传统煤电企业如何实现转型

　　随着电力改革的不断深入和节能减排、上大压小等政策的实施，一大批大容量、高参数、能耗低的机组投入运行，传统煤电企业容量小、能耗高、人员多、技术水平低的劣势日益凸显，企业竞争能力不断下降。

　　尤其近几年，国内经济发展速度持续放缓，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势日益加剧。在这种严峻的局面下，传统煤电企业必须顺应形势，以清洁化、高效化、低碳化、环保化发展作为主攻方向，积极应用先进发电技术，加快结构调整、转型升级，提升可持续发展和综合竞争能力，形成火电为主、风光并进、多元发展、多点盈利的企业发展模式，将单一的火电企业转型升级为高效、清洁、节能、环保的新型能源企业。

　　发展天然气发电。《电力发展“十三五”规划》明确提出，要充分发挥现有天然气电站调峰能力，推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。适度建设燃气蒸汽循环热电联产项目，推广分布式气电，“十三五”期间天然气能源消费比重力争达到10%、全国气电新增投产5000万千瓦，2020年达到1.1亿千瓦。可见，天然气发电是传统煤电企业未来规划发展的一条重要途径。

　　凡事有利有弊，要针对目前燃机运营成本高于燃煤发电机组的问题，在税收、财政等方面积极与地方政府沟通，争取燃气发电项目的政策扶持；在气价方面与燃气公司协商，争取合理的趸售优惠价格，才能保证企业的盈利能力。

　　实现冷热联供。《热电联产管理办法》对热电联产项目建设条件进行了明确和规范，规定“规划新建2台30万千瓦级抽凝热电联产机组的，须满足以下条件:机组预期投产年，所在省(区、市)存在50万千瓦及以上电力负荷缺口；两台机组与调峰锅炉联合承担的供热面积达到1800万平方米；采暖期热电比应不低于80%；项目参与电力电量平衡，并纳入国家电力建设规划”；《电力发展“十三五”规划》明确提出因地制宜规划建设热电联产项目，按照“以热定电”的原则，在充分利用已有热源且最大限度发挥其供热能力的基础上，规划建设热电联产项目；《国家能源局关于进一步调控煤电规划建设的通知》指出，民生热电项目不纳入风险预警等级为红色省份煤电项目暂缓核准、暂缓开工建设之列。这些政策是城市周边具备热负荷、电负荷、热电比等条件的老火电企业寻找“突破点”、开展热电联产项目的重要政策支撑。

　　同时，要扬长避短，充分利用老厂的土地、铁路、煤场、人员污染物排放指标等资源，抓住项目核准由“等煤量替代”严格为“等容量替代”的政策走向，利用原有的机组关停容量，作为抽凝式热电联产项目突破口。尤其是热、冷负荷需求稳定地区，更可以根据“在役热电厂扩建热电联产机组时,原则上采用背压热电联产机组”的要求，了解区域内工业热负荷和冷热联供负荷需求情况，建设背压机组，走出一条发电和冷、热联供的新路。

　　发展非化石发电。《能源发展“十三五”规划》提出，“‘十三五’时期非化石能源消费比重提高到15%以上”“非化石能源和天然气消费增量是煤炭增量的3倍多，约占能源消费总量增量的68%以上”“重点发展低速及7~10兆瓦级风电机组，稳步推进甘肃、河北等地区风电基地建设，大力推动中东部地区分散风能资源开发”；《可再生能源发展“十三五”规划》提出“到2020年，风电装机2.1亿千瓦以上、太阳能发电装机1.1亿千瓦以上”；《太阳能发展“十三五”规划》提出“到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上”“优先支持分布式光伏发电发展，重点支持分布式光伏发电分散接入低压配电网并就近消纳”“实施‘领跑者’计划，加速推进光伏发电技术进步和产业升级，加快淘汰落后产能”。显而易见，在如此众多扶持新能源的政策支持下，乘新能源之“风”破煤电困局之“浪”，加快新能源项目发展是提高传统煤电企业可持续发展能力的重要方法。