
在2007年电力行业节能减排中，关停煤耗高、污染重的小火电机组工作进展顺利。全年共关停小火电机组1438万千瓦，超额43%完成年度关停任务。
全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗357克/千瓦时，同比下降10克/千瓦时；6000千瓦及以上火电机组发电煤耗同比下降9克/千瓦时，相当于节约了4100万吨原煤。
2007年下半年，节能发电调度方式开始试行。新的调度方式改变过去对每台发电机组平均分配发电量的做法，并先后在江苏、河南、四川、广东和贵州5个省份开展试点。
火电产业的市场竞争将日益激烈，盈利水平将出现分化。在电力体制改革之后，火电产业的竞争主体有所增多，大的发电集团、地方的发电企业以及外资电厂之间的竞争将比以前的国电垄断时期激烈的多，在基本消除了垄断机制后，逐步实施的竞价上网将使火力发电企业之间的市场竞争由以前的系统之争演变为企业之间的竞争，并且竞争的深度和广度将远远超过以前。在这种情况下，火力发电企业的盈利水平将出现很大的分化。
1、进入壁垒
进入电力行业的主要障碍包括行业准入、资金壁垒、技术壁垒和环保壁垒。
行业准入：新建电源项目需要经过相当严格的审批程序，只有获得了相关的批准，方能开始建设。
资金壁垒：电力行业投资规模大，大型火电机组的建设成本一般在每千瓦4000元左右，水电机组建设周期更长、建设成本更高。
技术壁垒：电力行业属于技术密集型行业，需要很强的专业技术队伍。发电厂是复杂的电力系统中的一个环节，因此必须协调发电商、电网公司、当地政府和用户等多方利益后，才能够使新的电源项目接入系统。
环保壁垒：火电企业对环保的要求较高，必须具有符合国家有关环保标准的技术和设备，并取得国家环保部门的批准。
2、退出壁垒
火电行业企业在进入火电行业时在技术、资金方面需大量投入，推出时这些都可能变成沉没成本，对公司的损失很大，因此，退出壁垒很高。
一、供应商分析及预测
1、电煤供应紧张
2007年全国大部分地区电煤供应基本正常。据中电联统计，2007年，全国6000千瓦及以上发电生产耗用原煤12.82亿吨，增长10.7%，低于同期火力发电量增长3.1个百分点。2007年，直供电网全年累计供煤6.21亿吨，同比增加7413万吨，增幅13.6%；累计耗煤6.23亿吨，同比增加7458万吨，增幅13.7%；年底库存2415万吨，同比增加4万吨，较12月初减少423万吨。
据了解，06年底，南方电网电煤供应短缺情况比较严重。其中云南最为突出，年末缺煤停机容量250万千瓦，全年除7-9月份外均需实施计划用电。贵州电煤汛末库存不足100万千瓦，在进入12月份后因电煤供应不足，缺煤停机逐步增多，12月份至今年1月份仍不断恶化，最高达680万千瓦。
进入12月份，直供电网煤炭库存继续下降。电煤耗用量一直保持在高位，当月日均耗煤量201万吨，直供电网煤炭库存以13万吨/天的速度下降。年底全国范围内电煤库存低于三天耗用的电厂有42个。据悉，正是电煤库存的迅速下降，导致1月时雪灾来临时，电煤库存继续大幅下降，使得煤电矛盾更加明显。
电煤环比涨幅近15%-20%：
据了解，在2008年煤炭产运需衔接合同汇总会议上，共签订电煤合同59349万吨，超出原定58515万吨的运力框架。其中五大发电公司共签订34471万吨，占总订货量的58.1%。电煤价格较2007年平均上涨35-45元/吨，涨幅11%-14%。
从年初以来的电煤供应形势来看，部分新增机组燃煤资源没有完全落实。据悉，07年全国新增电煤需求10701万吨，但是全年电煤运力增长不足，除大秦线外，其他地区新增燃煤资源和运力未得到很好落实，特别是华中、山东等地新增机组的电煤合同供应量与实际需求量相差较大，给满足发电安全留下了隐患，这也导致部分地区电煤供应将处于全年紧张状态。
此外，电煤价格上涨幅度过高使发电企业成本大为增加。从年初签订的合同煤价来看，按照合同量，此次发电企业增加成本约205亿-265亿元，这给电力企业生产经营带来很大压力。此外，年初部分地区矿区停产整顿，日均电煤供应量减少，供需矛盾加剧，引起了电煤价格的进一步攀升，环比上涨幅度接近15%-20%。“南方沿海地区部分发电企业为了保电生产，已不计成本高价采购电煤发电。”王永干称。
尽管国务院自2008年1月下旬组织了应急状态下的电煤抢运工作，电煤库存有了一定增长，但当前乃至全年电煤紧张将成为影响电力供应和运行的最主要矛盾之一，如果不能很好地从机制上解决电煤供应的量、价、运力安排问题，今年电力供需的严峻形势仍会出现。
2、油气供应
国际市场燃油价格高位运行及国家宏观调控政策影响，国内燃油电厂生产成本高于上网电价，如粤电集团所属黄埔电厂仅燃料成本就亏损14.8分/千瓦时，核定的燃油电厂上网电价已不能正常弥补发电企业的生产成本。
由于天然气及LNG供应量不足，无法满足燃气电厂发电用气需求，华东地区有400万千瓦的燃气机组不能投入生产运行，无法参与当地电力电量平衡，加剧了该地区的电力紧张局势。另外，南方等地区也存在燃气电厂投产即停产的情况，这些燃气电厂的非正常停产使得发电企业无法回收各种投资，发电公司资产保值增值面临很大困难，增加了市场风险。
二、购买者分析及预测
在我国电力需求构成结构中，工业用电占全社会用电量的比重在80%以上，其中重工业用电占65%以上。化工、建材、黑金属冶炼及有色金属冶炼等行业消耗电量很大，因此被称为高耗能行业。
高耗能行业受电力行业产业政策、供需关系、价格走势的影响很深，而高耗能行业的发展也在很大程度上决定了全社会用电量的变化趋势，对电力的供需平衡起到至关重要的作用。导致近两年我国电力紧张局面的一个主要原因就在于工业用电（尤其是高耗能行业用电）的快速增长。近年来，钢铁、石化、建筑、冶金等高耗能产业高速发展，加之一些未经国家批准、盲目上马的地方高耗能项目，加剧了电力供需紧张状况。
近几年来高耗能行业的迅速膨胀主要集中在西部地区。1998年前后，西部一些传统能源工业区出现能源“卖难”现象：煤炭关井压产、限产压库，“窝电”现象严重，这为高耗能工业起步提供了足够空间。内蒙古、宁夏、山西、陕北和甘肃等地纷纷出台政策，鼓励过剩的电力就地转化为高载能产品，大批企业进入门槛很低的高耗能产业，加重了国内能源紧张的局面，同时高耗能产业带来的“高污染”将会使西部原本脆弱的生态环境雪上加霜。上世纪90年代末西部地区电能过剩的状况是导致高耗能产业兴起的主要原因，随着电力供需形势的日趋紧张，高耗能产业的发展却没有随之减缓，其原因在于电价未能随电力供需形势的改变作出相应调整。2002年下半年以来，国内能源趋紧，而高耗能企业依然享受优惠电价，“高回报低投入”的巨大反差，使高耗能产业一时间成为暴利行业。在西部一些相对贫困的地区，高耗能工业已成为当地经济发展的支柱。
为了抑制高耗能行业的盲目发展，国家发改委2004年下发了《国家发展改革委办公厅关于进一步加强宏观引导促进电解铝行业有序发展的意见的通知》，停止审批任何形式的扩大电解铝生产能力的建设项目，更不得化整为零变相上新项目。同时，国家已着手对西部地区高耗能产业出现的盲目发展和生产过剩的情况进行整顿。
高耗能产业以不可再生能源的大量消耗和严重污染生态环境为代价。虽然按照当前的市场发展趋势，高耗能产品在国内外市场上还会有一定发展空间，但从国家经济安全、环境保护和资源利用效率等角度看，高耗能产业的前景并不乐观，目前这种只顾眼前利益的盲目发展态势，对节约资源、保护环境都起到负面作用。我国高耗能行业应依据国家相关政策规划，走可持续发展的道路，才能获得长久的健康发展。
三、替代品分析及预测
1、2006年我国水电发电量达4167亿千瓦时
2006年中国全社会用电量达到28，248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。
其中，第一产业用电量为832亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量为21，354亿千瓦时，同比增长14.3%；第三产业用电量为2，822亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量为3，240亿千瓦时，同比增长14.7%。
2006年中国发电量达到28，344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4，167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23，573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，同比增长2.4%。
2006年，全国新投产装机容量达到1.02亿千瓦，其中水电1，092万千瓦，火电8，913万千瓦，核电100万千瓦。至2006年底，全国装机容量已达到6.22亿千瓦，同比增长20.3%。
2、预测
在火电行业面临煤炭资源紧张、价格上涨等问题的时候，水电的各方面优势将显得更为突出。随着竞价上网全面实行的逐步临近，低成本的水电行业将迎来一次难得的发展机遇。
由于煤电联动中规定火电上网电价上涨的同时水电上网电价也将随之上涨，因此水电企业效益水平将因火电电价的调整而随之提升；与此同时，由于水电发电设备的利用率只取决于来水情况，与供需关系无关，因此全国电力供需紧张程度的趋缓不会对水电行业有太大影响。
由于水力发电具有发电成本低的优势，且受到国家产业发展政策的扶持，预计未来一段时期将是水电行业高速增长的阶段。在水电建设的实施中应该注意完成应有的审批手续，对保护生态环境、提高能源利用效率给予足够重视，避免再出现火电行业无序建设的现象。
火力发电企业既有机遇，也有挑战。国家推出的四步走的改革措施“政企分开、省为主体”、“厂网分开、竟价上网”，有利于打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，但也迫使电力企业走向市场，接受市场规则的洗礼；同时电力企业将出现一次大规模的资产重组，加上国家的政策扶持，中国的电力企业面临着前所未有的发展机遇；中国加入WTO，就电力行业而言，目前尚未见到承诺开放市场和要求履行相应义务的规定，因此电力行业受到的直接挑战较少。
第四节 火电行业市场竞争综合评价
2002年的电力体制改革，打破了由国家电力公司独家垄断的局面，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中电投集团“五大巨头”成为这一市场的主体。经过几年的发展，电力投资经营主体开始发生巨大变化，目前已形成四大梯队—“五大电力集团”组成的国家队，由国投、国华、华润、中广核“四小豪门”组成的独立发电队，43家地方发电企业组成的地方梯队以及民营外资梯队。发电企业一直是被人看好的企业，近年来也出现了倒闭破产的情况。
2005年，部分在中国的外资发电企业撤资，五大发电集团公司有两家亏损。很多发电企业由原来的赢利大户变成了亏损大户。影响发电企业活下去的因素到底有哪些呢？第一，外部环境风云变幻，市场竞争日趋激烈。这几年，由于体制没有理顺，信息又不对称，企业经营处处充满了陷阱。
2006年的形势更加严峻。电煤价格走向市场化，煤价上涨已成事实，而上网电价上调却遥不可期。火电装机及投产迅猛增加，社会电力需求增长减缓，发电小时数受到限制，而摆在发电企业前面的还有“竞价上网”，因此，决大多数发电企业都将面临一道“坎”。第二，电力体制没有理顺，内部变革步履艰难。电力体制改革已经3年多了，很多深层次的问题没有解决，很多关系没有理顺，如影响火电厂命运攸关的电量、电煤、电价问题。还有主辅分离的问题，到现在也没有拿出一个多方都能接受的方案，因此，也迟迟不能推动。因为“人往哪里去，钱从哪里来”这个喊了多少年的难题仍然没有解决。但假如“竞价上网”全面启动，国有火电厂背着沉重的历史包袱，根本就没有竞争力。一个背着几十斤重包袱的人与一个空着手的人比赛跑，结果可想而之。第三，企业成本忽视整合，核心竞争力难以形成。企业管理的一项基本任务是不断地降低成本，以最低的成本获取最大的效益。发电企业传统的成本管理只着重于企业内部的生产过程的成本，忽视企业成本发生的全过程；重视生产成本，忽视其它成本；重视成本的分配，忽视成本形成动因及降低成本途径的分析，从而限制了管理者的视野，束缚了各种潜在的、可能的管理创新和更有效的成本管理方法的运用，企业成本也不能实现优化与整合，影响企业核心竞争力的形成。电力体制改革后，发电企业的经营环境发生了根本的变化，企业成本也发生了变化。
根据发电企业的现状有五大成本：一是交易成本—对外的电煤、电网、电价、电费等，除资金、关系外，还要熟悉游戏规则、精通政策法律，企业还要有良好的社会形象。现在很多企业都养着一批人，研究市场、研究风险、研究政策法律、收集微弱信息，目的是为了降低交易成本；二是生产成本—不仅是资金、人工、技术、原材料，还需要管理、责任、技术创新；三是改革成本—改革就是利益的调整，每次改革都要牺牲一部分人的利益，带来很多不安定的因素，处理不好影响企业的稳定，同样要付出巨大成本；四是沟通成本—协调上下关系、化解各种矛盾、理顺员工情绪等等；五是时间成本，时间成本是各类成本的前提和基础。企业的执行力不强，一天能干完的事要磨上两三天甚至更长，一年可以完成的项目拖上若干年，时间成本太高，“投入”与“产出”也就不成正比，只会造成企业的负效益。
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