热电联供———经济性最好
上海漕泾热电有限责任公司(简称“漕泾热电”)，拥有2套30万千瓦等级的GE9F燃气—蒸汽联合循环机组，两台机组分别于2005年8月18日和12月4日正式投入商业运行，是上海地区最早的F级燃机。
因为“以热定电”的定位，漕泾热电不需要参与调峰，年发电小时数6000小时左右，年发电量超过42亿千瓦时，占全市燃气发电量的40%以上。与其他昼开夜停的调峰机组相比，漕泾热电仿佛具有独特的地位，这也成为公司收益的保障。
“燃气—蒸汽联合循环是经济性最好的天然气发电模式。由于天然气价格高，纯天然气发电机组都是发一度亏一度，但燃气—蒸汽联合循环由于有供热，经济效益有保障。一般来说需要热动力、热量的工业园区都适合建燃气—蒸汽联合循环电厂。”上海漕泾热电有限责任公司总经理史佩钢对记者说。
据介绍，漕泾热电供热产生的利润约占70%，发电约占20%，其他部分约占10%。2016年，漕泾热电利润总额达到5.7亿元，在全国燃机电厂排名第一。
虽然热电联供是漕泾热电经营的保障，但记者采访中发现，漕泾热电能取得如此好的经济效益，热电联供是必要条件但非唯一原因。事实上，漕泾热电在经营管理方面的创新和精细化是重要因素。
“燃气—蒸汽联合循环热电机组具有燃料利用率高的特点，总热效率、供电标煤耗等方面的指标有明显的优势。我公司机组在目前的供气量情况下，效率维持在70%左右，供电煤耗208.3克/千瓦时，而30万千瓦等级的燃煤电厂，效率仅为36~38%，供电煤耗达325~335克/千瓦时。由此可知，我公司的燃气—蒸汽联合循环机组的经济性和对社会影响性明显优于燃煤电厂。”史佩钢表示。
按照最初的设定，漕泾热电的利润为8%，但这些年下来，实际利润却远高于这个数字。该公司通过提高机组效率、降低成本等来提高利润。通常来说，机组效率会随着运行年限的增加而下降，但漕泾热电机组的效率却几乎没有下降，两台机组额定工况下热效率高达81%，远高于通常的燃气—蒸汽联合循环机组的热效率。机组生产每千瓦时电的发电气耗为0.17立方米，也远低于全国燃机平均水平。此外，漕泾热电每年回收客户多余热力和冷凝水可达100万吉焦及140万吨以上，既降低客户成本，又提高了公司的收益，同时实现了资源高效利用和循环利用。
漕泾热电的好效益还得益于市场化的煤价气价联动机制———天然气价格上升，蒸汽价格随之上升，天然气价格下跌，蒸汽价格也下跌。
“从开始成立我们就是一个市场化的企业。蒸汽价格是我们自己与客户谈判确定的，是合同价格，不是政府定价。价格由固定费用和变动费用两部分构成，固定费用主要是投资费用加上适当的利润形成，变动费用主要是燃料价格+药剂+水。固定费用每年调整一次，变动费用每月调整一次。在这种情况下，我们基本不承担风险，可以赚取合理利润，利润水平相对稳定。”史佩钢说。
2008年金融危机的时候，化工行业利润断崖式下降，漕泾热电的供蒸气量从200多吨下降到只有100吨左右，但是因为签订了照付不议合同，化工企业即使没有用气也照样支付固定费用，漕泾热电的收益并没有多少损失。
调峰机组———气电双调任务重
南靠杭州湾，北临上海天然气管网门站输气管线的上海申能临港燃机发电有限公司(简称“临港燃机”)，是上海市进口LNG的配套项目。项目于2012年3月21日建成投产，共有4台40万千瓦级燃气-蒸汽联合循环机组，是国内一次核准建成的最大规模燃机电厂。“提高电网调峰能力，调节城市天然气供需平衡，优化城市电源布局，增强电网和天然气管网的安全运行……”这样的定位决定，临港燃机承担着双重调峰的重任：既调电峰，又调气峰。
与笼罩着多个光环的漕泾热电相比，包括临港燃机在内的上海其他调峰燃机电厂都面临发电小时数低的问题。由于用电负荷白天高夜晚低的特点，调峰机组采用昼开夜停的运行方式。2016年临港热电发电小时数是1567小时，发电25亿千瓦时，连续运行只在冬季一二月份时出现过不超一周。
“电网低谷时段负荷低，用不了那么多电，首先肯定要停燃机，一方面是燃机启停快，另一方面燃机启停一次的成本远远低于煤机。”上海申能临港燃机发电有限公司副总经理陈红良说。早上6~8时开机，晚上11~12时停机，这样的运行方式几乎每天都在临港燃机上演。
除了调电峰，临港电厂的调气峰任务也很重要。临港燃机后面的洋山港是上海市LNG的入口，每年的LNG量基本占上海天然气量的一半。LNG是从马来西亚运来的，船期计划都是事先谈好的年度合同，每月3~5艘船，1艘船装6万吨左右的天然气，卸到储气罐子里折算成标方是8000万立方米，大半个罐子都装满了。有时候，前面的天然气还是满库，下一艘船马上要到，临港热电就要接受调气峰的任务，发电腾库。
近几年，临港燃机每年的发电小时都保持在1500~1600小时。昼开夜停是燃气机组的优势，但是却直接导致机组发电成本高。
“开开停停状态下气耗比较大，因为辅机是要热起来的，所以冷机状态到机组开启这段时间用气但不能发电。频繁的启停，造成燃机电厂的用电率都很高。”陈红良介绍说。
与临港燃机相比，罗泾燃机的发电小时数更低，2016年只有约320小时。由于调峰燃机发电入不敷出，罗泾燃机其实并不想多发电。
“我厂机组每千瓦时天然气耗气量平均为0.234立方米，也就是一立方气可以发4.27千瓦时电，天然气价格是2.5元/立方米，加上其他成本，发电成本价为0.86元/千瓦时。如果发电小时数在500小时之内，加上容量电价的收益勉强可以实现微利，发电小时数超过500小时肯定会亏损。所以我们每年发电尽量不超过500小时，在电网困难、用电特别紧张的时候才发。”上海罗泾燃机发电厂厂长兼党委书记瞿浩告诉记者。
发电小时———赢利的根本
“热电联产机组，效率高，发电小时数高，一年能发到5000~6000小时。发电小时数高，发电的单位成本就会下降。如果我也能发到5000~6000小时，电度电价方面就能覆盖成本。”陈红良说。虽然纯发电燃气机组不可能有热电联供机组那样好的效益，但上海调峰燃机电厂负责人纷纷表示，如果有足够的发电利用小时数，纯发电机燃机也有赢利空间。
3月31日，罗泾燃机做了一次试验，连续发电37个小时，赢利7万元。而在通常早上8时并网，晚上10时停机的情况下，6月1日，热态启动连发12小时，亏了4万多元;5月31日冷态启动，同样连发12小时亏了11万多元。
“24小时连续发会有所收益。启动的时候，前面要暖机，从0转速到3000转一直都在耗能，所用气都要算在成本里。启停一次的成本是固定的，像我们这样的机组，启停一次的成本约10万元，因此，发的时间越长，分摊到每千瓦时电的成本越小。”瞿浩说，就像开车堵车时只能在低速开，开开停停，油耗非常大，开到高速，油耗就降下来了。
据介绍，罗泾燃机昼开夜停所需天然气量折算成煤耗272克，而连续开一个星期，折算成煤耗仅相当于210克。
在机组定位一时不能改变的情况下，上海的调峰燃机都在通过优化运行方式降低运行成本。“机组状态不同，发电成本就会相差很大，如果是冷态启动，经济性会非常差，如果是热态启动，经济性会大大改善，因为冷态和热态气耗相差很大。”陈红良告诉记者。
在优化运行方式，同时大量实施科技创新的基础上，临港燃机负荷率呈上升趋势，启停次数呈下降的趋势。在发电量大体相当的情况下，2016年启停次数从2013年的507次下降至368次;负荷率从2013年的66.84%提升至73.36%，综合厂用电率，从13年2.75%下降至2.1%;连续多年超额完成经营指标。
针对不能连续发的情况，罗泾燃机在优化运行方式中也总结出一套策略———“三个一”，即一年当中发两头，一周当中连续发同一台机组，一天当中必须连续满负荷12小时以上。
“一季度和四季度外面室温低，对燃机效率影响小。冬天的机组效率可以达到20万千瓦满负荷，但6月份满负荷只能发16.5万千瓦左右。我们今年一季度机组启停20次，发电7000万千瓦时，赢利11万元。”瞿浩说。
