全球最大火电厂积极应对20亿清洁改造难题的同时，也在面临“市场电”走不出去的困境。

     “去年综合升级改造后，3、4号机组汽轮机热耗较之前平均降低400 kJ/kWh，相当于每发1度电较改造前少用燃煤14克。”8月31日，在内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司（以下简称“托电”）的二期集控室中，发电部单元长王楠向《能源》杂志记者介绍说。

     “4号机组此刻的发电负荷是586兆瓦，负荷率近97.6%，接近满发。”硕大的二期集控室显示屏上，正实时显示机组运行和各类指标参数情况，586MW的数字格外显眼。

     “连同4号机组，托电一共有8台600MW机组和2台660MW机组，通过500KV四回线路接入首都电网，年发电量约占北京地区社会总用电量的25%。” 王楠说。

综合升级改造后的托电4号机组

       被誉为“火电航母”的托电，地处呼和浩特市西南70公里外的托克托县，雄踞黄河上中游分界处北岸的土默川平原，北临呼、包、鄂“金三角”开发区腹地。

而就在年初，随着五期扩建工程2台国产66万千瓦超超临界机组相继商运，672万千瓦的总装机，也让托电一举成为全球在役最大的火力发电厂。

     “截至今年7月底，托电累计发电量达3569.8亿千瓦时，连续安全生产运行11周年。”托电党委书记王东升坦言，“也应看到，由于煤炭的大幅度涨价以及电力市场终端价格的持续走低，发电企业也正面临着极其严峻的市场形势。”

       持续多年的“环保风暴”热浪依在，作为国家队主力的托电如何迎难而上？市场经济条件下，火电消纳又面临着哪些新的难题？

20亿的清洁改造难题

       服役20年、单机容量覆盖30万、60万千瓦的电厂在北方并不鲜见，它们是中国过去几十年重工业大规模发展的重要支撑力量。而如今，随着能源结构的转型和全民环保意识的提高，不计成本进行环保改造似乎成为必然出路。

     “燃煤电厂的超低排放标准主要有3个指标：二氧化硫50mg以下，氮氧化物30mg以下，烟尘5mg以下。可以说，我国火电厂的排放标准比国外发达国家还要高。”王东升介绍，“目前，托电12台机组中有10台机组已经完成了改造。”   

       大唐托电工程是国家“十五”重点项目，也是“西部大开发”和“西电东送”能源战略的重点工程，隶属大唐集团旗下大唐国际发电股份有限公司。

早在20世纪八十年代，托电便开始前期调研。1995年11月，托电在呼和浩特市注册成立，随后一期工程在2000年8月1日开工。

如今，托电12台机组中，8台60万千瓦火电机组和2台66万千瓦机组通过500千伏四回线“点对网”接入首都电网，成为首都安全用电的主力电源点。2台30万千万机组（自备机组）通过蒙西电网为大唐再生资源公司供电。

     “托电于2014年7月底前完成了10台机组脱硝改造；2015年至2017年，对10台机组进行了超低排放改造。以每台机组环保改造投入约2亿元计算，托电10台机组改造共花费约20多亿元。”托电发电部主任孙永春向《能源》杂志记者介绍。

其中，脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，一炉一套脱硫装置；脱硝全部采用（低氮燃烧器+SCR）技术；除尘方面，1-8号机组安装了五电场高效静电除尘器，9-12号机组安装了布袋除尘器。

       值得关注的是，作为托电首创的技术，空湿冷机组联合提效的应用，对于国内同类电厂或将具有较强的示范意义。

     “利用湿冷机组与空冷机组排汽背压不同的原理，由空冷机组排汽加热湿冷机组部分凝结水，能显著提高湿冷机组凝结水温度，降低空冷机组背压。”

在刚刚商运的10号空冷机组正下方，巨大的扇叶声呼呼作响，几乎淹没了生产设备部主任李海峰的声音，“这项技术最终能实现冬天节水，夏天节煤。”

 从空中俯瞰全球最大火电厂全景

       据悉，虽然托电紧邻亚洲最大的露天煤炭基地——准格尔煤矿以及内蒙古自治区的重要水源基地——黄河，但托电一直积极响应国家号召采取多项措施节煤节水。

     “夏季能耗高峰时，可达到最高节煤20克/千瓦时，节约喷淋除盐水6.72万立方米；冬季将湿冷机组的循环水切换至新建间接冷却塔冷却，降低机组水耗，预计年可节水154万立方米。”李海峰说。

走不出去的“市场电”

       环保重压下的托电，同时面临着“市场电”开拓受阻的困境。

     “随着多数发电企业逐渐参与上网竞价，托电也在不断开拓新的电力市场。”王东升说。

     “过去，我们相当于电网的一个车间，只管发电送到电网，由他们去卖，电厂没有专门的营销部门，而如今为适应电力改革需要，我们也成立了‘市场营销部’寻找新的电力客户。”

       当前，在发电板块独木难支，其他行业又因经济大环境低迷而普遍不振的背景下，被业内视为“新增长点”的售电业务无疑成为一些发电企业的救命稻草。

然而，此后两年，由于火电设备利用小时预期将进一步下降，加之电煤价格持续高位运行、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大等因素，托电的经营业绩也受到较大影响。

     “近3年，发电企业的利用小时数平均每年降低500小时，盈利水平也逐年下降。”王东升透露，“火电企业发展仍面临严峻形势。”

     “过去，托电所发电量全部为计划电量。而如今，随着电力产能过剩局势加剧，我们也不得不由计划电向‘计划+市场’相结合。”托电计划部副主任张英贤对此感触颇深。

       据其介绍，2017年托电计划电量占全额的70%，上网电价0.3177元/千瓦时；其余30%为市场电，最终销售电价根据月度竞价交易情况而定，每月有所不同。

     “托电的主要目标市场是京津唐地区和山东市场。当前，托电已经在这些市场打开了局面，我们的市场营销部人员去当地宣传后，通过竞价已经拿到了相当比例的市场电量，为日后进一步拓展市场打下了很好的基础。”张英贤透露说，“真正比价格、比市场，我们可以站得住脚。”

     “然而，也应看到：较低的市场成交价，对于我们来说利润微乎其微。”王东升坦言，“加之煤炭价格持续走高，对企业形成两头挤压，对电厂的持续经营造成一定压力。”

       对此，一位不愿具名的行业人士向《能源》记者分析：有些地区电力交易市场，地方保护主义色彩浓厚。相比而言，山东电力市场更加市场化，比拼的是谁的成本更低，谁的实力更强。

    “按道理，市场化应该走市场价，谁的成本最低，谁的环保指标最好，谁就应该卖电最多。但由于目前部分地区的电力市场并不规范，所以实际情况并非如此。我们盼望电力交易市场尽快规范起来。”张英贤说。