我國經濟發展已進入新常態，認識新常態、適應新常態、引領新常態，將成為當前和今后一個時期我國經濟發展的大邏輯。電力行業的發展同樣呈現出新常態特征，如何應對新常態下火電行業競爭環境，增強火電企業市場競爭力，提升能源利用效率和促進生態文明建設，成為火電企業面臨的新形勢和新任務。

火電行業新常態下發展現狀

1經濟增速持續放緩，能源結構調整不斷深入，非化石能源快速增長，火電機組市場份額繼續壓縮。

我國經濟正從高速增長轉向中高速增長，經濟發展方式正從規模速度型粗放增長轉向質量效率型集約增長;經濟結構正從增量擴能為主轉向調整存量、做優增量并存的深度調整;經濟發展動力正從傳統增長點轉向新的增長點。以習近平總書記提出的“四個革命、一個合作”為指引，國家將進一步優化能源結構，加大非化石能源裝機比重，落實去產能、去庫存、去杠桿、降成本、補短板五大任務要求。

受宏觀經濟下行、產業結構調整、工業轉型升級等因素影響，2015年全社會用電 量55500億千瓦時，同比增長0.5%，增速同比回落3.3個百分點，用電量占比最大的第二產業用電量同比下降1.4%，為40年來首次負增長。截至2015年底全國火電裝機容量9.9億千瓦，設備平均利用小時4329小時，同比降低410小時，降低百分比約7%，且仍有超過1億千瓦的核準在建規模，火電產能過剩局面短時期內難以緩解。

2015年，非化石能源發電裝機容量和發電量占比分別比2010年提高8.1和8.3個百分點，非化石能源呈現快速增長特征。

水電方面，

設備利用小時保持較高水平，2015年底全口徑水電裝機容量3.2億千瓦，發電量1.11萬億千瓦時，同比增長5.1%，設備利用小時3621小時，為近20年來的年度第三高水平(2005年、2014年分別為3664、3669小時);

核電方面，

投產規模創年度新高，發電量高速增長，2015年核電裝機容量2608萬千瓦，同比增長29.9%，全年凈增核電機組600萬千瓦，發電量同比增長27.2%，設備利用小時7350小時;

風電方面，

受風電上網電價調整預期影響，2015年基建新增并網風電裝機再創新高，全國并網風電裝機容量1.3億千瓦，全年發電量1851億千瓦時，同比增長15.8%，利用小時1728小時;

光伏發電方面，

2015年底我國光伏發電累計裝機容量4318萬千瓦，其中，光伏電站3712萬千瓦，分布式606萬千瓦，年發電量392億千瓦時，全年新增裝機容量1513萬千瓦，平均利用小時為1133小時。

由于近年來國家密集出臺一系列可再生能源扶持政策，極大促進了新能源發電的規模化發展，同時還積極采取措施，優先使用可再生能源發電，加快解決“棄水”“棄風”“棄光”問題。根據《能源發展戰略行動計劃(2014~2020年)》規劃，

2016年，預計非化石能源發電裝機比重提高到35.7%，非化石能源消費比重調高到13.2%;

到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達到15%，煤炭消費比重控制在62%以內;

到2030年，非化石能源占一次能源消費比重提高到20%左右，電力供應結構調整逐年深化。

2資源和環境約束加劇，節能減排政策日趨嚴厲，環保改造壓力增加，火電企業環保邊際成本持續增大。

從資源環境約束看，近年來環境承載能力已經達到或接近上限，人民群眾對良好生態環境的迫切期待，形成推動綠色低碳循環發展新方式。國家相繼出臺《大氣污染防治行動計劃》《火電廠大氣污染物排放標準》《煤電節能減排升級與改造行動計劃》等規定，要求全國新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克標準煤/千瓦時(以下簡稱“克/千瓦時”);東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時，其中現役60萬千瓦及以上機組(除空冷機組外)改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時。東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。嚴厲的節能減排政策使得火電企業超低排放和節能改造工作大規模集中進行，導致火電企業治污成本快速增加，其中脫硫、脫硝裝置的安裝和技術改造、運營成本增幅明顯。

3電力體制改革不斷深入，電力市場高度競爭，電價結構發生變化，火電企業盈利水平嚴重下降。

當前經濟形勢下，鋼材、原油、煤炭等大宗商品已無太大降價空間，鋼鐵、化工、有色金屬、建材等傳統高耗能行業對降低電價訴求非常強烈，對火電行業提出嚴峻挑戰。中央經濟會議明確提出降低電力價格，推進電價市場化改革，完善煤電價格聯動機制等措施，以幫助企業降低成本，地方政府為發展經濟，也將降電價作為壓縮工商業成本的重要舉措。自2016年1月1日起，燃煤上網電價下調3分/千瓦時，以國華電力公司為例，此次電價下降將影響利潤約50億元，且隨著新煤電價格聯動機制的發布，上網電價將進一步下降。按照《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》文件要求，電力體制改革按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序開放輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，將使直供電量、交易電量比重不斷增大，跨區域電力交易活躍，電力市場面臨高度競爭，結算電價低于標桿電價，火電企業盈利空間嚴重壓縮，經營壓力和成本矛盾將更加凸顯。

提升能源利用效率和促進生態文明建設的有效途徑

面對經濟發展新常態下電力行業的發展現狀和高度競爭的市場環境，火電企業必須節約能耗、減少排放、降低污染，以增強市場競爭力，謀求自身的生存發展。提升機組負荷率、優化運行方式、建立輔助服務交易市場是提升能源利用效率和促進生態文明建設的有效途徑。

1 優化全廠機組運行方式，提高運行機組負荷率，降低燃煤消耗，減少污染物排放。受電力需求放緩、市場增量空間有限、新投產裝機規模擴大、非化石能源快速發展、頻繁參與深度調峰等因素影響，2015年全國6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時繼續下降，發電設備平均利用小時為3969小時，同比降低349小時，均為1978年以來的最低水平。機組運行負荷率低下，是降低機組經濟性，影響運行成本的最重要因素，因此在總電量指標不變的前提下，提升負荷率重于開機量，必須改進機組啟停策略，優化機組運行方式，統籌協調機組高負荷率運行。

以廣東省電力市場為例2015年廣東省統調容量13287萬千瓦，其中省內裝機容量9887萬千瓦，外購電力容量3400萬千瓦，年度最大用電負荷9348萬千瓦(7月3日)，最小負荷1585萬千瓦(2月20日)。廣東省電力負荷呈現“供大于求、峰谷差大、核電帶基荷、熱電機組和西電調峰較小、高峰旋轉備用高達800萬千瓦、大型煤機處于常規調峰機組低位”等特性，導致大型煤機高峰不高、低谷深調，夜間低谷調峰帶30%~50%負荷，白天高峰也僅可帶70%~80%負荷。國華臺山電廠目前全廠裝機總容量500萬千瓦，其中60萬千瓦亞臨界機組5臺，100萬千瓦超超臨界機組2臺，是國內規模最大的火力發電公司之一。2015年國華臺山電廠平均利用小時僅為3939小時，同比降低718小時，其中100萬千瓦機組負荷率56.3%，60萬千瓦機組負荷率58.1%，全年平均負荷率僅為57.3%，同比下降2.7%，創歷史新低。

提升運行機組負荷率已成為節能降耗的重要手段，目前電網對火電廠機組的調度使用AGC直調模式，即將負荷指令發給每臺機組，無法在電廠實現各臺機組的經濟負荷分配，建議電網公司在加強調峰能力建設和需求側管理的同時，與火電企業共同商定某一區域內具有更高經濟性的調度策略，采用“分廠調度”與AGC相結合的方式，由電網調度機組，電廠調配負荷，賦予發電企業一定的負荷調整建議權以優化運行方式，推動以經濟運行為基礎的機組間負荷分配方式的實施，提高機組運行負荷率，減少過度備用帶來的電廠經濟損失和環境損失。

發電企業可結合電網結構和需求特性，開展機組間負荷經濟分配研究，形成機組間負荷搭配的最優模式，即在全廠總調度負荷指令下，根據各機組的熱力特性，按各機組效率的高低順序分配負荷，確定各機組應承擔的負荷，從而實現全廠總煤耗達到最低值。

以國華臺山電廠7臺機組分為三個單元運行的情況為例可進行廠內優化運行，即一三單元運行，二單元長期備用，根據測算，負荷率每提升1%，廠用電率大約會下降0.05%，若優化運行方式后，負荷率在2015年57%的基礎上，提高到60.0%的大型煤機平均水平則可降低供電煤耗3.5克/千瓦時，節約成本2500余萬元，減少二氧化碳排放11.2萬噸;若負荷率提高到65%則可降低供電煤耗8.4克/千瓦時，節約成本6000余萬元，減少二氧化碳排放27萬噸;若負荷率提高到70%則可降低供電煤耗12克/千瓦時，節約成本8500余萬元，減少二氧化碳排放38.5萬噸;若負荷率提高到75%則可降低供電煤耗14.3克/千瓦時，節約成本約1億元，減少二氧化碳排放45.9萬噸。據測算，負荷率在60%以下、60%~65%、65%~70%、70%~75%時，負荷率每提高1%，煤耗分別降低約1.5克/千瓦時、1克/千瓦時、0.7克/千瓦時、0.5克/千瓦時。

2 減少機組啟停頻次，優化輔助設備冗余運行方式，降低廠用電率，節約能源消耗。隨著火電機組利用小時持續下降，2015年國華公司綜合廠用電率從2013年的6.42%持續攀升到6.66%。火電企業應加強同電網公司溝通，結合電力供需形勢，在保障電網穩定運行、設備安全可靠前提下，主動應對中低負荷率新常態，積極優化機組年度運行方式，經濟分配各機組間負荷，優化單臺機組運行參數，減少機組啟停次數及輔助冗余設備的運行數量，并根據負荷率狀況停止部分備用設備運轉，采用主機停備主變停運、中低負荷重要輔機設備單側運行等措施，以降低廠用電率，節約火電企業成本。

機組啟停節能方面

以國華臺山電廠100萬千瓦機組為例，通過減少啟停次數，使啟停次數控制在2次之內，可使煤耗下降0.2克/千瓦時，通過優化啟停、備用運行方式，啟停備用能耗可在2015年基礎上減少10%，節電量達到597萬千瓦時，其他如公用系統影響廠用電率約為 0.13%，如進行優化，可減少10%，節電量約為229萬千瓦時。

輔機設備節能運行方面

以國華臺山電廠60萬千瓦機組為例，在中低負荷時進行單側風組運行經濟性試驗，試驗結果顯示單側送引風機運行方式未對鍋爐效率和正常運行產生影響。在30萬千瓦負荷條件下單側風組運行，每小時節電865千瓦時，降低負荷30萬千瓦時的廠用電率0.29%，供電煤耗下降0.95克/千瓦時;在23.5萬千瓦負荷條件下，單側風組運行每小時節電1093千瓦時，降低負荷23.5萬千瓦時的廠用電率0.45%，供電煤耗下降1.5克/千瓦時，節能效果明顯。

變壓器設備節能運行方面

建議電網合理安排機組和電網運行方式，盡量避免因負荷較低造成的變壓器損耗偏大。當機組停備時間超過半個月以上時，采用變壓器節能運行方式具有一定的價值。對于具有兩臺聯絡變壓器，聯絡變壓器負荷較低，并聯運行損耗較大的變電站，可在取得電網同意后停運一臺聯絡變壓器;對于機組安全運行影響較大的低壓變壓器，如汽機變、鍋爐變等，在機組停運后，可停運一臺，由另一臺帶兩段負荷;對于機組安全運行影響小的變壓器如照明變、檢修變、辦公樓變、生活區變等，可停運一臺，由另一臺帶兩段負荷，通過合理配置低壓廠用變壓器負荷，退出負荷較低的變壓器，以減少損耗。

3 完善火電機組調峰、旋轉備用等輔助服務成本補償機制，建立調峰調頻等輔助服務交易市場，出臺電力系統輔助服務交易辦法。隨著電力需求側結構發生變化，第三產業和城鄉居民生活用電比重同比分別提高0.8個和0.6個百分點，電力系統調峰任務漸趨復雜，一方面尖峰負荷問題日益突出，需求側峰谷差逐步拉大，另一方面風電和光伏發電等不穩定電力的逐漸增加，其間歇性特點決定了無法提供大規模穩定電力，火電機組承擔了繁重的調峰任務。過度參與調峰造成火電機組負荷率低下，大容量火電機組長期低參數、低功率、低效運行，造成發電企業能耗、污染物排放、運營成本均大幅增加，近幾年我國火電機組技術層面追求的高參數、高效率得不到應有的回報，使火電機組陷入低能效、高排放、高成本的惡性循環，不利于能源清潔高效發展，同時極大增加了全社會用電成本。

在日趨復雜的大電網結構下，完善優質的輔助服務是電力市場安全可靠運行的基礎。輔助服務市場開展并逐步完善的過程中，不斷改進的電力管理系統、市場管理系統、新技術、新理論都將為電力市場的建設提供技術支持。輔助服務市場的運行，將促使電力行業各參與主體從思想意識、行為方式、經營理念上，逐步建立起市場化概念。

華北電網率先在全國建立了基于成本加合理收益的輔助服務交易機制，建立了鼓勵競爭的環境，促進了電網安全穩定運行，提高了電網整體運行效率，奠定了市場建設的良好基礎。根據《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》，目前對包括自動發電控制(AGC)、有償調峰、有償無功調節、自動電壓控制(AVC)、旋轉備用、黑啟動等有償輔助服務進行補償，尚未建立以電力系統綜合效益最大化為導向的輔助服務調度模式和市場化的輔助服務定價標準，缺乏“誰受益、誰付費”的市場傳導機制。

隨著輔助服務成本不斷加大，現有交易機制不足以補償火電企業，導致火電企業提供輔助服務的積極性不高，不利于輔助服務市場的形成和健康發展。只有通過市場化，才能真正體現輔助服務這一電能輔助產品的內在價值，有利于讓各類機組各盡所能，優化資源配置。建議有關部門完善輔助服務補償機制，使制度全面、結構合理、補償公平，體現輔助服務的公正性，通過市場競爭使市場主體提供更優質的電力服務，并運用價格杠桿，調動火電企業積極性，促進可再生能源健康發展。

提升機組負荷率、優化運行方式、建立輔助服務交易市場是提高能源利用效率和促進生態文明建設的有效途徑，也是降低能源消耗和減少污染排放的有力措施，建議政府部門和電網公司等市場主體從制定配套政策和完善市場機制等方面引導火電行業可持續發展，全面推進能源高效利用，推動國家生態文明建設。