全国火电亏损面超半:路在何方

四、其他政策影响

（一）电源结构持续优化调整，非化石能源加速发展

为贯彻落实国家《能源发展“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》相关要求，水电、风电、太阳能、核电、垃圾等清洁能源发电装机发展迅速，装机容量占比大幅增加，西南水电大省、三北新能源大省、控煤区域省份火电企业经营困难，火电企业生存空间急剧减小。

（二）煤电标杆电价不断下调，可再生能源补贴欠费规模持续增大

受制于区内电力供需矛盾，水电大发及严峻的弃水压力形势，西南部分省区火电企业经营较为困难。大唐集团在渝的石柱电厂、在桂的合山电厂及在滇的红河电厂等企业，设备利用小时近年来一直处于较低水平，市场电量占比较高导致执行电价较标杆电价大幅下降，加上燃料价格高企，火电企业持续亏损，维持企业正常经营十分困难。国家能源投资集团四川、云南所有火电厂资不抵债，资金链已实质性断裂，广西、甘肃火电电量全部由市场获得。目前陕西、山东、浙江等省份收紧控煤政策，导致部分高参数、低能耗机组长期处于停备状态。

煤电标杆电价不断下调，政策性减利金额巨大。如据国家发改委相关文件，广东省2013～2016年煤电标杆上网电价共下调四次，累计下调8.25分/千瓦时(含税)，四年来累计影响粤电集团煤电企业利润总额36.9亿元，2017、2018年基本维持2016年水平。另外，虽然2017年下半年国家上调了煤电标杆上网电价，但上调幅度有限，且受降低企业用电成本的总体要求影响，在当前高煤价的情况下，2018年下半年部分省份仍计划陆续下调煤电标杆上网电价，市场电量增量减价、个别省份标杆上网电价预期下调，致使火电平均上网电价总体水平呈下行趋势。而可再生能源补贴欠费规模持续增大，也进一步加大了企业经营困难。

（三）煤电企业环保压力持续增加，十三五期间全国发电企业需投入环保改造资金2000亿元

近年来国家推行更为严格的能效环保标准，火电企业需在节能降耗、“三废”治理等方面加大投入，加快机组升级改造，导致生产成本显著上升。华能集团每年投入技改资金50多亿中有30亿是投入环保改造，无法产生经济效益。个别地区在特殊时期要求更严格，要求控制在原超低排放标准的一半以下。如部分地区要求实现烟气消白羽，进一步增加了煤电企业环保排放投入。以江苏地区烟气“控白”为例，华润电力仅徐州区域的8台机组即须增加资本性开支约1.4亿元。

（四）跨省跨区送电及清洁能源蓬勃发展，火电利用小时承压

部分地区具备投产条件煤电机组受政策影响被限投。国家发改委、能源局在《关于印发2018年分省煤电投产项目的通知》(发改能源(2018)821号)中明确，河南、贵州、辽宁省今年的投产规模为零。

跨省跨区送电能力大幅提升，“三弃”现象逐年改善。受此影响，2017全国火电利用小时4165小时，同比下降44小时。另外部分省份陆续出台的控煤政策也进一步降低了火电利用小时，以江苏推行的“263”政策为例，华润电力江苏区域电厂2018年1～10月份利用小时同比下降298小时。2018年粤电集团煤电机组利用小时数3397小时，同比减少40.3小时，2016-2018近三年利用小时平均在4000小时以下，设备利用率不到一半。

2018年全国用电增速略高于上年，用电量持续增加。但从长远来看，煤电发电量、利用小时数呈持续下降趋势，特别是云南、四川水电新能源大省，煤电机组利用小时数已降至2000小时以下，燃煤机组的生存空间受到极大挑战。

（五）电网调峰需求大，煤电机组参与深度调峰

部分地区要求电厂参与深度调峰，机组长时间低负荷运行，负荷低至40%以下，甚至30%及更低严重影响燃煤电厂安全稳定运行和发电效率。此外，电价调整面临宏观经济形势、实体经济降成本等多方面因素影响，虽然已经达到煤电联动的要求，但销售侧没有煤电联动空间，实质提高电价存在较大难度，启动煤电联动存在较大不确定性，煤电企业经营改善难度进一步加大。

四、除环保外的技改投入减少，火电机组深度调峰带来的问题逐渐显现

燃煤企业受经营困难影响，为完成降负债率的要求，持续大幅压缩生产费用投入和环保以外的技术改造投入，如2017年国家电投火电企业技改和检修维护费用总投资51亿元，2018年计划投资47亿元，技改维护费用持续压降，对机组设备可靠性、稳定性、经济性均造成一定影响，设备安全运行风险增加。此外劣质煤掺烧造成的负面影响正逐渐凸显，火电机组深度调峰带来的设备问题也逐渐显现。

（一）对发电设备的影响

当前火电机组灵活性改造工作正在持续深入开展，但机组深度调峰期间引起的煤耗大幅升高，汽轮机末级叶片水蚀、振动等设备问题需引起关注。此外燃煤电厂为降低燃料成本，均大量采购掺烧低价劣质燃煤，从目前来看，已造成诸多不良影响。对锅炉设备的磨损较为严重，四管泄漏问题突出。1～10月华电集团系统燃煤机组发生四管泄漏30台次，同比增加70.6%;累计影响运行时间4360小时，同比上升53%。

锅炉大面积结焦、排渣困难、燃烧不稳灭火等事件数量大幅度增加。据不完全统计，华电集团燃煤机组因煤质原因发生锅炉限负荷及灭火事件34台次，对机组运行稳定性造成较大影响，并且发生锅炉爆燃、尾部烟道再燃烧等损坏设备安全事故的概率不断增大。

机组运行经济性降低，对节能减排工作开展造成不利影响。负荷率较低、调峰增加、掺烧劣质煤等不利因素，造成燃煤机组严重偏离设计工况运行机组运行经济性大幅度降低，供电煤耗、厂用电率等主要生产指标同比均增加

（二）设备安全运行风险增加

由于煤电机组利用小时数下降，机组调峰频繁、深度加大，启停次数多，增加设备安全运行风险，尤其对高温高压金属部件的影响较大，金属部件尖效事件有所增加。5月30日电集团珠海电厂出现中压主汽门飞脱的不安全事件;沙角C电厂#2汽包主焊缝发现超标缺陷并进行在线处理;多台机组的主蒸汽和再热蒸汽管道上的化学取样、温度测点等管座异种钢焊缝先后失效，运行中出现飞脱泄漏。

近年来国家电投所属煤电企业发生因设备引起的非停事件30起，机组设备可靠性不容乐观。近几年在技改、设备检修维护投入资金大多集中在深度调峰、环保超低排放改造、机组等级检修等，在安全，节能改造投资占比减少。特别是一些煤电企业为多发电量和缺乏资金进行技术改造，能耗居高不下，安全风险累积。

（三）机组负荷率持续降低

火电机组调峰压力日益显现，燃煤机组负荷率持续较低，深度调峰机组越来越多，调峰幅度越来越大，调峰时间越来越长。大唐集团吉林、辽宁、黑龙江、河南、浙江等省份开展的深度调峰、启停调峰，深调负荷由50%最低降至13%，华电集团1～10月份燃煤机组运行负荷率70.1%，600MW机组运行负荷率68.9%，其中贵州、黑龙江、辽宁区域600MW机组运行负荷率低于60%。

运行负荷率持续较低，调峰幅度、时间增加已经逐渐成为影响发电机组运行经济性和稳定性不可忽略的重要因素。为满足超低负荷运行工况，主要辅机设备启停频繁，大大缩减设备寿命和机组运行安全性;低负荷稳燃及启动点火燃油量明显增加，启停过程中耗费大量能源，严重增加火电企业运营成本。大量机组旋转备用，造成机组负荷率系数无法提升。部分火电厂长期低负荷甚至单机运行，长时间单机运行增加全厂对外停电的风险，一些电厂的机组连续停运几个月，增加设备防腐保养的难度。其主要原因有社会用电需求增长放缓、新增电源快速增长、输入性产能过剩严重等(西电超计划增送情况常态化)。

河南、吉林、重庆、新疆等省份区域平均负荷率长期低于60%，辽宁，黑龙江、山西、宁夏区域累计负荷率同比降低超过5%。截至10月，大唐集团所属86家火电企业中12家累计负荷率低于60%，30台机组负荷率低于60%。负荷率过低，汽轮机通流效率大幅下降，严重制约机组运行经济性和安全性。鉴于火电机组经济性最佳的负荷值为90%，对于资源、能源的浪费都非常惊人。