深度分析|火电行业新常态下发展现状-第2页-北极星火力发电网

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从资源环境约束看，近年来环境承载能力已经达到或接近上限，人民群众对良好生态环境的迫切期待，形成推动绿色低碳循环发展新方式。国家相继出台《大气污染防治行动计划》《火电厂大气污染物排放标准》《煤电节能减排升级与改造行动计划》等规定，要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时(以下简称“克/千瓦时”);东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。严厉的节能减排政策使得火电企业超低排放和节能改造工作大规模集中进行，导致火电企业治污成本快速增加，其中脱硫、脱硝装置的安装和技术改造、运营成本增幅明显。

3电力体制改革不断深入，电力市场高度竞争，电价结构发生变化，火电企业盈利水平严重下降。

当前经济形势下，钢材、原油、煤炭等大宗商品已无太大降价空间，钢铁、化工、有色金属、建材等传统高耗能行业对降低电价诉求非常强烈，对火电行业提出严峻挑战。中央经济会议明确提出降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制等措施，以帮助企业降低成本，地方政府为发展经济，也将降电价作为压缩工商业成本的重要举措。自2016年1月1日起，燃煤上网电价下调3分/千瓦时，以国华电力公司为例，此次电价下降将影响利润约50亿元，且随着新煤电价格联动机制的发布，上网电价将进一步下降。按照《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件要求，电力体制改革按照管住中间、放开两头的体制架构，有序开放输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，将使直供电量、交易电量比重不断增大，跨区域电力交易活跃，电力市场面临高度竞争，结算电价低于标杆电价，火电企业盈利空间严重压缩，经营压力和成本矛盾将更加凸显。

提升能源利用效率和促进生态文明建设的有效途径

面对经济发展新常态下电力行业的发展现状和高度竞争的市场环境，火电企业必须节约能耗、减少排放、降低污染，以增强市场竞争力，谋求自身的生存发展。提升机组负荷率、优化运行方式、建立辅助服务交易市场是提升能源利用效率和促进生态文明建设的有效途径。

1 优化全厂机组运行方式，提高运行机组负荷率，降低燃煤消耗，减少污染物排放。受电力需求放缓、市场增量空间有限、新投产装机规模扩大、非化石能源快速发展、频繁参与深度调峰等因素影响，2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降，发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，均为1978年以来的最低水平。机组运行负荷率低下，是降低机组经济性，影响运行成本的最重要因素，因此在总电量指标不变的前提下，提升负荷率重于开机量，必须改进机组启停策略，优化机组运行方式，统筹协调机组高负荷率运行。

以广东省电力市场为例2015年广东省统调容量13287万千瓦，其中省内装机容量9887万千瓦，外购电力容量3400万千瓦，年度最大用电负荷9348万千瓦(7月3日)，最小负荷1585万千瓦(2月20日)。广东省电力负荷呈现“供大于求、峰谷差大、核电带基荷、热电机组和西电调峰较小、高峰旋转备用高达800万千瓦、大型煤机处于常规调峰机组低位”等特性，导致大型煤机高峰不高、低谷深调，夜间低谷调峰带30%~50%负荷，白天高峰也仅可带70%~80%负荷。国华台山电厂目前全厂装机总容量500万千瓦，其中60万千瓦亚临界机组5台，100万千瓦超超临界机组2台，是国内规模最大的火力发电公司之一。2015年国华台山电厂平均利用小时仅为3939小时，同比降低718小时，其中100万千瓦机组负荷率56.3%，60万千瓦机组负荷率58.1%，全年平均负荷率仅为57.3%，同比下降2.7%，创历史新低。

提升运行机组负荷率已成为节能降耗的重要手段，目前电网对火电厂机组的调度使用AGC直调模式，即将负荷指令发给每台机组，无法在电厂实现各台机组的经济负荷分配，建议电网公司在加强调峰能力建设和需求侧管理的同时，与火电企业共同商定某一区域内具有更高经济性的调度策略，采用“分厂调度”与AGC相结合的方式，由电网调度机组，电厂调配负荷，赋予发电企业一定的负荷调整建议权以优化运行方式，推动以经济运行为基础的机组间负荷分配方式的实施，提高机组运行负荷率，减少过度备用带来的电厂经济损失和环境损失。

发电企业可结合电网结构和需求特性，开展机组间负荷经济分配研究，形成机组间负荷搭配的最优模式，即在全厂总调度负荷指令下，根据各机组的热力特性，按各机组效率的高低顺序分配负荷，确定各机组应承担的负荷，从而实现全厂总煤耗达到最低值。

以国华台山电厂7台机组分为三个单元运行的情况为例可进行厂内优化运行，即一三单元运行，二单元长期备用，根据测算，负荷率每提升1%，厂用电率大约会下降0.05%，若优化运行方式后，负荷率在2015年57%的基础上，提高到60.0%的大型煤机平均水平则可降低供电煤耗3.5克/千瓦时，节约成本2500余万元，减少二氧化碳排放11.2万吨;若负荷率提高到65%则可降低供电煤耗8.4克/千瓦时，节约成本6000余万元，减少二氧化碳排放27万吨;若负荷率提高到70%则可降低供电煤耗12克/千瓦时，节约成本8500余万元，减少二氧化碳排放38.5万吨;若负荷率提高到75%则可降低供电煤耗14.3克/千瓦时，节约成本约1亿元，减少二氧化碳排放45.9万吨。据测算，负荷率在60%以下、60%~65%、65%~70%、70%~75%时，负荷率每提高1%，煤耗分别降低约1.5克/千瓦时、1克/千瓦时、0.7克/千瓦时、0.5克/千瓦时。

原标题：观点丨肖创英：提高能源利用效率促进生态文明建设

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