談及火電，“虧損”似乎已經成為其不變的主題，各大公司家家叫虧，讓人不禁心生“憐憫”，但在面對整個過程中所凸顯的問題時，各方都顯得愛莫能助;但仔細想想，在此過程中“節”“減”一點能否起到作用呢?
　　
　　近日，財政部公布五大發電集團運行情況數據顯示，去年全年，五大發電集團累計實現利潤總額185.6億元，比2010年減少34.3億元，下降15.6%。其中，火電累計虧損312.2億元，比2010年增虧190.7億元，截至1月底，五大發電集團資產負債率均超過80%。
　　
　　在去年全年實現利潤185.6億元的情況下，中央五大發電集團今年1月實現利潤-22.2億元，比去年同期增虧18.3億元。其中火電虧損28.1億元，比去年同期增虧2.52億元。
　　
　　煤炭成本上漲、利潤下滑、火電脫硝政策實施等多方面因素導致火電企業虧損嚴重，與此同時發電量也有所減少。
　　
　　數據顯示，1月份，五大發電集團完成發電量1799.21億千瓦時，比去年同期降低8.26%，其中火電發電1696.66億千瓦時，比去年同期降低3.72%。完成售電量1664.11億千瓦時，比去年同期降低8.66%，其中火電1521.08億千瓦時，比去年同期降低5.83%。
　　
　　隨著今年1月1日《火電廠大氣污染物排放標準》的實施，火電脫硝也成為火電企業的又一難題，據專家計算“如果機組運行按年利用小時數5500小時計算，脫硝機組年上網電量約為70億千瓦時，按脫硝90%投入率計算，脫硝電價收入約為4300萬元，而因脫硝投入增加成本支出約為6600萬元，差額2300萬元。雖然國家已開始試行每千瓦時電0.008元的脫硝電價補貼，因此目前試行的脫硝電價水平尚不能全額彌補脫硝成本”。
　　
　　有專家指出，通過綜合考量火電機組加裝脫硝設施的建設成本和運營成本兩部分因素初步測算，同步建設脫硝設施的單位總成本約為1.13分/千瓦時，技改加裝脫硝設施的單位總成本約為1.33分/千瓦時。這顯然與發改委提出的0.8分/千瓦時的補貼標準相差不少。
　　
　　今年2月大唐集團火電業務實現自去年以來的首次月度盈利，但業內人士表示，2月份部分企業盈利和減虧并不能幫助整個行業“脫困”。首先，煤炭價格未來的變數很大，電煤價格成本占了火電業務的大頭對其經營狀況有直接的影響;其次，未來電價的調整以及電力體制改革的情況說不準，但火電節能減排的壓力將持續增加卻是肯定的。
　　
　　對于火電企業來說，不論除塵還是脫硫脫硝，歸根到底會帶來經濟成本大幅提升的問題，而目前脫硝電價8厘錢的補償肯定不能抵平成本的上升。因此，火電業整體的虧損難以避免，“就看是虧多虧少了”。
　　
　　全國政協委員、中國電力投資集團公司總經理陸啟洲表示，盡管今年煤價上漲形勢會相對緩和，但火力發電企業還是會很困難。
　　
　　生產環節節能
　　
　　火電廠的主要生產環節可大致分為：燃料的入廠和入爐、水處理、煤粉制備、鍋爐燃燒以及蒸汽的生產和消耗、汽輪機組發電和電力輸送等。
　　
　　發電過程中任何一個主要生產環節中均存在能源損耗的問題，如果能夠通過有效的技術利管理手段使各環節的能源消耗水平得到合理控制，并努力消除生產過程巾可以避免的能量浪費，就能真正達到節能的目的，同時火電廠也能在節能過程中降低生產成本，逐個環節挨個突破，節能目標既能達成。
　　
　　一般來講，燃料成本占發電成本約為75%左右，占上網電價成本30%左右。如果燃煤質好價格優，則鍋爐燃燒穩定、效率高，機組帶得起負荷，不僅能夠減少燃料的消耗量，更有利于節約發電成本;如果燃煤質次價格高，則鍋爐燃燒穩定性差，燃燒效率低，鍋爐本體及其輔助設備損耗加大，顯然對發電廠是極其不利的，因此入廠和入爐燃料的控制是發電廠節能工作的源頭.這一步工作是否得到有效控制，將在很大程度上影響到其后續生產環節的能源消耗。
　　
　　火電廠的燃煤要經過諸如計劃、采購、運輸、驗收、配煤、儲備及廠內輸送，煤粉制備等多個環節，最后才能送入鍋爐燃燒，各個環節嚴格把關那么電廠節能便開了個好頭。
　　
　　隨后是降低制粉系統耗能，制粉系統的耗電占廠用電的25%左右，顯然，在保證制粉系統出力，控制合理煤粉細度的前提下.降低制粉系統耗能就成為另一個重點，于是我們離電廠節能目標又進了一步。
　　
　　接著便是鍋爐燃燒率的提高，鍋爐是最大的燃料消耗設備，燃料在鍋爐內燃燒過程中的能量損失主要包括：排煙損失、機械不完全燃燒損失、化學不完全燃燒損失、散熱損失、灰渣物理熱損失等。因此，只有通過減少各項損失，提高鍋爐燃燒效率才能實現鍋爐燃燒的節能控制，到了這里電廠節能目標已經完成一半。
　　
　　然后是提高汽輪機效率，汽輪機運行時，其能量損失主要指級內損失;另外，汽輪機排汽也會造成一定的能源損失。汽輪機的節能改造措施主要有：通流部分改造、汽封及汽封系統改造、低壓轉子的接長軸、改進油擋結構投防止透平油污染、防斷油燒瓦技術、改善機組振動狀況、改進調節系統等，此外，應加強對汽輪機的檢修，以提高運行的穩定性。
　　
　　再進一步電廠需要改善蒸汽質量。蒸汽壓力和溫度是蒸汽質量的重要指標，如果汽壓低，外界負荷不變，汽耗量增大，煤耗增大;汽壓過低，迫使汽輪機減負荷。熱汽溫偏低，壓力變時熱焓減少，作功能力下降也就是當負荷一定時，汽耗量增加，經濟性下降。如何合理控制這兩大指標，提高經濟性，在整個電廠節能過程中也有著重大的意義。
　　
　　最后是推廣變頻調速技術降低電廠自身用電。發電廠廠用電量約占機組容量的5%～l0%，除去制粉系統以外，泵與風機等火電機組的主要輔機設備消耗的電能約占廠用電的70%～80%。泵與風機的節能，重點要看其是否耗能過多、風機與管網是否匹配，通過改變擋板或閥門開度進行流量調節、電機按定速方式運行等措施使得推廣先進的電機調速系統在火電廠中的應用顯得尤為重要。
　　
　　積極參與脫硝
　　
　　對火電行業來講，脫硝工作關系到火電企業經濟和環境問題的協調發展，如何協調發展也成為火電的轉型發展方向。
　　
　　據《關于脫硝電價政策的研究和建議》的報告顯示，我國目前火電裝機容量大約是7億千瓦，其中脫硝機組約1億千瓦。尚有6億多千瓦機組需要進行脫硝改造。其重點調研省份已投運脫硝機組容量為5565萬千瓦，占燃煤機組裝機比例僅為16.15%，平均實際脫硝效率在70%左右。
　　
　　為提高火電企業脫硝的積極性，國家發展改革委出臺了火電脫硝電價補貼政策，對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠，經環保部門驗收合格后，報省級價格主管部門審核，試行脫硝電價，電價標準暫按每千瓦時加0.8分錢執行。
　　
　　雖然通過綜合考量火電機組加裝脫硝設施的建設成本和運營成本兩部分因素初步測算，同步建設脫硝設施的單位總成本約為1.13分/千瓦時，技改加裝脫硝設施的單位總成本約為1.33分/千瓦時。這與發改委提出的0.8分/千瓦時的補貼標準相差不少。
　　
　　但根據專家測算，如一臺60萬千瓦機組，安裝后端脫硝裝備，給予0.008元/千瓦時脫硝電價補貼，脫硝設施回收期約7～8年，毛利率約12.5%。“火電廠是存在一定的盈利空間的。”
　　
　　業內專家表示：“在當前發電企業經營困難的時期，較高的成本使得發電企業不堪重負，脫硝設施的投入更是增加了發電企業負擔，但氮氧化物減排任務不僅是國家節能減排的要求，也是發電企業履行社會責任的光榮使命，目前脫硝電價補貼雖不能與脫硝成本持平，但至少彌補了企業65%的脫硝成本，脫硝電價政策的實施可有效地促進節能減排工作更好的開展，企業節能減排工作的積極性也可以進一步提高。”

　　
來源：《電氣中國》