水電夾縫中四川火電的前景

劉 小 平

(四川省投資集團有限責任公司，四川 成都 610041)

電力論壇

水電夾縫中四川火電的前景

劉 小 平

(四川省投資集團有限責任公司，四川 成都 610041)

自2011年以來四川火電日衰，2017年11家60萬千瓦機組還可能全面虧損，火電前景如何，歷史趨勢會持續多久，我們應如何理解和應對這種趨勢。8月，巴蜀大地濕熱無比，但火電人心中的濕熱更甚。具體情況如何，分析兩組圖表。

圖1 四川省6 000千瓦以上電廠裝機容量

圖2 四川省6 000千瓦及以上平均利用小時數

圖3 四川省6 000千瓦及以上發電量

上1、2、3圖分別表示四川省2011年至2016年6 000千瓦及以上機組的容量、利用小時數、發電量，藍綠紅分別表示總、水、火。從圖上看，四川火電有以下特點：

1.水電推升全省總裝機容量逐年較快增長，“上大壓小”、發展綠色能源、限制化石能源政策促使火電裝機容量逐年微降，2016年底水火容量比為82∶18(未包含6 000千瓦以下小水電，否則不止82)。

2.全省總利用小時數近6年基本維持4 000小時水平，負荷增長與裝機容量增長水平相當(含外送負荷)，火電利用小時數逐年下降，與水電利用小時數背向而行，水電利用小時數高于全省總利用小時數。3、去產能使占比60%的工業用電量下降，2015年較明顯，2016新動能驅使工業用電量恢復原先水平；水電發電量逐年大幅上升，火電則逐年下降，總發電量逐年上升，2016年底水火電量比91∶9。

圖4 全國裝機容量

圖5 全國設備利用小時數

上4、5、6圖分別表示全國2011年至2016年裝機的容量、利用小時數、發電量。從圖上看，全國火電有以下特點：

1.水、火電共同推升全國總裝機容量逐年均勻上升，火電容量增速略高于水電，2016年底水火容量比為24:76。

圖6 全國發電量

2.全國利用小時數水電波動于3 600附近，火電勻速下降，總體呈緩降趨勢，裝機容量總體過剩。

3.去產能使占比60%的工業用電量下降，電量的自然增長使2015年電量同比基本持平，2016年去產能效果顯現，新動能驅使工業用電量恢復原先水平；水電發電量逐年小幅上升，火電則逐年趨穩于42 600億千瓦時附近，總發電量逐年小幅上升，2016年底水火電量比21∶79。

對比兩個特點，四川火電與全國火電迥異，并且這種差異將長期保持不變:

1.水火容量比近似相反，四川8∶2，全國2∶8。

2.對綠色可再生能源的鼓勵和西電東送，四川火電利用小時數遠低于水電和歷史水平；全國火電由于去產能和接納東電對用電自然增長的抵消而逐年緩降；全國火電設備利用小時數略高于總體和水電，四川相反，水電設備利用小時數略高于總體、遠高于火電。

3.水火電量比近似相反，四川9∶1，全國2∶8，全國火電遠高于水電，四川火電遠低于水電。

四川地處我國西高東低地貌的陡降段，亞熱帶季風氣候帶來豐沛降雨，四川火電特點是四川豐富水能資源和綠色發展理念決定的，非火電經營不善和經濟周期性低迷所致，是長期性和結構性特點。四川火電將長期面臨總裝機容量基本不變，利用小時數低位波動，發電量持續低迷。面對這樣的前景，四川火電可做好以下應對：

1.完成超低排放和節能改造，踐行綠色發展理念，成為四川水電東送、峰枯補缺的堅強后盾。為保證西電東送的穩定性和連續性，保證峰枯川內電力市場穩定，保證西電東送具有強大可靠的電壓支撐，決定了四川火電是四川電力市場不可或缺的組成部分。保持現有機組始終滿足國家環保節能最新要求，與時俱進，是免遭淘汰、生存空間不被擠壓的基本要求。四川水電連年棄水，且新機組持續開發，火電負荷增長需等到水電開發殆盡，且水電不再棄水、電能需求沒有達到峰值之時。增量市場受限，存量市場的質量是爭取更多生存空間的必然要求。

科學改造30萬千瓦煤電機組。在江油、白馬、金堂、廣安都有30萬千瓦煤電機組，這些老機組無法達到國家的環保節能要求，不應只想到關停、“上大壓小”一條路，要創新思維，敢于獨辟蹊徑。這些老電廠的運煤、存煤、變電、輸電、廠房等系統都沒有問題，影響環保節能的只有動力系統，可與設備生產廠家產研結合，更換鍋爐、管道、汽機，用一臺帶100萬千瓦的鍋爐帶2臺30萬千瓦機組，或用一臺帶150萬千瓦的鍋爐帶4臺30萬千瓦機組，即充分利用原有設施，節約資金；避免人員下崗，保持社會穩定；又減少建設審批時間，保持電力市場穩定，實現多贏。

2.抓住售電市場開放的歷史機遇，利用火電靠近負荷中心，短距離損耗小特點，實現近區域負荷躉售，讓利供電局、工商企業等用電大戶，突破4500利用小時數設計值，通過規模效益攤薄固定成本。

3.煤電氣電混建，節約煤電啟動成本，基腰峰荷通吃，提升利用小時數。60萬千瓦超臨界煤電機組在冷態、溫態、極熱態啟動時耗油噸數為145、130、90，耗電萬度數為：38、30、7，耗標煤噸數285、175、100，油均價5 800元/噸，電價0.529 4元/度，標煤價按770元/噸嗎，三態的啟動費萬元數約為：126、104、63；三態的啟動小時數約為：32、26、6；有臨機運行時每態可少用油約20噸。煤電一般為無臨機運行的冷態啟動，故啟動費用高、時間長，不作為黑啟動電源和快速調峰電源。但燃氣機組具有啟動時間短和費用低特點，可頻繁啟動，經常日啟停，甚至一天啟停兩次，每次費用僅20萬元左右，冷態、溫態、熱態的啟動小時數約為：3.6、2.5、1.4。負荷高峰時段，電網調度在水電出力達到峰值，并網火電出力也達到峰值，但電網仍有負荷需求時，寧愿拉閘限電，也不愿啟動未并網煤電，以免高峰過后因不能停機煤電而停機或限產相應水電，就是因為火電啟動成本高和開機時間長。四川“十三五”無新建煤電機組，以后新上煤電機組也將很少，已完成二期項目征地、鐵路運輸、儲煤場、取水設施等公用系統兩期同建的燃煤電廠，如瀘州、福溪、孝兒可謀劃二期不上煤電上氣電，使氣電成為煤電航母的護衛艦，增加煤電機組供電的可靠性、調峰性、靈活性、經濟性，共同成為穩定省內外電力市場的定海神針。雖然四川氣豐，但高氣價造成的燃機高電價不利于燃機單獨帶基腰負荷；雖然四川煤少，但便捷鐵路運輸及有限火電容量可使聯運后的廉價煤電基腰峰荷通吃。

4.天然氣是很多化工產品原料，實現了煤電氣電聯運電廠可聯合政府，謀求電廠附近布局工業園區，吸引大量用熱企業和利用天然氣產業入園，對園區企業如同北方民用供熱電廠那樣實行工業供熱，以實現高收益熱電聯產和天然氣集約化利用，實現電廠、園區共贏。

5.依托政府，保持火電平穩發展。四川火電以煤電為主，截止2016年底，煤電裝機1 385萬千瓦，氣電70萬千瓦。煤電70%是煤炭成本，去產能、安全生產和供需關系等因素常使煤炭市場價格大幅波動，但電價由政府控制，爭取煤電價格聯動，減少煤價波動對企業利潤影響。

煤企電企相互參股，確保煤炭供應穩定。

爭取省經信委支持，在發電量逐年下降的形勢下，上調計劃電量，加大政策補貼力度，使火電企業不因讓利發電空間于水電企業，而使利潤大幅下滑。

低利用小時數火電企業爭取部分電網企業享受的容量電價，實現兩部制電價，增加企業收入。

2017-10-25

劉小平(1965-)，男，四川儀隴人，畢業于四川大學電力系電力工程及其自動化專業，學士學位，現為四川省投資集團有限責任公司能源發展管理部電站管理專責.

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