炼化企业燃煤自备电厂转型发展思考

2019-06-04李善涛

石油化工技术与经济 2019年2期

李善涛

（中国石化上海石油化工股份有限公司热电部，上海200540）

我国曾经是个电力资源较为短缺的国家，改革开放以来，随着经济的高速发展，电力的供需矛盾进一步激化，政府“独家办电”的垄断体制弊端日益显现。20世纪70年代，中央政府开始出台政策鼓励“多家办电”，支持电力市场形成多元化投资主体。各地高耗能企业纷纷建设自备电厂，解决公有电网电力供应不足的问题。进入21世纪自备电厂更是呈现出快速增长态势。

由于我国能源资源的特点为“富煤、缺油、少气”，除了部分钢铁、水泥企业根据自身生产工艺特点，利用高炉、转炉、窑炉的余热、余压和尾气开展资源综合利用，建设燃气自备电厂以外，绝大部分自备电厂均为燃煤自备电厂。

炼化企业作为传统意义上的用热、用电大户，自备电厂是伴随炼化企业发展同步配套建设、运营的热电联产机组，业务主要是按照“保证供热，多发创效”方式供热发电，在炼化主业的安全平稳生产、降本增效、节能减排等方面发挥了重要作用，为炼油化工装置运行提供了可靠的能源动力支撑和安全保障，创造了良好的经济效益。

1 燃煤自备电站面临的主要问题

炼化企业自备电厂在蓬勃发展的同时，其弊端和风险也随之逐步暴露。由于前些年我国对自备电厂规划和运营缺乏相应的政策法规，后续的监督审查也存在较多漏洞，客观上“纵容”了自备电厂的“无序繁殖”和“野蛮生长”。虽然绝大部分自备电厂政策合规，但也面临越来越大的政策与法律上“一刀切”的风险。

结合近年来的国家政策，环保重点地区为京津冀、长三角、珠三角和汾渭平原等区域，相关国家政策中对环保重点区域的定义为：（1）国务院2012年12月5日发布的《重点区域大气污染防治“十二五”规划》明确“京津冀、长三角、珠三角区域与山东城市群为符合型污染严重区”；（2）国务院2014年6月7日印发的《能源发展战略行动计划2014—2020》中关于“降低煤炭消费比重”中对于重点区域的描述为“削减京津冀鲁、长三角和珠三角等区域煤炭消费总量”，“到2020年，京津冀鲁四省市煤炭消费比2012年净削减100 Mt，长三角和珠三角地区煤炭消费总量负增长”；（3）国务院2018年6月27日印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中重点区域为“京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等区域”。

涉及到的有燃煤自备电厂的炼化企业共有17家，大型炼化企业有中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）旗下的天津分公司、齐鲁分公司、青岛炼化分公司、金陵分公司、扬子石化有限责任公司、高桥分公司、上海石油化工股份有限公司（以下简称上海石化）、镇海炼化分公司、广州分公司、茂名分公司等，几乎包含了中国石化所有的大型炼化一体化企业。环保重点区域内的炼化企业，特别是京津冀、长三角和珠三角区域内的企业，地处我国经济最为发达的东部沿海地区，这也是需求最为旺盛的地区，有极大的区位优势。同时，也是重点发展炼化能力的区域，该区域内的炼化企业装置结构完善，技术水平先进，配套设施齐全，炼化科研和工程支撑能力较强，物流体系完整，运转高效。

近几年，随着我国能源结构调整力度的不断加大和环保整治要求的不断提高，国家对燃煤电厂，特别是针对燃煤自备电厂方面的产业政策持续收紧，在环保超低排放治理、提高机组能效水平、煤炭消费总量控制、机组超期服役期关停、交叉补贴收取等方面提出明确要求，环保重点区域内的炼化企业的燃煤自备电厂面临前所未有的生存挑战和发展困境，这也直接影响到主业未来的可持续发展。因此，依据国家产业政策调整趋势，积极研究破解炼化企业燃煤自备电厂转型发展难题成为目前亟待解决的重大问题。

1.1 节能环保运行水平亟待提高

（1）环保约束不断加码

环保政策对燃煤电厂的约束不断加码。2015年，我国继2013年发布“大气十条”后发布“水十条”；2016年，“土十条”发布；2017年，全国碳交易市场启动；2018年，新《环境保护法》实施，环保税开始启动征收。期间，生态环境部实施了多次环保督查及“蓝天保卫战”。

燃煤电厂的主要污染物来自于其燃料——煤。大气污染物排放主要来源于煤燃烧产生的烟气，包括烟尘、二氧化硫、氮氧化物，固体废物主要来源于煤燃烧的残余粉煤灰。

在大气污染物排放方面，2015年12月2日，国务院召开第114次常务会议，决定在2020年前全面实施燃煤电厂超低排放，东、中部地区要提前至2017—2018年达标，大幅降低污染排放，这次会议第一次明确提出了超低排放的标准要求，我国的燃煤电厂大气污染物的排放标准在短短3年内提高了3个台阶，从烟尘≤20mg／m3、二氧化硫≤100 mg／m3、氮氧化物≤200 mg／m3，提高到烟尘≤20mg／m3、二氧化硫≤50 mg／m3、氮氧化物≤100 mg／m3，再到目前全世界最先进的烟尘≤5（改造机组为10）mg／m3、二氧化硫≤35 mg／m3和氮氧化物≤50 mg／m3的超低排放标准。

在固体物料方面，国家在煤炭、粉煤灰的处理、存贮和转运等方面均提出了相关政策和标准上的要求，煤炭堆场全密闭改造、灰场回水综合利用和防渗处理等等。炼化企业的自备电厂在国家不断加码的环保政策要求下，频频进行环保改造，甚至出现了上一轮环保改造刚刚稳定运行不到一年，又面临排放标准提高，必须再次进行改造的境地，既造成资金上的浪费，又使基层始终处于边生产边基建的紧张状态，给生产安全、环保达标带来极大的隐患。

（2）能效水平差距巨大

2017年12月29日发布并于2019年1月1日正式执行的《热电联产单位产品能源消耗限额》（GB 35574—2017），明确规定新建和在役热电联产的供电煤耗和综合供热煤耗的要求，其中在役热电联产机组必须达到的Ⅲ级能耗限额门槛值（供电煤耗 ≤ 310 g／kWh，供热煤耗≤42.5 kg／GJ）。对比2107年中国石化环保重点区域炼化企业自备电厂的运行统计数据，在供热煤耗上这些自备电厂基本达到国家标准的要求，但在供电煤耗上差距巨大，仅有7家自备电厂低于Ⅲ级能耗限额。供电煤耗不达标有被国家定义为落后产能的风险，如果不进行节能改造，在将来的供给侧结构性改革的大潮中，面临极大的政策关停的窘境。

1.2 政府逐年削减煤炭消费

作为中国最丰富的资源之一，煤炭提供了中国能源的绝大部分，同时也是雾霾形成的重大成因。根据报告《煤炭使用对中国大气污染的贡献》的数据，2012年中国煤炭使用对空气PM2.5年均浓度的贡献为50%～60%。

2018年6月国务院颁布的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》中对于环保重点区域煤炭总量削减的要求较国务院2014年颁布的《能源发展战略行动计划2014—2020》有明显的加码。以上海石化为例，根据上海市政府《上海市污染防治攻坚战——减煤专项行动实施方案》的要求，2018—2020年上海石化的用煤指标分别为2 500，2 400，2 000 kt／a（含石油焦，按热值换算，500 kt原煤换算约为300 kt石油焦），降幅达20%，远高于国家5%的要求。

虽然去煤化的确可以从源头解决雾霾的成因，但作为中国资源的一种主体消费能源，去煤化在可见的未来还难以实现。煤炭的清洁化利用，可能更贴近中国治霾的现实。

此外，对于炼化企业而言，环保重点区域的政府环保部门对于石油焦的定性也需要我们尽早未雨绸缪。一是将石油焦消费总量按发热量折算纳入煤炭消费总量；二是将硫质量分数高于一定限值（一般5%～6%）的石油焦定义成危废，禁止作为循环流化床（CFB）锅炉的燃料。石油焦是目前炼化企业对原油重油组分进行加工的常见副产品，是原油加工的必然产物（上海石化近3年的原油加工量约为 15.5 Mt／a，石油焦产量约500 kt／a），炼化企业对于石油焦的处置方式一般是作为CFB锅炉的燃料燃用或者对外销售。无论哪一种处置方式，环保部门的定性一旦变为政策实施，影响极大，炼化企业必须提前考虑。

1.3 超期服役机组延寿举步维艰

国家能源局在2016年12月8日发布的《国家能源局关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》中规定：要求加强超期服役机组许可监管，明确了发电机组延续运行的延寿改造、安全评估等要求。使用年限超过30年或累计运行时间超过2×104h的机组都应淘汰关停或经延寿许可后才能继续运行。

以上海石化为例，自备电厂现有的“七炉七机”中，1～4号炉（410 t／h煤粉炉）建成投运时间为1991—1994年，将在2021—2024年达到设计寿命。在环保重点区域开展机组服役期满延寿运行或实施替代改造的难度很大，江苏省政府已明确禁止中国石化仪征化纤股份有限公司和中国石化扬子石油化工有限公司的7台超期服役机组进行延寿，实施替代改造也只能选择背压机组而且必须由自备电厂改为公用电厂，这势必会大幅降低机组的发电能力，对于炼化企业主业装置的生产稳定和成本控制造成不利影响。

1.4 规范自备电厂运营史上最严

2015年11月，国家发展改革委员会发布《关于加强和规范自备电厂监督管理的指导意见》，首次专门针对燃煤自备电厂制定政策。随着国家供给侧结构性改革的推进，对于燃煤自备电厂的产业政策也日益趋紧。2018年3月22日，国家发展改革委员会办公厅下发《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》，对燃煤自备电厂的建设和治理等提出了24条意见，堪称史上最严整治政策，其中包括：

（1）京津冀、长三角、珠三角等地区禁止新建燃煤自备电厂，其他区域原则上不再新（扩）建燃煤自备电厂项目；

（2）严禁依托燃煤自备电厂建设增量配电网、局域网、微电网或专用供电线路；

（3）引导燃煤自备电厂依法依规转为公用电厂，逐步将已有燃煤自备电厂并轨到规范的管理体系中来；

（4）以省为单位核定政策性交叉补贴水平，拥有燃煤自备电厂的企业必须与其他工商业电力用户一样承担政策性交叉补贴；

（5）扩大清洁能源消纳，实现清洁能源替代燃煤自备电厂发电；

（6）严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规和产业政策要求，依法依规淘汰和关停300 MW以下燃煤自备机组。

虽然中国石化大部分自备电厂属于炼化主业装置配套供热、供电设施，并不是仅为了降低购电成本建设的自备电厂（不是国家产业政策规范治理落后产能、高耗能企业自备电厂的主要目标），而且在燃煤锅炉超低排放治理等方面一直走在行业前列，但随着国家陆续出台的自备电厂监管政策进一步收紧，规范、监管和推动自备电厂公用化发展方向逐步明确，炼化企业自备电厂同样受到这些政策的制约和影响，新建和改扩建燃煤机组受到极大限制。

1.5 交叉补贴极大压缩利润空间

（1）缴纳政策性交叉补贴

根据国家规定，电价实行分类定价。电价一般分为居民生活、农业生产、工商业及其他三类。从供电成本看，处于高电压等级的工商业用电，低于处于电网末端的低电压等级的居民和农业用户用电。但从用电价格看，工商业及其他电价最高，农业电价最低，工商业用电价格实际上承担了居民和农业用电的部分成本，这部分分担成本即为“政策性交叉补贴”。

自备电厂不从电网购电，其自发自用电量没有承担对居民、农业用户的“政策性交叉补贴”。为解决这一问题，国家明确自备电厂企业应按自用电量缴纳政策性交叉补贴。以上海石化和齐鲁分公司为例，供电完全成本分别为 0.380，0.477元／kWh，加上“政策性交叉补贴”将达到0.483，0.578 6元／kWh；按照年供电量 3 311.19，2 374.12 GWh计算，减利高达 3.36亿元和2.45亿元。

（2）消纳可再生能源电力配额

国家发展改革委员会在2018年10月下发了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，可再生能源电力配额是指根据国家可再生能源发展目标和能源发展规划，对各省级行政区域全社会用电量规定的最低的可再生能源电力消费比重指标。而根据考核办法的内容，“拥有燃煤自备发电机组的企业承担的配额指标应高于所在省级区域的配额指标”。以上海为例，2018年的配额为30%，2020年增加至31.5%，这意味着上海石化全年用电量的30%以上必须为从电网导入的可再生能源电力，这将极大地压缩自备电厂的发电量及自发电的效益。

2 自备电厂在炼化生产链中的作用

2.1 自备电厂是构建炼化企业安全防火墙的必要基础

热力和电力是炼化生产所必需的重要能源，热电业务与炼化主业相辅相成，是密不可分的一个整体。炼化企业的自备电厂并不是仅仅为降低供电成本建设的机组，更是石油石化行业炼化装置的重要组成部分，其系统供热、供电功能，承担着整个石油炼化行业的安全运行保障和能源动力支撑任务。炼化企业对供热、供电的可靠性、连续性和安全性要求很高，自备电厂蒸汽动力的保障作用不可替代，重要性远远超过供电的经济性效益。

从安全生产和发展战略考虑，大型炼化企业必须要拥有自主可控的多个冗余动力源，不能简单理解为只要有供电和供汽设施，就能安全稳定生产。完全依赖外部企业供能，可能导致生产经营出现重大问题，意外供电、供热中断都可能造成装置非计划停机，造成中毒、爆炸、火灾，大气污染等重特大事故。拥有热电联产自备机组，能保证化工生产始终处于安全可控状态，主业装置生产运行的可靠性要提高很多。

2.2 自备电厂是实现炼化企业稳定运行的坚实保障

电力保障的稳定性和电力故障后的快速恢复，对保障炼化企业能源生产有重要意义。自备热电机组和企业电网是保障主业长周期安全生产的根基和命脉。过度依赖外部供能将对炼化企业能源生产带来巨大隐患，确保拥有足够的热电机组容量和企业电网，是炼化企业抵御外部风险的最佳手段。炼化企业是电力负荷中的一、二级负荷，但从目前生产运行实际情况来看，其供电重要性并不在国家电网公司重点考虑范围内。

2.3 自备电厂是打造一流炼化企业的重要力量

电力是能源的核心，是连接传统能源和新能源的桥梁，也是电动革命的基础，充沛稳定的热力和电力市场是炼化企业的优势，也是发电集团和电网公司觊觎的重点目标。炼化企业要实现建设基业长青的世界一流能源化工企业目标，同样需要有一流的电力业务板块进行支持，从电力装备、运行管理、人员队伍等方面提供强大的、源源不绝的动力支撑。

3 炼化企业燃煤自备电厂转型发展的思考和建议

经过近30年的发展，炼化企业自备电厂已经从20世纪70—80年代的“炼化企业生产规模不断扩大的热电需求同自备电厂生产能力不足之间的矛盾”转变为“建设绿色城市型炼化企业不断提高的节能环保要求同目前自备电厂生产不匹配不适应之间的矛盾”，自备电厂也从“从无到有数量扩张的做大”转变为“从有到优提质增效的做优”，发展进入转方式、调结构、换动力的关键时期，热电生产供需多元化格局越来越清晰，热电生产结构低碳化趋势越来越明显，热电生产系统智能化特征越来越突出。

3.1 调整能源结构，建设绿色节能合规的自备电厂

（1）积极建设高参数、大容量、低能耗、低排放高效再热深度背压燃煤热电联产机组

国家发展改革委员会在《优化煤电产业结构实施等容量替代规划建设煤电项目暂行办法》（征求意见稿）规定：

①等容量替代是指淘汰关停落后煤电机组按照容量规模等量替代原则规划新建煤电项目。等容量替代是煤电行业供给侧改革的重要措施，是实现煤电产业创新发展，煤电技术升级换代、能效提升的重要手段。

②采用等容量替代方式规划新建煤电项目应选择高参数、大容量、低能耗、低排放高效机组，应符合规划、能效、环保等产业政策。新建燃煤热电项目要优先考虑建设背压式热电联产机组满足供热需求。

热电联产是国内外公认的节能减排有效措施，我国过去、未来均积极提倡、鼓励、发展热电联产，但相应的环保和能效要求不断提高。与常规非再热高背压热电机组相比，高效再热深度背压热电机组主要优点是发电能力大，不仅可以最大限度弥补背压机组相对凝汽机组发电能力低的劣势，而且仍能体现背压机组供电煤耗低的优势。这给自备电厂的运行带来极大的灵活性，可以做到宜电则电、宜汽则汽。更为重要的是与国内和国际燃煤机组相比，其在能耗和环保指标上处于一流水平。

国内新建机组和国际先进水平比较见表1。

表1 国内新建机组和国际先进水平比较

（2）同步建设天然气热电联产机组

从世界范围来看，发达国家的大型炼化企业的用热用电绝大部分是由天然气热电联产机组供应的，这和我国炼化企业采用燃煤热电联产机组有很大的差异，这也是与国际、国内能源消费和生产格局相匹配的。因此，同步建设天然气热电联产机组既是大势所趋，也是炼化企业自身发展的需要。燃煤背压机组投运后，由于完全“以热定电”，发电量大幅减少，建设燃气-蒸汽联合循环机组，可以在增加热源供应的同时可以减少受电，可显著提高炼化企业热电保供的安全性。经测算，在目前的天然气价格下，天然气的发电成本略低于目前的外购电成本（约是外购电成本的90%）。

可以预见的是，在今后一段时期内，环保重点区域炼化企业自备电厂的发展模式是“燃煤背压热电联产机组+天然气热电联产机组”的双燃料方案，满足“减煤量、减排量、减容量”的政府要求，实现“炼化企业生产的基础热负荷由燃煤背压热电联产机组用‘以热定电’的方式担负，热电调峰和事故处理由燃气热电联产机组担负，供电负荷不足部分由外购电补充”。

3.2 主动探索布局氢能相关应用

随着加工重劣质原油和含硫原油数量的增长，以及清洁燃料标准不断趋严，对渣油和重质燃料油转化、产品精制的需求增加，以加氢为代表的主要炼油工艺氢气的用量大幅度增长。中国石化在制氢工艺上是有一定的技术储备的，我国第一套供氢、供汽和发电的IGCC装置——福建联合石化一体化IGCC装置已成功运行近10年，茂名分公司拥有国内单套最大的2×105m3／h煤制氢装置，宁波工程公司拥有自主知识产权的“东方炉”煤制氢工艺包，这些为在未来布局氢能相关产业奠定了基础。

环保重点区域炼化企业自备电厂在煤炭和石油焦消费总量上受到严格的限制，但是换一种思路，这种多碳燃料最佳应用方式就是变成氢。一方面，随着我国成品油升级，各种加氢工艺应用越来越广，煤和石油焦制氢相比天然气、干气和轻油制氢具有成本优势，可以显著降低炼化企业的生产成本；另一方面，替代出来的炼厂石脑油、干气、天然气等原料用于生产经济效益更高的石化产品。

自备电厂应积极转型发展，探索“煤和石油焦气化+燃气热电联产机组”的IGCC技术路线。

3.3 加强企地联合，携手合资合作，实现共赢发展

在目前政策环境下，炼化企业自备电厂单独拓展热电业务已非常困难，迫切需要通过融入地方来增加发展新动能，进入行业来增强发展新活力，推动产业化来真正实现可持续有效益发展。要实现高质量发展，必须聚焦价值引领、经营目标，对标行业一流，推进提质增效、规模创效。但就目前来看，炼化企业自备电厂的热电业务发展规模还不够，创效能力和水平还有待提升，需要进一步完善提质增效运行机制，推动从传统能源企业生产者向绿色能源践行者转变，从能源单一生产商、供应商向能源服务综合商转变。

炼化企业自备电厂一方面要主动出击建立企地协商平台，积极争取地方政府支持，将自备电厂列入地方热电联产工业供热及民用供热规划，并明确热源地位、热负荷分配额度以及未来民用供热管网建设计划安排，接带地方工业园区工业蒸汽和区域民用采暖负荷，有效拓展企业生存发展空间；另一方面是建立企企合作平台，充分利用炼化企业自备电网资源与地方供电公司合资成立区域销售电公司，利益共享，将自备电网的规划发展纳入地方电网长远规划，实现央企强强联合，拓展热电新业务，实现共同发展。