四川火电很捉急

近年来，受水电装机容量快速增长，市场需求持续低迷，外送通道严重不足，国调机组留川电量大幅增加以及受端省市接纳意愿减弱等因素的影响，四川电力市场形势严峻。四川火电企业为响应国家节能减排号召，支持地方经济和水电新能源的发展，不断为四川水电和新能源发展出让发电空间，发电利用小时数呈断崖式下降，经营形式急剧恶化。2008年以来四川主网火电企业累计亏损50亿元，预计2016年还将继续亏损11亿元，亏损面达100%，生产经营已难以为继。但四川特殊的水火电结构和网架结构，决定了四川火电在维护电网安全稳定运行、保证可靠供电、满足特殊时段用电需求等方面具有不可替代的作用。四川火电陷入“离不开，活不了”的两难局面。

一是保证电网安全运行的需要。四川水电等清洁能源装机地处偏远，远离负荷集中区域，受电网约束影响和电网支撑需要，必须要求部分火电机组长期开机运行，方能确保电网安全稳定，确保水电顺利落地或送出。2016年以来，为节能减排和缓解水电站弃水压力，四川火电按电网需求的最小运行方式动态安排开机发电。即使这样，在今年以来的最小需求时段，仍然有三分之一的火电机组开机运行。

二是保障电力供应的需要。虽然四川是水电装机大省，但多以径流式水电站为主，其容量占到水电站总数的2/3以上，丰、枯期发电能力差异大，调节性能较差，在枯水期、迎峰度夏高峰期以及极端气候条件下，必须开出部分火电备用机组，方能满足电力供应的需要。今年8月，面对持续高温天气，为保障电力供应和维护川电外送市场，火电紧急开机运行达883万千瓦，且负荷率超过80%，日最高发电量达到1.66亿千瓦时，这次保电工作再次证明了火电仍是四川电网和全省经济社会发展不可或缺的中坚力量。

三是拓展和维护川电外送市场的需要。目前全省年外送电量超过1000亿千瓦时，是水电送出大省，即便如此，“十三五”期间四川水电弃水现象仍然难以得到根本解决。为确保外送电量的稳定性，提高外送电质量，必须备用一部分火电机组，并根据省内的用电需求来动态调整运行方式，以利于进一步巩固和拓展川电外送市场。

一、利用小时数急剧下降。面对严峻的电力市场形式，为响应国家节能减排，支持地方经济，四川火电企业不断为四川水电和新能源发展出让发电空间，全省火电发电利用小时从2011年的4526小时下降到2015年的2688小时，预计2016年将下降到1900小时以内，远低于核定火电标杆上网电价的4500小时和全国平均的4000小时水平。

二、燃煤成本远高于全国平均水平。四川电煤受本地煤炭资源赋存条件差，开采成本高，以及省外煤炭资源运距远，运费高的影响，电煤采购价格居高不下。2016年1-8月四川煤炭平均采购标煤价363.67 元/吨(折5000大卡/千克)，较全国平均水平高34.74 元/吨。加之四川特殊的丰枯电煤需求和典型“小煤保大电”电煤供应格局，要求必须开展“电煤丰存枯用”，煤炭库存时间长，热值损失大，财务费用高。据测算，四川因实施电煤“丰存枯用”，燃料成本较其他地区增加45元/吨。

三、环保改造投入巨大。根据国家发改委、国家能源局、环保部《关于印发<全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案>的通知》(环发〔2015〕164号)要求，西部地区所有具备改造条件的燃煤电厂应在2020年前完成超低排放改造，达到超低排放水平。由于四川省大部分火电企业主要使用西南地区的高硫煤，预计投入改造资金近30亿元，远高于燃烧低硫煤地区电厂的投入，环保投入大，运行成本高。

四、现有政策补偿落实不到位。针对四川火电企业普遍经营困难的现状，为维护电网安全稳定运行、保证可靠供电，2013年以来，省发改委、经信委、能源监管办、能源局等部门依据国家发改委《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》(发改运行〔2015〕518号)等文件精神，先后联合出台对四川主网火电企业实施“水火替代”和“电价补偿”等政策。这些措施的出台，原本可在一定程度上缓解四川火电企业的经营困难。但截止目前，补偿措施未能得到全面落实。