水电夹缝中四川火电的前景

刘 小 平

(四川省投资集团有限责任公司，四川 成都 610041)

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水电夹缝中四川火电的前景

刘 小 平

(四川省投资集团有限责任公司，四川 成都 610041)

自2011年以来四川火电日衰，2017年11家60万千瓦机组还可能全面亏损，火电前景如何，历史趋势会持续多久，我们应如何理解和应对这种趋势。8月，巴蜀大地湿热无比，但火电人心中的湿热更甚。具体情况如何，分析两组图表。

图1 四川省6 000千瓦以上电厂装机容量

图2 四川省6 000千瓦及以上平均利用小时数

图3 四川省6 000千瓦及以上发电量

上1、2、3图分别表示四川省2011年至2016年6 000千瓦及以上机组的容量、利用小时数、发电量，蓝绿红分别表示总、水、火。从图上看，四川火电有以下特点：

1.水电推升全省总装机容量逐年较快增长，“上大压小”、发展绿色能源、限制化石能源政策促使火电装机容量逐年微降，2016年底水火容量比为82∶18(未包含6 000千瓦以下小水电，否则不止82)。

2.全省总利用小时数近6年基本维持4 000小时水平，负荷增长与装机容量增长水平相当(含外送负荷)，火电利用小时数逐年下降，与水电利用小时数背向而行，水电利用小时数高于全省总利用小时数。3、去产能使占比60%的工业用电量下降，2015年较明显，2016新动能驱使工业用电量恢复原先水平；水电发电量逐年大幅上升，火电则逐年下降，总发电量逐年上升，2016年底水火电量比91∶9。

图4 全国装机容量

图5 全国设备利用小时数

上4、5、6图分别表示全国2011年至2016年装机的容量、利用小时数、发电量。从图上看，全国火电有以下特点：

1.水、火电共同推升全国总装机容量逐年均匀上升，火电容量增速略高于水电，2016年底水火容量比为24:76。

图6 全国发电量

2.全国利用小时数水电波动于3 600附近，火电匀速下降，总体呈缓降趋势，装机容量总体过剩。

3.去产能使占比60%的工业用电量下降，电量的自然增长使2015年电量同比基本持平，2016年去产能效果显现，新动能驱使工业用电量恢复原先水平；水电发电量逐年小幅上升，火电则逐年趋稳于42 600亿千瓦时附近，总发电量逐年小幅上升，2016年底水火电量比21∶79。

对比两个特点，四川火电与全国火电迥异，并且这种差异将长期保持不变:

1.水火容量比近似相反，四川8∶2，全国2∶8。

2.对绿色可再生能源的鼓励和西电东送，四川火电利用小时数远低于水电和历史水平；全国火电由于去产能和接纳东电对用电自然增长的抵消而逐年缓降；全国火电设备利用小时数略高于总体和水电，四川相反，水电设备利用小时数略高于总体、远高于火电。

3.水火电量比近似相反，四川9∶1，全国2∶8，全国火电远高于水电，四川火电远低于水电。

四川地处我国西高东低地貌的陡降段，亚热带季风气候带来丰沛降雨，四川火电特点是四川丰富水能资源和绿色发展理念决定的，非火电经营不善和经济周期性低迷所致，是长期性和结构性特点。四川火电将长期面临总装机容量基本不变，利用小时数低位波动，发电量持续低迷。面对这样的前景，四川火电可做好以下应对：

1.完成超低排放和节能改造，践行绿色发展理念，成为四川水电东送、峰枯补缺的坚强后盾。为保证西电东送的稳定性和连续性，保证峰枯川内电力市场稳定，保证西电东送具有强大可靠的电压支撑，决定了四川火电是四川电力市场不可或缺的组成部分。保持现有机组始终满足国家环保节能最新要求，与时俱进，是免遭淘汰、生存空间不被挤压的基本要求。四川水电连年弃水，且新机组持续开发，火电负荷增长需等到水电开发殆尽，且水电不再弃水、电能需求没有达到峰值之时。增量市场受限，存量市场的质量是争取更多生存空间的必然要求。

科学改造30万千瓦煤电机组。在江油、白马、金堂、广安都有30万千瓦煤电机组，这些老机组无法达到国家的环保节能要求，不应只想到关停、“上大压小”一条路，要创新思维，敢于独辟蹊径。这些老电厂的运煤、存煤、变电、输电、厂房等系统都没有问题，影响环保节能的只有动力系统，可与设备生产厂家产研结合，更换锅炉、管道、汽机，用一台带100万千瓦的锅炉带2台30万千瓦机组，或用一台带150万千瓦的锅炉带4台30万千瓦机组，即充分利用原有设施，节约资金；避免人员下岗，保持社会稳定；又减少建设审批时间，保持电力市场稳定，实现多赢。

2.抓住售电市场开放的历史机遇，利用火电靠近负荷中心，短距离损耗小特点，实现近区域负荷趸售，让利供电局、工商企业等用电大户，突破4500利用小时数设计值，通过规模效益摊薄固定成本。

3.煤电气电混建，节约煤电启动成本，基腰峰荷通吃，提升利用小时数。60万千瓦超临界煤电机组在冷态、温态、极热态启动时耗油吨数为145、130、90，耗电万度数为：38、30、7，耗标煤吨数285、175、100，油均价5 800元/吨，电价0.529 4元/度，标煤价按770元/吨吗，三态的启动费万元数约为：126、104、63；三态的启动小时数约为：32、26、6；有临机运行时每态可少用油约20吨。煤电一般为无临机运行的冷态启动，故启动费用高、时间长，不作为黑启动电源和快速调峰电源。但燃气机组具有启动时间短和费用低特点，可频繁启动，经常日启停，甚至一天启停两次，每次费用仅20万元左右，冷态、温态、热态的启动小时数约为：3.6、2.5、1.4。负荷高峰时段，电网调度在水电出力达到峰值，并网火电出力也达到峰值，但电网仍有负荷需求时，宁愿拉闸限电，也不愿启动未并网煤电，以免高峰过后因不能停机煤电而停机或限产相应水电，就是因为火电启动成本高和开机时间长。四川“十三五”无新建煤电机组，以后新上煤电机组也将很少，已完成二期项目征地、铁路运输、储煤场、取水设施等公用系统两期同建的燃煤电厂，如泸州、福溪、孝儿可谋划二期不上煤电上气电，使气电成为煤电航母的护卫舰，增加煤电机组供电的可靠性、调峰性、灵活性、经济性，共同成为稳定省内外电力市场的定海神针。虽然四川气丰，但高气价造成的燃机高电价不利于燃机单独带基腰负荷；虽然四川煤少，但便捷铁路运输及有限火电容量可使联运后的廉价煤电基腰峰荷通吃。

4.天然气是很多化工产品原料，实现了煤电气电联运电厂可联合政府，谋求电厂附近布局工业园区，吸引大量用热企业和利用天然气产业入园，对园区企业如同北方民用供热电厂那样实行工业供热，以实现高收益热电联产和天然气集约化利用，实现电厂、园区共赢。

5.依托政府，保持火电平稳发展。四川火电以煤电为主，截止2016年底，煤电装机1 385万千瓦，气电70万千瓦。煤电70%是煤炭成本，去产能、安全生产和供需关系等因素常使煤炭市场价格大幅波动，但电价由政府控制，争取煤电价格联动，减少煤价波动对企业利润影响。

煤企电企相互参股，确保煤炭供应稳定。

争取省经信委支持，在发电量逐年下降的形势下，上调计划电量，加大政策补贴力度，使火电企业不因让利发电空间于水电企业，而使利润大幅下滑。

低利用小时数火电企业争取部分电网企业享受的容量电价，实现两部制电价，增加企业收入。

2017-10-25

刘小平(1965-)，男，四川仪陇人，毕业于四川大学电力系电力工程及其自动化专业，学士学位，现为四川省投资集团有限责任公司能源发展管理部电站管理专责.

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