持续的节能和环保投入，为托电带来了口碑和实际的节能。依据此前国家发改委政策，环保发电企业可以享受国家环保电价加价政策。不过对托电而言，让他们经营面临重大挑战的并非环保上的投入，而是今年以来大幅上涨的煤炭价格。
“目前，我们8个机组已经全部完成了超低排放改造。”日前，大唐国际托克托发电公司党委书记王东升告诉21世纪经济报道记者，“年内将完成全部的改造，达到国家规定的超低排放标准。”
这家距离北京400多公里的发电厂，是北京最为重要的供电基地之一，每天24小时一刻不停地承载着北京每年约四分之一的用电量。今年2月25日，大唐托电第五期工程9、10号两台机组正式投产发电，标志着这家公司总装机达到672万千瓦，成为世界在役最大的火力发电厂。
据悉，从2000年8月建设开始，大唐托电完成了九大节能技术的创新，并按照国家排放标准和要求一步步推进，先后完成了脱硫脱硝和超低排放的机组改造，最新投产的9、10号机组也将于今年内完成相应改造。
大唐托电是上市公司大唐国际发电股份公司旗下发电量最大的发电厂。2017年前三季度，托电实现发电量146.077亿千瓦时，同比增长3.18%。
尽管近期公布的大唐发电三季报没有明确披露托电的利润情况，但以半年报的数据来看，托电和托电二公司合计贡献利润2.8亿元，是内部利润贡献第一，亦是营收贡献第一。
横向比较来看，目前公布业绩的五大发电集团旗下25家上市公司，只有9家公司实现了净利润的同比正增长。其中，大唐发电净利润19.09亿元，同比大幅扭亏超22亿元。
“2015年和2016年两年，我们的净利润其实是一直在下降的。”王东升向记者坦言，“煤炭市场的大幅波动给我们带来了很多的不确定性，同时我们也需要持续在环保上进行投入。”
节能环保改造
实际上，对于环保的投入是大唐托电一直以来的“规定动作”。在雾霾问题成为公众关注的焦点以前，公司就在按照国家相关政策持续加大环保投入。
据托电相关人士介绍，公司目前主要环保设施为：脱硫设施采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，一炉一套脱硫装置;脱硝设施全部采用“低氮燃烧器+SCR”技术，除尘设施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。
为了落实发改委《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》等文件的要求，公司于2015年至2017年利用机组检修，实现全厂10台机组超低排放改造。
“截至目前已经仅有几台机组未完成改造，而这些改造也将于2017年底之前完成。”王东升介绍，“预计10台机组超低排放改造总投资为6亿元。”
从历史投入来看，公司2014年7月份完成了10台机组的脱硝改造;2015-2017年完成超低排放改造，以每台机组环保改造投入约2亿元计算，10台机组改造共花费约20亿元。
这还仅是一次改造的费用。无论是超低排放还是脱硫脱硝，在实际运行中如果考虑到全方位的排放处理，还会添置诸如废水处理等设备，这些还需要持续的投入。目前来讲，在脱硫脱硝阶段所产生的工业盐，并没有特别高效回收方式。
“在这方面的处理上，确实要花费比较高的成本，但是目前我们也没有统计具体的成本数字。”托电相关人士向记者介绍，“在废水中置换出的污染物我们也会进一步进行处理，以达到环保的要求。”
持续的环保投入也为工厂带来了直接的减排结果。对比2015年，2016年三项污染物排放量减排情况为：二氧化硫排放量5502吨(减排2143吨)、氮氧化物排放量5894吨(减排6096吨)、烟尘排放量1268吨(减排253吨)。
除了直接的环保以外，托电也根据内蒙古的实际情况，开创了的节能改造——空冷技术。这一系列技术被他们称为“大型直接空冷系统立体降温提效技术应用”和“空湿冷机组联合提效技术应用”。
具体来说，即是由空冷机组排汽加热湿冷机组部分凝结水，提高湿冷机组凝结水温度，降低空冷机组背压。空湿冷机组联合提效的情况下，可以达到夏季省煤冬季节水的目的，两台机组每年可节约标煤近6000吨。
除此之外，大唐托电也是全国首家成功应用太阳能与火电耦合技术的火电企业。利用内蒙地区优厚的地理条件，为公司水厂供电，降低厂用电率，减少二氧化碳排放。目前年节约标煤2000吨，每年减排温室气体二氧化碳1.5万吨。
持续的节能和环保投入，为托电带来了口碑和实际的节能。依据此前国家发改委政策，环保发电企业可以享受国家环保电价加价政策，从一定程度上覆盖了持续环保的投入。
不过对托电而言，让他们经营面临重大挑战的并非环保上的投入，而是今年以来大涨的煤炭价格。
煤价上涨挤压
去年以来一年多的时间里几乎倍增的煤价对托电的经营造成了非常巨大的压力，而这种压力并没有因为他们临近中国重要煤炭产地——准格尔而缓解。
具体而言，托电的煤炭供应分两种，一种来自于神华等主要煤炭供应方签订的长期协议，这类协议的价格几无变动，从供应量上看占到每年用煤的一半左右。而另外一半则来自于现货市场的采购，这部分的煤炭价格从去年低点的200元/吨左右涨至今年的450元/吨左右，巨量的成本上涨给托电的经营造成了非常大的压力。
为了应对煤炭的快速涨价，托电方面也采用了煤炭掺烧的办法来进行优化，具体来说，就是将高热值和低热值的煤炭按比例进行混合燃烧，可以在维持效率的同时保证经营的顺利。
但从目前煤炭市场的走势来看，想要缓解成本的压力或许还需要时间。
首先，持续回暖的宏观经济支撑着用电量的不断上涨，1-9月发电量46，891亿千瓦时，同比增长6.4%。同时，刚刚过去的高温夏季和即将到来的冬季也让旺季发电量持续增长。
其次，从发电结构中看，水电未能达到过去几年的平均水平。依据标普全球普氏能源的数据，2011-2016年的电力需求增长了27%，水电在此期间增长77%，燃煤发电需求仅增长了5%。
不过，今年前7个月火电发电量同比增长近8%，同期水电发电量则同比下降3.4%，“中国南方大量的雨水导致水电站必须泄洪以保安全，这造成了水力发电负荷量的下降。”一位市场人士向记者分析。
同时，政府要求在夏冬两季的用电高峰期间，发电企业必须保持15-20天的煤炭库存水平，以确保电力供应。但因为发电企业往往与供应方签订的是长期合同，短期补充货源就需要在现货市场进行购买，在发电高峰期间就会进一步推高煤炭市场价格。
从全球供应的角度来看，今年进口煤炭的价格也不容乐观。不过好消息是，水电的回升将会对煤价降低产生促进作用。
如果国内价格走高的话，中国的火电厂将不得不寻求向海外供应商购买煤炭，今年上半年这一趋势已经非常明显。作为中国最主要的动力煤进口方——印度尼西亚和澳大利亚在今年上半年对中国的煤炭出口同比增长分别为22%和20%。
不过，这两个国家都正经历着不同的产煤动荡：从10-11月(冬季用煤前的补库存期)开始，印尼将进入雨季，澳大利亚则受困于持续的罢工和天气因素。海运(进口)煤炭的价格或将持续上半年的涨势。
因此，发电企业面临的困境，除了冬季持续上升的电力需求，还有持续上涨的煤炭价格。保持盈利水平仍然是他们面对的首要难题。
借市场化突围
作为传统的燃煤电厂，保证北京电力供应是托电一直以来的首要任务，所以该厂绝大部分发电都依据用电计划来制定。据介绍，目前计划电量大概是总体发电量的70%，这部分将用于保证北京电力的供应。
建厂时的定位同时也决定了托电在市场化进程中供电市场的开拓方向。作为点对网的电力企业，本身电力过剩的内蒙古市场无法消纳多余的电量，京津冀至山东成为了托电重点拓展的市场。
“比如山东青岛有几家著名企业，用的都是我们托电的电，”托电计划部的张英贤告诉21世纪经济报道记者。“我们已经在这些市场打下了初步基础，树立了一些口碑，同时，我们供应能力也是毋庸置疑的。”
她向记者强调：“在公平的市场环境中进行价格、环保和可靠性的竞争，我们是没有问题的。”在火电行业平均利用小时数下降的环境下，寻找市场电量与计划电量相结合成为托电现实的选择。
不过，多位不愿透露姓名的市场人士均向21世纪经济报道记者表示，在一些地方的电力市场，存在着对域外发电企业售电配额的限制，在这些限制条件下，域外发电企业开拓市场时会遇到诸多困难。
同时，在市场化的竞争下，尤其是目前托电开拓市场状态下，很难实现较高的价格，“电价较低，加上煤炭价格上涨，双重挤压对于我们而言意味着更高的经营压力。”王东升坦承。
不过，对于托电来说，他们的目标是将公司打造成“最大、最强、最优、区域最重要”的火力发电厂。为了实现公司的目标，王东升告诉记者，目前电厂正在对最优和最强的一些指标进行核定，也将会持续为建成这类电厂而继续奋斗。
“包括管理上的指标，经营上的指标，还有技术上的指标等等，我们都在制定中，这些指标对我们而言非常重要。”他说，“我们还需要继续努力。”
