谈及火电，“亏损”似乎慢慢的变成了其不变的主题，各大公司家家叫亏，让人不禁心生“怜悯”，但在面对整一个完整的过程中所凸显的问题时，各方都显得爱莫能助；但仔细想想，在此过程中“节”“减”一点能否起到作用呢？
近日，财政部公布五大发电集团运作情况多个方面数据显示，去年全年，五大发电集团累计实现总利润185 .6亿元，比2010年减少34 .3亿元，下降15 .6%。其中，火电累计亏损312.2亿元，比2010年增亏190.7亿元，截至1月底，五大发电集团资产负债率均超过80%。
在去年全年实现利润185.6亿元的情况下，中央五大发电集团今年1月实现利润-22.2亿元，比去年同期增亏18.3亿元。其中火电亏损28.1亿元，比去年同期增亏2.52亿元。
煤炭成本上涨、利润下滑、火电脱硝政策实施等多方面因素导致火电企业亏损严重，与此同时发电量也有所减少。
数据显示，1月份，五大发电集团完成发电量1799.21亿千瓦时，比去年同期降低8.26%，其中火电发电1696.66亿千瓦时，比去年同期降低3.72%。完成售电量1664.11亿千瓦时，比去年同期降低8.66%，其中火电1521.08亿千瓦时，比去年同期降低5.83%。
随着今年1月1日《火电厂大气污染物排放标准》的实施，火电脱硝也成为火电企业的又一难题，据专家计算“如果机组运行按年利用小时数5500小时计算，脱硝机组年上网电量约为70亿千瓦时，按脱硝90%投入率计算，脱硝电价收入约为4300万元，而因脱硝投入增加成本支出约为6600万元，差额2300万元。虽然国家已开始试行每千瓦时电0.008元的脱硝电价补贴，因此目前试行的脱硝电价水平尚不能全额弥补脱硝成本”。
有专家指出，通过综合考量火电机组加装脱硝设施的建设成本和经营成本两部分因素初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。这显然与发改委提出的0.8分/千瓦时的补贴标准相差不少。
今年2月大唐集团火电业务实现自去年以来的首次月度盈利，但业内的人表示，2月份部分企业盈利和减亏并不能帮助整个行业“脱困”。首先，煤炭价格未来的变数很大，电煤价格成本占了火电业务的大头对其经营状况有直接的影响；其次，未来电价的调整以及电力体制改革的情况说不准，但火电节能减排的压力将持续增加却是肯定的。
对于火电企业来说，不论除尘还是脱硫脱硝，归根到底会带来经济成本大幅度的提高的问题，而目前脱硝电价8厘钱的补偿肯定不能抵平成本的上升。因此，火电业整体的亏损难以避免，“就看是亏多亏少了”。
全国政协委员、中国电力投资集团公司总经理陆启洲表示，尽管今年煤价上涨形势会相对缓和，但火力发电企业还是会很困难。
火电厂的主要生产环节可大致分为：燃料的入厂和入炉、水处理、煤粉制备、锅炉燃烧以及蒸汽的生产和消耗、汽轮机组发电和电力输送等。
发电过程中任何一个主要生产环节中均存在能源损耗的问题，若能够通过有效的技术利管理手段使各环节的能源消耗水平得到合理控制，并努力消除生产的全部过程巾能够尽可能的防止的能量浪费，就能真正达到节能的目的，同时火电厂也能在节能过程中降低生产所带来的成本，逐个环节挨个突破，节能目标既能达成。
一般来讲，燃料成本占发电成本约为75%左右，占上网电价成本30%左右。如果燃煤质好价格优，则锅炉燃烧稳定、效率高，机组带得起负荷，不仅仅可以减少燃料的消耗量，更加有助于节约发电成本；如果燃煤质次价格高，则锅炉燃烧稳定性差，燃烧效率低，锅炉本体及其辅助设备损耗加大，显然对发电厂是极其不利的，因此入厂和入炉燃料的控制是发电厂节能工作的源头．这一步工作是否得到一定效果控制，将在很大程度上影响到其后续生产环节的能源消耗。
火电厂的燃煤要经过诸如计划、采购、运输、验收、配煤、储备及厂内输送，煤粉制备等多个环节，最后才能送入锅炉燃烧，所有的环节严格把关那么电厂节能便开了个好头。
随后是降粉系统耗能，制粉系统的耗电占厂用电的25%左右，显然，在保证制粉系统出力，控制合理煤粉细度的前提下．降粉系统耗能就成为另一个重点，于是我们离电厂节能目标又进了一步。
接着便是锅炉燃烧率的提高，锅炉是最大的燃料消耗设备，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失最重要的包含：排烟损失、机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失、散热损失、灰渣物理热损失等。因此，只有通过减少各项损失，提高锅炉燃烧效率才能实现锅炉燃烧的节能控制，到了这里电厂节能目标已完成一半。
然后是提高汽轮机效率，汽轮机运行时，其能量损失主要指级内损失；另外，汽轮机排汽也会造成一定的能源损失。汽轮机的节能改造措施主要有：通流部分改造、汽封及汽封系统改造、低压转子的接长轴、改进油挡结构投防止透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组振动状况、改进调节系统等，此外，应加强对汽轮机的检修，以提高运行的稳定性。
再进一步电厂需要改善蒸汽质量。蒸汽压力和温度是蒸汽质量的重要指标，如果汽压低，外界负荷不变，汽耗量增大，煤耗增大；汽压过低，迫使汽轮机减负荷。热汽温偏低，压力变时热焓减少，作功能力变弱也就是当负荷一定时，汽耗量增加，经济性下降。如何合理控制这两大指标，提高经济性，在整个电厂节能过程中也有着重大的意义。
最后是推广变频调速技术降低电厂自身用电。发电厂厂用电量约占机组容量的5%～l0%，除去制粉系统以外，泵与风机等火电机组的主要辅机设备消耗的电能约占厂用电的70%～80%。泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配，通过改变挡板或阀门开度进行流量调节、电机按定速方式运行等措施使得推广先进的电机调速系统在火电厂中的应用显得很重要。
对火电行业来讲，脱硝工作关系到火电企业经济和环境问题的协调发展，如何协调发展也成为火电的转型发展方向。
据《关于脱硝电价政策的研究和建议》的报告数据显示，我国目前火电装机容量大约是7亿千瓦，其中脱硝机组约1亿千瓦。尚有6亿多千瓦机组有必要进行脱硝改造。其重点调研省份已投运脱硝机组容量为5565万千瓦，占燃煤机组装机比例仅为16.15%，平均实际脱硝效率在70%左右。
为提高火电企业脱硝的积极性，国家发展改革委出台了火电脱硝电价补贴政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，经环保部门验收合格后，报省级价格主管部门审核，试行脱硝电价，电价标准暂按每千瓦时加0.8分钱执行。
虽然通过综合考量火电机组加装脱硝设施的建设成本和经营成本两部分因素初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。这与发改委提出的0.8分/千瓦时的补贴标准相差不少。
但根据专家测算，如一台60万千瓦机组，安装后端脱硝装备，给予0.008元/千瓦时脱硝电价补贴，脱硝设施回收期约7～8年，毛利率约12.5%。“火电厂是存在一定的盈利空间的。”
业内专家这样认为：“在当前发电企业经营困难的时期，较高的成本使得发电企业不堪重负，脱硝设施的投入更是增加了发电企业负担，但氮氧化物减排任务不仅是国家节能减排的要求，也是发电企业履行社会责任的光荣使命，目前脱硝电价补贴虽不能与脱硝成本持平，但至少弥补了企业65%的脱硝成本，脱硝电价政策的实施可有效地促进节能减排工作更好的开展，企业节能减排工作的积极性也能更加进一步提高。”
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