摘要：在当今复杂多变的能源格局与愈发严格的环保政策背景下，火电厂作为传统能源供应的中流砥柱，正面临着前所未有的挑战。其发电成本的构成与变化，不仅关乎企业自身的生存与发展，更与国计民生以及国家能源战略紧密相连。深入剖析火电厂发电成本，宛如揭开一场在政策高压与民生需求夹

在当今复杂多变的能源格局与愈发严格的环保政策背景下，火电厂作为传统能源供应的中流砥柱，正面临着前所未有的挑战。其发电成本的构成与变化，不仅关乎企业自身的生存与发展，更与国计民生以及国家能源战略紧密相连。深入剖析火电厂发电成本，宛如揭开一场在政策高压与民生需求夹缝中艰难展开的生存博弈。

一度电的成本账本：环保税吃掉利润，技术升级反成 “负债”?

■ 政策加码：一度电多掏 3 分钱的背后

2024 年，对于火电厂老板们而言，财务账本上新增了一行极为刺眼的红字 —— 环保税。生态环境部将碳排放正式纳入环保税计征范围，按照 30 元 / 吨的标准征收。与此同时，火电厂为达到超低排放要求，每千瓦需增加 120 元投资用于设备改造与技术升级。并且在碳市场中，还存在着 60 元 / 吨的配额缺口成本。多重政策压力叠加之下，火电度电成本较 2020 年出现了惊人的暴涨，幅度高达 0.08 元。

以华能旗下某 60 万千瓦机组为例，该机组年发电量为 30 亿千瓦时。简单计算便可得出，因政策因素导致的新增成本为 30 亿 ×0.08 元 = 2.4 亿元。而这一新增成本数额巨大，经对比发现，其相当于该厂 2023 年净利润的 65%。如此高额的成本增加，严重侵蚀了企业利润。某电厂负责人无奈苦笑称：“现在发一度电亏 3 分钱，但即便如此，电网调度命令必须执行。” 在这种 “越发电越亏损” 的怪圈困境下，据相关数据统计，已有 20% 的中小电厂不得不选择 “白天停机，深夜赶工” 的生存策略，试图在艰难的市场环境中寻求一线生机。

■ 燃料困局：煤炭长协保供的 AB 面

国家大力推行煤炭长协机制，实现了电煤 100% 覆盖，旨在稳定煤炭供应与价格，保障火电厂的燃料需求。然而，实际运行过程中，热值波动却成为困扰火电厂的新痛点。

2024 年，长协煤平均热值从原本的 5200 大卡降至 4800 大卡。别小看这看似不大的热值变化，它直接导致发电煤耗虚增了 8%。某电厂经过详细测算，为了弥补因热值降低而产生的能量缺口，不得不额外多烧 15% 的煤炭。经核算，仅此一项，该厂每年成本就增加了 7000 万元。

更为严峻的是，进口煤零关税政策到期后，沿海电厂的燃料采购成本进一步攀升。以采购印尼煤为例，到岸价涨至 1200 元 / 吨，相较于国内煤价高出 200 元。这无疑进一步挤压了沿海火电厂本就微薄的利润空间，使得燃料成本控制变得异常艰难。

■ 地域突围：因地制宜的生存之道

面对重重困境，各地火电厂纷纷因地制宜，探索适合自身的生存发展路径。

沿海电厂：掺烧革命 + 电力现货套利

广东：珠江电厂积极开展掺烧创新，将进口生物质颗粒按照 12% 的占比进行掺烧。借助 RCEP 零关税政策，有效降低了燃料成本。同时，充分利用电力现货市场的价格波动规律，在高峰时段凭借 0.15 元 / 度的溢价实现增收。

浙江：北仑电厂另辟蹊径，将污泥进行干化处理后掺烧，日处理量可达 800 吨。这一举措不仅解决了部分环保问题，还获得了地方政府每吨 150 元的处理补贴，经核算，每年可增收 1.2 亿元。

北方老厂：灵活性改造 + 调峰补偿

东北：华能大连电厂投资 2 亿元对机组灵活性进行改造，成功实现了在 20%-100% 负荷区间灵活调峰。通过参与调峰辅助服务，每年可获取 8000 万元的补偿收入。

华北：大唐托克托电厂则利用余热供暖，所提供的供暖服务覆盖了呼和浩特 30% 的居民。凭借每平方米 0.3 元的热价补贴，有效抵消了 15% 的发电亏损。

㈢西北煤电基地：打捆外送 + 熔盐储热

宁夏：灵武电厂配套建设了 200MW 熔盐储热系统，巧妙地将弃风弃光电转化为热能存储起来。通过 “西电东送” 通道，可享受 0.1 元 / 度的调峰补贴。

新疆：准东煤电基地与风电 “打捆外送”，充分发挥特高压输电的价格优势，成功降低了 40% 的过网费。相较本地消纳，度电利润提高了 0.02 元。

㈣、西南水电大省：容量电价 + 生物质掺烧

四川：国电金堂电厂依据水电丰枯期的不同特点，灵活调整运营策略。在水电丰期转为深度调峰模式，从而获取 0.5 元 / 千瓦・月的容量电价补贴;在枯水期，通过掺烧秸秆(占比 8%)，有效降低了 10% 的燃料成本。

云南：宣威电厂积极与周边造纸厂开展合作，将造纸废料黑液进行掺烧，替代了 15% 的燃煤，经统计，每年可节约成本 3000 万元。

■ 技术升级：环保设备的 “反噬效应”

为了实现 “到 2025 年供电煤耗降至 300 克 / 千瓦时” 的目标，火电厂纷纷斥巨资进行技术改造。然而，这一过程并非一帆风顺，反而出现了一些意想不到的问题。

某百万千瓦电厂对汽轮机通流进行改造，并加装熔盐储热系统，前期投入高达 12 亿元。但经过后续核算，每年通过节省燃煤成本仅能回收 1.8 亿元。按照这样的收益情况，投资回收期被拉长至 10 年之久，成为了企业沉重的经济负担。

华北电力大学的调研显示，63% 的超超临界机组由于频繁调峰(负荷率

华润某电厂总工曾直言：“花 30 亿建成的碳捕集装置，每天运转成本 80 万元，而封存的 CO₂却因市场需求不足等原因卖不出去。” 这使得 CCUS 项目沦为了 “政策面子工程”，无法为企业带来实际的经济效益。

■ 社会成本：谁为环保买单?

火电厂在应对政策高压与成本上升的过程中，其产生的成本增加也带来了一系列社会影响。

民生传导：2024 年 1-6 月，11 个省份上调了工商业电价，平均涨幅达到 5%。虽然居民电价未直接调整，但通过交叉补贴的方式，隐性转移成本超过 200 亿元，这实际上间接增加了居民用电的社会成本。

就业冲击：东北某老电厂因经营困境关停 2 台机组，直接导致 800 名员工面临转岗难题。而与电厂紧密相关的配套煤矿、运输链等上下游产业，更是有上万人受到不同程度的影响，对当地就业市场造成了较大冲击。

土地重生：广州黄埔电厂旧址在改建光伏电站时，土壤修复成本高达 3000 元 /㎡。经对比发现，这一成本远远超过了土地出让收入，给企业和地方经济都带来了不小的压力，也反映出在能源转型过程中土地再利用面临的成本挑战。

■ 突围路径：从 “成本中心” 到 “灵活调节者”

在困境中，火电厂也在不断探索新的突围路径，尝试从单纯的 “成本中心” 向具备灵活调节能力的角色转变。

混合燃烧革命：浙江能源集团积极开展试点工作，推行 “煤 + 生物质 + 污泥” 三联供模式。通过这种创新的混合燃烧方式，燃料成本下降了 18%。同时，还能享受生物质电价补贴 0.25 元 / 度。在技术方面，关键在于开发抗结焦锅炉，宁波某厂通过技术攻关，成功将掺烧比例提升至 20%。

电力现货套利：山东电厂充分利用熔盐储热系统，在低谷时段以 0.2 元 / 度的低价储电，在高峰时段则以 0.8 元 / 度的高价放电。通过这种在电力现货市场中的灵活操作，每年可增收 1.2 亿元。

碳资产运营：大唐集团在碳资产运营方面进行了有益尝试，将碳配额质押给银行，成功获得了贷款利率下浮 20% 的绿色信贷。经核算，每年可节省财务费用 5000 万元。

■ 结语

从广东的掺烧创新到宁夏的特高压套利，从东北的调峰补偿到四川的容量电价，中国火电厂在成本重压之下，正生动演绎着一场精彩纷呈的 “地域化生存实验”。这场转型背后的深层逻辑，或许正如一位西北电厂厂长所深刻指出的：“没有全国通用的解药，只有最适合自己的活法。” 当 “3060 双碳目标” 与 “能源安全底线” 这两大关键因素相互交织时，火电的使命已然发生转变，不再仅仅是单纯地拼命发电，而是需要学会在政策、市场与技术的复杂夹缝中，精准找到属于自己的生存方程式，实现可持续发展。

来源：灵动核心环境服务平台