李 森，楊勝軍，竇 智

(1.大唐黑龍江發(fā)電有限公司，哈爾濱150028;2.依蘭縣電業(yè)局農(nóng)電公司，黑龍江依蘭154899)

1 黑龍江省冬季采暖現(xiàn)狀

黑龍江省地處中國北方高緯度地區(qū)，冬季漫長，氣候寒冷，采暖期長達180 d以上，平均采暖小時數(shù)在4 300 h左右，采暖耗能占社會總能源消費量20%以上［1］。大中型城市供熱方式主要為熱電聯(lián)產(chǎn)，輔以區(qū)域鍋爐房、分散小鍋爐房等，其中可實現(xiàn)集中供熱面積1 500×104m2以上的大中城市(主要為地市級及以上城市)已采用大型熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱或正在開展大型熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱項目前期工作，熱電聯(lián)產(chǎn)熱源主要為100～200 MW供熱改造機組、300 MW供熱機組。

黑龍江省供熱面積為(300～1 400)×104m2的中小城市(主要為地市級以下城市和縣城)，供熱方式主要為區(qū)域鍋爐房、分散小鍋爐房混合方式［2］，部分城市已實現(xiàn)小型熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱，小型熱電聯(lián)產(chǎn)方式基本為抽凝機配背壓機、凝汽機低真空供熱，投產(chǎn)年限較早;分散小鍋爐房供熱仍占有較大比重。此外，還有部分城市(主要為縣級市和縣城)未實現(xiàn)集中供熱，全部為分散小鍋爐房、小爐灶供熱方式。分散小鍋爐效率低，浪費能源，城市環(huán)境污染嚴重。

根據(jù)大唐黑龍江發(fā)電有限公司2011年對黑龍江省行政區(qū)劃內(nèi)44個縣以上中小城市熱電聯(lián)產(chǎn)市場調(diào)研統(tǒng)計，截止2011年6月，44個中小城市中，以小型熱電聯(lián)產(chǎn)為主實現(xiàn)集中供熱的城市23個，以區(qū)域鍋爐房為主實現(xiàn)集中供熱的城市9個，以分散鍋爐房供熱為主的城市12個。黑龍江省中小城市供熱現(xiàn)狀比例如圖1所示。

圖1 黑龍江省中小城市供熱現(xiàn)狀圖

2 采暖熱負荷預測

隨著國家振興東北老工業(yè)基地、黑龍江省哈大齊工業(yè)走廊開發(fā)建設、黑龍江省東部煤電化基地建設、黑龍江省大小興安嶺林區(qū)生態(tài)保護與經(jīng)濟轉型等一系列方針、政策的落實，促使黑龍江省城市化進程發(fā)展迅速。截止2010年，黑龍江省市鎮(zhèn)人口比重已達到55%［1］，高于全國平均水平約5個百分點，城市建設突飛猛進。根據(jù)大唐黑龍江發(fā)電有限公司對黑龍江省中小城市熱電聯(lián)產(chǎn)市場調(diào)研統(tǒng)計，擁有相當規(guī)模人口的城市數(shù)量，在“十二五”時期及到2020年將顯著增加。人口超過8萬人的城市，“十二五”時期將由30個增加到35個(到2020年將達到38個);總建筑面積超過300×104m2的城市，“十二五”時期將由20個增加到34個(到2020年將增加到39個);可集中供熱面積超過300×104m2的城市，“十二五”時期將由10個增加到26個(到2020年將增加到36個)。黑龍江省中小城市發(fā)展趨勢如圖2所示。

圖2 黑龍江省中小城市發(fā)展趨勢圖(單位:個)

3 典型案例分析

3.1 典型案例選取

大唐黑龍江公司對黑龍江省行政區(qū)44個縣以上中小城市進行了深入調(diào)研，并對調(diào)研信息進行了認真統(tǒng)計分析，綜合比較后挑選了近期集中供熱面積分別為1 200×104m2、600 ×104m2、320 ×104m2的3個城市作為典型案例，開展了建設3×50 MW、2×30 MW、1×30 MW背壓機熱電聯(lián)產(chǎn)項目投資研究。這3個城市分別位于黑龍江省中部、西部、東部，煤源、人口規(guī)模及建筑面積均具有代表性，項目基本條件及主要技術經(jīng)濟指標如表1、表2所示。

鎖定投資方內(nèi)部收益率8%，按照目前電廠出口熱價測算上網(wǎng)電價，財務評價指標如表3所示。

3.2 電熱價測算結果

通過財務評價可以看出，鎖定投資方內(nèi)部收益率8%，按照目前黑龍江省電廠出口熱價水平測算，3×50 MW、2×30 MW、1×30 MW背壓機組項目的上網(wǎng)電價分別達到535.63、557.9、686.72 元/(MW·h)，均明顯高于黑龍江省脫硫機組標桿電價404.9元/(MW·h);按照目前黑龍江省脫硫機組標桿電價測算背壓機組項目出口熱價，對應3個建設方案分別達到42.76、42.79、51.98 元/GJ，均明顯高于黑龍江省目前電廠出口熱價。

表1 不同城市面積項目基本條件

表2 不同城市面積全年主要技術經(jīng)濟指標

表3 不同城市面積財務評價指標

3.3 項目效益測算結果

為了給不同規(guī)模城市建設背壓機組進行機組選型和投資提供參考，對不同的可集中供熱面積對應的機組選型進行了不同邊界條件下項目效益測算。

經(jīng)測算，在鎖定投資方內(nèi)部收益率8%，按照黑龍江省標桿電價，煤價為450～630元/t(標煤，不含稅，下同)，不同供熱面積條件下測算熱價為35.64～54.83元/GJ，高于黑龍江省平均熱價16.3%～79.0%;按照黑龍江省平均熱價，煤價為450～630元/t，不同供熱面積條件下測算上網(wǎng)電價為468.04～851.8元/(MW·h)，高出黑龍江省標桿電價15.6%～110.4%。按照黑龍江省平均煤價616.66元/t、平均熱價30.63元/GJ，測算出不同供熱面積條件下的上網(wǎng)電價為603.74～836元/(MW·h)，高出黑龍江省標桿電價49%～106.5%;即使選擇煤價較低的城市，煤價按500元/t，測算出不同供熱面積條件下的上網(wǎng)電價為508.75～696.86元/(MW·h)，仍然高出黑龍江省標桿電價25.6%～72.1%。熱價測算曲線、電價測算曲線如圖3、圖4所示。

從圖3、圖4可以看出，單機容量30 MW以下背壓機組投資相對較高，技術經(jīng)濟指標、項目投資效益(收益)較差，因此不推薦建設單機容量30 MW以下容量的背壓機組。而建設單機30 MW及以上容量的背壓機組，需要資金、電熱價格等補貼，才能滿足財務評價和基本收益要求。超過1 000×104m2供熱面積的城市采用背壓機組，雖然虧損比率相對較低，但基數(shù)較大，也不宜采用。

圖3 熱價測算曲線圖

圖4 電價測算曲線圖

3.4 背壓機的節(jié)能環(huán)保效益

背壓機熱電聯(lián)產(chǎn)具有節(jié)約能源、改善環(huán)境、提高供熱質量等綜合效益［4］。根據(jù)測算，背壓機組熱電聯(lián)產(chǎn)項目全廠熱效率可高達74%～81%［5］，在相同發(fā)電量情況下，相比國家規(guī)定的超臨界參數(shù)機組煤耗指標(發(fā)電標煤耗率286 g/(kW·h))，每年發(fā)電可節(jié)約標煤(0.62～4.50)×104t。相比熱水鍋爐(鍋爐效率0.8)每年供熱可節(jié)約標煤(0.78～2.28)×104t，電廠年總節(jié)約標煤量(1.40～6.78)×104t［6］。同時，每年相應減少煙塵排放約13～47 t，減少二氧化硫排放約17～67 t，減少氮氧化物排放約34～132 t。

4 造成背壓機組投資效益差的幾個原因

通過以上典型案例分析可以看出，采暖背壓機組項目投資效益較差。其主要原因如下:

1)背壓機項目單位投資相對較高。按照目前造價水平和環(huán)保標準要求，采暖選用的背壓機組單機容量較小，單位投資較高，單位千瓦造價估算在8 000～11 000元。在多次優(yōu)化后，采暖背壓機組千瓦造價也在7 400元(單機50 MW)～8 500元(單機15 MW)，比大型熱電聯(lián)產(chǎn)機組單位千瓦造價高出80%～100%。

2)電煤價格不斷攀升，熱價、電價漲幅很小，機組經(jīng)濟性較差。近年來，經(jīng)過對黑龍江省煤價、電價、熱價統(tǒng)計分析，電價、熱價漲價幅度相對煤價漲價幅度存在較大落差。2007－2012年黑龍江省平均煤價漲幅59%，標桿電價漲幅13.5%;熱價以哈爾濱為例，到用戶側漲幅為19.5%，電廠出口熱價漲幅僅為13%。由于煤價高，熱價低，采暖背壓機組季節(jié)性運行，發(fā)電設備利用小時數(shù)較低，因此導致了項目投資效益較差，嚴重影響了企業(yè)投資積極性。

3)電廠出口熱價核定比例偏低。采暖背壓機組項目投資是配套熱網(wǎng)項目投資的3～4倍，而熱網(wǎng)建設因為有熱網(wǎng)配套費等國家政策補貼，實際投資與采暖背壓機熱源建設相比更低。熱源項目中主要運營成本是供熱成本，熱網(wǎng)項目運營成本主要為電、水消耗及管網(wǎng)維護費用，無法與熱源運營成本相比擬。經(jīng)過對黑龍江部分城市電廠出口熱價與到熱用戶熱價對比分析，黑龍江省中小城市電廠出口熱價平均只占到熱用戶熱價的60%左右，明顯偏低。

4)需要建設配套調(diào)峰熱源。采暖背壓機組運行方式是以背壓機組帶基本熱負荷，保留原有區(qū)域熱水鍋爐房或新建熱水鍋爐房調(diào)峰，背壓機組熱化系數(shù)在0.5～0.6效益較好，機組年供熱量為需熱量的70%以上，在背壓機組供熱能力不足時，需由調(diào)峰鍋爐補充供熱。背壓機組與調(diào)峰鍋爐聯(lián)網(wǎng)運行，調(diào)峰鍋爐運行時間短，運營成本高，企業(yè)固定成本比例加大，影響供熱企業(yè)經(jīng)濟效益。如果熱電廠和調(diào)峰熱源隸屬不同的企業(yè)，供熱管理、調(diào)度就比較困難，需要有相應的政策支持和當?shù)卣e極的協(xié)調(diào)。

5 建議

建議制定背壓機組熱電聯(lián)產(chǎn)項目開發(fā)建設的環(huán)保、能耗、投資造價指標等邊界條件，對滿足國家政策的背壓機組熱電聯(lián)產(chǎn)項目進行政策補貼。

1)在項目建設期，國家可以安排專項資金，采取“以獎代補”方式，參照《節(jié)能技術改造財政獎勵資金管理辦法》(財建〔2011〕367號)給予獎勵，實行節(jié)能專項資金補貼并給予優(yōu)惠貸款政策。

2)在項目運營期，國家可以對超過標桿電價部分的上網(wǎng)電價進行電價補貼，或對電廠運行小時數(shù)(電量)進行補貼，由效益較好的大型機組代發(fā)。同時，采暖背壓機組污染物排放控制應與集中供熱鍋爐房享受同等政策，污染物排放總量指標由地方政府解決并減免排污費。

3)通過對電廠供熱成本與熱網(wǎng)供熱成本進行統(tǒng)計分析，按照公平、公允原則出臺有關指導性政策，合理確定電廠出口熱價。

4)研究、出臺具有可操作性的煤價、電價、熱價聯(lián)動政策，當煤價漲幅達到一定幅度時，及時調(diào)整電價、熱價，保證背壓機組熱電聯(lián)產(chǎn)項目經(jīng)營期間成本回收。

5)在稅收、限制原材料價格等渠道對背壓機組熱電聯(lián)產(chǎn)項目進行政策支持。

6)建設用地享受公益事業(yè)用地政策，以劃撥方式取得土地使用權，不征收契稅。

7)鼓勵“網(wǎng)源合一”模式，積極探索供熱管理體制改革，著力整合供熱資源，由熱電項目投資主體參與配套熱網(wǎng)建設和經(jīng)營。

8)參照《關于開展燃煤電廠綜合升級改造工作的通知》(發(fā)改廳〔2012〕1662號)規(guī)定，按背壓機熱電項目“年節(jié)能量每形成1萬t標準煤，相應增加業(yè)主單位所在企業(yè)集團3萬kW火電建設規(guī)?！?，用于該企業(yè)集團全國范圍內(nèi)規(guī)劃建設的火電項目或進行指標轉讓。

6 結論

1)為解決北方高寒地區(qū)中小城市冬季采暖問題，采用背壓機組配區(qū)域熱水鍋爐調(diào)峰的供熱方案，在節(jié)能方面是最佳選擇和國家鼓勵的熱電聯(lián)產(chǎn)供熱方式。

2)背壓機組配區(qū)域熱水鍋爐調(diào)峰的供熱布局比熱水鍋爐供熱節(jié)約能源。

3)建設背壓機組項目必須取得國家政策的支持，需要合理的上網(wǎng)電價、熱價、燃料價格、投資補貼以及稅收優(yōu)惠政策等做支撐，同時進一步優(yōu)化設計、降低投資，在黑龍江省中小城市推廣背壓機熱電聯(lián)產(chǎn)，實現(xiàn)采暖供熱。

［1］黑龍江省統(tǒng)計局，國家統(tǒng)計局黑龍江調(diào)查總隊.黑龍江統(tǒng)計年鑒 －2012［M］.北京:中國統(tǒng)計出版社，2012.

［2］張建平，徐明才，王廣宏，等.黑龍江省近期熱電聯(lián)產(chǎn)展望［J］.應用能源技術，2007(1):1－4.

［3］崔慧利，武學素.熱負荷對供熱機組選型的決定作用［J］.區(qū)域供熱，1991(4):37－43.

［4］康艷兵，張建國，張揚.我國熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱的發(fā)展現(xiàn)狀、問題與建議［J］.中國能源，2008，30(10):8 －13.

［5］崔慧利，莊賀慶，武學素.提高背壓機熱電廠經(jīng)濟效益的有效途徑［J］.節(jié)能技術，1993(1):29－32.

［6］李高，張琳.熱電聯(lián)產(chǎn)的經(jīng)濟性分析［J］.電站系統(tǒng)工程，2000，16(5):278－279.