热电联产产品概述

第一节 产品定义及发展历程

一、热电联产的定义

热电联产是指发电厂既生产电能，又利用汽轮发电机作过功的蒸汽对用户供热的生产方式，是同时生产电、热能的工艺过程，较之分别生产电、热能方式节约燃料。

二、我国热电联产的发展历程

1、1953-1967年期间

第一个五年计划开始，进行大规模工业建设。在一些工业区内，建设了区域热电厂，由于当时缺乏热电建设经验。基建计划不落实、热负荷误差很大，致使一些热电厂的经济效益未能充分发挥。

从1953年到1967年期间，正是中国大规模经济建设的初期，也是各地电网发展的初期。一般是城市建筑密度低，热网投资大，工业热负荷为主，民用采暖热负荷很小，而工业热负荷一般是提出的偏大偏早，投产后热负荷很长时间上不来。热电厂的热化系数几乎均大于1，因而实际经济效益不高。这一时间由于以供工业为主，绝大多数热电厂选择了抽汽机组。以保证供汽供电。这一时间新投产6000千瓦及以上的供热机组容量占火电机组总容量的20％，居世界第2位。

2、1971-1980年期间

在1971年～1975年期间，由于中央政策和其他影响，工业布局分散，没有中长期的工业建设和城市规划，因而制订热电厂的发展规划没有基础，只能在短期计划中做些安排，1976年一1980年仍然没有相对稳定的国民经济中长期发展规划，但后期国民经济恢复发展较快，热电厂建设开始增加，投产供热机组97.5万千瓦，占新增火电装机的6.8%，但公用的供热机组只占23％，也就是说该阶段自备热电厂的比重增大了。

3、1981年-现在

1981年以后，中央提出到2000年工农业总产值翻两番，人民生活提到小康水平的宏伟战略目标，在能源政策上提出了节约和开发并重方针，在节约能源上采取一系列措施，积极鼓励热电联产集中供热，中央及各级地方政府中设置了节能机构，国务院建立了节能办公会议制度，国家计委在计划安排上专列了“重大节能措施”投资，支持热电厂项目建设。

第二节 产品特点及应用领域分析

热电联产它要求将热电站同有关工厂和城镇住宅集中布局在一定地段内，以取得最大的能源利用经济效益。西方和东欧国家发展热电联产已达较高水平，热电厂装机容量占电力总装机容量的30％，用于工业生产和分区集中供暖各占一半。造纸、钢铁和化学（包括石油化学）工业是热电联产的主要用户，它们不仅是消耗电热的大用户，而且其生产过程中所排出的废料和废气（如高炉气）可作为热电联产装置的燃料。城市工业区及人口居住密集区也是发展热电联产的主要对象，但要注意对当地热负荷进行分析，一般热化系数不得低于0.5（工业热负荷年利用小时数在3500小时以上，居民冬季采暖不小于3个月）。热电厂的供热距离通常不超过5～8公里。对热电联产的燃料质量（主要是含硫、磷量）有较高要求，同时厂址要选在城市盛行风的下风向，避免对城市环境的污染。

第三节 产业链概述

一、在产业链中的位置

热电联产产业链简图

二、相关行业简述

（一）煤炭行业简述

2009年，在应对国际金融危机一揽子计划的拉动下，我国经济增速逐季加快，投资快速增长，消费需求不断扩大，煤炭需求逐季增加。

总体上看，2009年我国煤炭行业呈现以下特点：

1、行业供求由相对宽松向供给偏紧过渡。

2009年，我国煤炭需求经历了从缓慢回升到加速增长的明显变化。特别是进入10月份以来，由于宏观经济回升向好和冬季取暖用煤需求明显增加，国内煤炭市场形势从供应相对宽松、供需基本平衡迅速向大部分地区“紧平衡”方向发展，部分地区和个别煤种有供应偏紧的趋势。

2、大规模煤炭资源整合使行业结构调整步伐明显加快。

2009年，山西等省份开始进行大规模的煤炭资源整合，使煤炭产业集中度与规模得到进一步提升，产业结构得到明显改善。

3、大型煤矿和大型企业在行业中的地位明显上升。

经过资源整合、兼并重组和煤矿新建，全国已建成了一大批具有国际先进水平的大型现代化煤矿，一大批大型企业集团快速发展壮大。与此同时，行业利润越来越向大型企业集中。2009年1至10月份，神华集团、中煤能源集团、河南煤化工集团、晋城无烟煤集团4家企业的利润占全国规模以上企业利润总额的近40％，占大型煤炭企业利润总额的60％以上;神华集团等前10家企业利润占全国规模以上企业利润总额的近50％，占大型煤炭企业利润总额的近80％。

4、进口煤炭成为国内供给的重要补充。

由于国内煤炭供给、内外煤价差距等因素，2009年国内煤炭进口量飙升，出口大幅下降。

5、煤炭市场化改革迈出关键一步。

2009年12月，国家发改委下发了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，取消各种形式的全国煤炭产运需衔接会。《意见》要求充分发挥企业市场主体作用，自主衔接，协商订货，并鼓励双方企业签订长期合同，煤炭价格继续实行市场定价，进一步完善煤炭价格市场形成机制。政府不再行政干预企业签订合同，不再协调电煤价格。这标志我国煤炭市场价格改革进一步深化。

2010年，我国煤炭下游行业将全面复苏，国内煤炭需求将保持相对高速增长，全年新增煤炭需求将达到2亿吨左右。2010年，煤炭新增产量主要来自大型矿井新增产能和整合完成的中小型矿井稳定生产。我国煤炭供给增量主要来自山西、陕西、内蒙古、安徽、贵州和新疆等省份，其中，山西、陕西、内蒙古增量约2.3亿吨，占增量的90％左右，其他地区增量在3000万吨左右，全国煤炭产量增加2.6亿吨左右。考虑到资源整合在全国范围展开、国内运力和煤质等因素影响，预计国内煤炭有效供给增量大约在2亿吨左右。

总体来看，全国煤炭供求总量可望实现总量均衡。预计2010年，上半年将处于“紧平衡”，下半年将基本均衡。在生产成本增加、电煤市场化和运输约束等多重因素的推动下，煤价将出现恢复性上涨。

（二）电力行业简述

2008年，受工业生产增长放缓的影响，全社会用电需求增速放缓。受此影响，电力行业投资降至2004年以来的最低点。2009年，我国经济面临周期性调整和结构性调整双重压力，全社会用电量增速进一步回落；随着前几年投资形成的生产能力陆续投产，电力供需形势将进一步缓和。预计2010年,全社会用电量将达到39806亿千瓦时，较2009年增长9.03%。由于经济发展的不同特点，全国各地区用电需求将呈现出区不同程度的上升。

2009年，全国发电量36506亿千瓦时，同比增长7%，增速同比加快1.5个百分点。其中，火电增长7.2%，加快4.2个百分点；水电增长4.3%，减缓13.2个百分点。

据统计，2009年全社会用电量同比增长6%，增幅同比提高0.8个百分点。其中，一、二、三产用电量分别增长7.9%、4.2%和12.1%，提高6、0.4和2.4个百分点；居民用电量增长11.9%，提高0.1个百分点。工业用电量同比增长4.3%，提高0.7个百分点。全国发电设备平均利用小时数4527小时，同比下降121小时。其中，火电设备平均利用小时数4839小时，下降46小时。2009年末，全国发电装机容量8.74亿千瓦，同比增长10.2%。

2009年前11个月，电力行业实现利润891亿元，同比增长2.3倍，上年同期为下降82.3%。其中，发电行业由上年同期净亏损16.9亿元转为净盈利828亿元；供电行业利润63亿元，同比下降77.8%。