火电行业新常态下发展现状

我国经济发展已进入新常态，认识新常态、适应新常态、引领新常态，将成为当前和今后一个时期我国经济发展的大逻辑。电力行业的发展同样呈现出新常态特征，如何应对新常态下火电行业竞争环境，增强火电企业市场竞争力，提升能源利用效率和促进生态文明建设，成为火电企业面临的新形势和新任务。

火电行业新常态下发展现状

1经济增速持续放缓，能源结构调整不断深入，非化石能源快速增长，火电机组市场份额继续压缩。

我国经济正从高速增长转向中高速增长，经济发展方式正从规模速度型粗放增长转向质量效率型集约增长;经济结构正从增量扩能为主转向调整存量、做优增量并存的深度调整;经济发展动力正从传统增长点转向新的增长点。以习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”为指引，国家将进一步优化能源结构，加大非化石能源装机比重，落实去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板五大任务要求。

受宏观经济下行、产业结构调整、工业转型升级等因素影响，2015年全社会用电 量55500亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，用电量占比最大的第二产业用电量同比下降1.4%，为40年来首次负增长。截至2015年底全国火电装机容量9.9亿千瓦，设备平均利用小时4329小时，同比降低410小时，降低百分比约7%，且仍有超过1亿千瓦的核准在建规模，火电产能过剩局面短时期内难以缓解。

2015年，非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点，非化石能源呈现快速增长特征。

水电方面，

设备利用小时保持较高水平，2015年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦，发电量1.11万亿千瓦时，同比增长5.1%，设备利用小时3621小时，为近20年来的年度第三高水平(2005年、2014年分别为3664、3669小时);

核电方面，

投产规模创年度新高，发电量高速增长，2015年核电装机容量2608万千瓦，同比增长29.9%，全年净增核电机组600万千瓦，发电量同比增长27.2%，设备利用小时7350小时;

风电方面，

受风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，全年发电量1851亿千瓦时，同比增长15.8%，利用小时1728小时;

光伏发电方面，

2015年底我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦，其中，光伏电站3712万千瓦，分布式606万千瓦，年发电量392亿千瓦时，全年新增装机容量1513万千瓦，平均利用小时为1133小时。

由于近年来国家密集出台一系列可再生能源扶持政策，极大促进了新能源发电的规模化发展，同时还积极采取措施，优先使用可再生能源发电，加快解决“弃水”“弃风”“弃光”问题。根据《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》规划，

2016年，预计非化石能源发电装机比重提高到35.7%，非化石能源消费比重调高到13.2%;

到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，煤炭消费比重控制在62%以内;

到2030年，非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右，电力供应结构调整逐年深化。

2资源和环境约束加剧，节能减排政策日趋严厉，环保改造压力增加，火电企业环保边际成本持续增大。

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。

2 减少机组启停频次，优化辅助设备冗余运行方式，降低厂用电率，节约能源消耗。随着火电机组利用小时持续下降，2015年国华公司综合厂用电率从2013年的6.42%持续攀升到6.66%。火电企业应加强同电网公司沟通，结合电力供需形势，在保障电网稳定运行、设备安全可靠前提下，主动应对中低负荷率新常态，积极优化机组年度运行方式，经济分配各机组间负荷，优化单台机组运行参数，减少机组启停次数及辅助冗余设备的运行数量，并根据负荷率状况停止部分备用设备运转，采用主机停备主变停运、中低负荷重要辅机设备单侧运行等措施，以降低厂用电率，节约火电企业成本。

机组启停节能方面

以国华台山电厂100万千瓦机组为例，通过减少启停次数，使启停次数控制在2次之内，可使煤耗下降0.2克/千瓦时，通过优化启停、备用运行方式，启停备用能耗可在2015年基础上减少10%，节电量达到597万千瓦时，其他如公用系统影响厂用电率约为 0.13%，如进行优化，可减少10%，节电量约为229万千瓦时。

辅机设备节能运行方面

以国华台山电厂60万千瓦机组为例，在中低负荷时进行单侧风组运行经济性试验，试验结果显示单侧送引风机运行方式未对锅炉效率和正常运行产生影响。在30万千瓦负荷条件下单侧风组运行，每小时节电865千瓦时，降低负荷30万千瓦时的厂用电率0.29%，供电煤耗下降0.95克/千瓦时;在23.5万千瓦负荷条件下，单侧风组运行每小时节电1093千瓦时，降低负荷23.5万千瓦时的厂用电率0.45%，供电煤耗下降1.5克/千瓦时，节能效果明显。

变压器设备节能运行方面

建议电网合理安排机组和电网运行方式，尽量避免因负荷较低造成的变压器损耗偏大。当机组停备时间超过半个月以上时，采用变压器节能运行方式具有一定的价值。对于具有两台联络变压器，联络变压器负荷较低，并联运行损耗较大的变电站，可在取得电网同意后停运一台联络变压器;对于机组安全运行影响较大的低压变压器，如汽机变、锅炉变等，在机组停运后，可停运一台，由另一台带两段负荷;对于机组安全运行影响小的变压器如照明变、检修变、办公楼变、生活区变等，可停运一台，由另一台带两段负荷，通过合理配置低压厂用变压器负荷，退出负荷较低的变压器，以减少损耗。

3 完善火电机组调峰、旋转备用等辅助服务成本补偿机制，建立调峰调频等辅助服务交易市场，出台电力系统辅助服务交易办法。随着电力需求侧结构发生变化，第三产业和城乡居民生活用电比重同比分别提高0.8个和0.6个百分点，电力系统调峰任务渐趋复杂，一方面尖峰负荷问题日益突出，需求侧峰谷差逐步拉大，另一方面风电和光伏发电等不稳定电力的逐渐增加，其间歇性特点决定了无法提供大规模稳定电力，火电机组承担了繁重的调峰任务。过度参与调峰造成火电机组负荷率低下，大容量火电机组长期低参数、低功率、低效运行，造成发电企业能耗、污染物排放、运营成本均大幅增加，近几年我国火电机组技术层面追求的高参数、高效率得不到应有的回报，使火电机组陷入低能效、高排放、高成本的恶性循环，不利于能源清洁高效发展，同时极大增加了全社会用电成本。

在日趋复杂的大电网结构下，完善优质的辅助服务是电力市场安全可靠运行的基础。辅助服务市场开展并逐步完善的过程中，不断改进的电力管理系统、市场管理系统、新技术、新理论都将为电力市场的建设提供技术支持。辅助服务市场的运行，将促使电力行业各参与主体从思想意识、行为方式、经营理念上，逐步建立起市场化概念。

华北电网率先在全国建立了基于成本加合理收益的辅助服务交易机制，建立了鼓励竞争的环境，促进了电网安全稳定运行，提高了电网整体运行效率，奠定了市场建设的良好基础。根据《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，目前对包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制(AVC)、旋转备用、黑启动等有偿辅助服务进行补偿，尚未建立以电力系统综合效益最大化为导向的辅助服务调度模式和市场化的辅助服务定价标准，缺乏“谁受益、谁付费”的市场传导机制。

随着辅助服务成本不断加大，现有交易机制不足以补偿火电企业，导致火电企业提供辅助服务的积极性不高，不利于辅助服务市场的形成和健康发展。只有通过市场化，才能真正体现辅助服务这一电能辅助产品的内在价值，有利于让各类机组各尽所能，优化资源配置。建议有关部门完善辅助服务补偿机制，使制度全面、结构合理、补偿公平，体现辅助服务的公正性，通过市场竞争使市场主体提供更优质的电力服务，并运用价格杠杆，调动火电企业积极性，促进可再生能源健康发展。

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高能源利用效率和促进生态文明建设的有效途径，也是降低能源消耗和减少污染排放的有力措施，建议政府部门和电网公司等市场主体从制定配套政策和完善市场机制等方面引导火电行业可持续发展，全面推进能源高效利用，推动国家生态文明建设。