中国发电设备制造业国际竞争力评价
哈尔滨电站集团副总经理
一、研究背景
我国发电设备制造业通过20世纪70年代引进（30万kW、60万kW）煤电机组制造技术，并进行消化吸收再创新，形成了较强的自主创新能力，2006年底我国的装机容量达到6.2亿kW,位居世界第2位，其中火电4.8亿kW、水电1.3亿kW，位居世界{dy}位，火电、水电分别占总装机的 77.8%和20.67%。30万kW、60万kW亚临界煤电机组已成为电力工业的主力机组，形成了批量生产能力，装备我国火电站中80%的机组。
近几年我国发电设备市场高速增长，国内发电设备制造企业生产能力不断增强，2006年发电设备产量为11000万kW。到2008年以后随着国内发电设备需求趋于稳定，保证产业的安全和可持续发展，走出去、参与国际市场竞争必将成为今后发展的重要途径。因此找出我国发电设备制造企业与竞争对手之间的差距，国际竞争力，是全球化的必要基础。
为此，商务部产业损害调查局委托中国电器工业协会开展中国发电设备制造业国际竞争力评价项目，目的是通过此次研究，摸清家底、预警损害、寻求对策。
二、中国发电设备制造业国际竞争力分析
本课题对具有代表性的三大发电设备集团（以下简称三大集团）：哈尔滨电站设备集团公司、上海电气电站集团、中国东方电气集团公司。主要从三个不同的角度进行研究。
一是构建产业国际竞争力分析模型，分析中国发电设备制造业与国外相应国家（美国、日本、德国、法国、印度、韩国、俄罗斯）之间的差距；二是从企业角度，用对标分析法，分析了三大集团与国外9家主要发电设备企业的差距；三是从具体产品角度。
（一）产业国际竞争力分析
在分析了钻石理论、价值链理论和因果理论的基础上，结合发电设备的特点（技术含量高、资金密集；成套性强；服务市场大；受政策环境影响较大），构建了发电设备制造业的“基于价值链的多因素分析模型”。
图1
竞争力评价指标体系，课题组选取了5个一级指标18个二级指标，包括：绩效竞争力（国内市场占有率、国际市场占有率、销售利润率、贸易竞争指数）；规模竞争力（资产总额、销售收入、服务收入占销售收入的比重）；潜在竞争力（销售收入增长率、研发投入强度、每千人拥有的专利数）；产品竞争力（成套水平、可靠性水平、能源转换效率、每万kW设备价格）；环境竞争力（国家经济实力、金融体系调控能力、国际化程度、基础设施水平）。对各方面指标的初步分析如下：
绩效竞争力方面， 2005年中国发电设备出口额仅低于美国和德国，排在第三位，国内市场占有率已达到80%以上。但急需开拓国际市场，提高产品附加值，以提高销售利润率和国际市场占有率。
规模竞争力方面，我国发电设备制造业产能和产量已成为世界{dy}，但销售收入与工业发达国家有相当的差距，特别是服务收入所占比例较低。
潜在竞争力方面，发电设备制造业销售收入从2003年258亿元提高到2006年1025亿元，发展潜力巨大。在市场增长方面我国较其他国家有相当大的优势，但在研发能力和研发投入上还存在相当大的差距。
产品竞争力方面，我国发电设备产品在价格上具有一定的优势，但成套与服务等功能不够强。
环境竞争力方面，目前我国还处在快速发展阶段，国家经济实力、全球化程度等指标在国际上的排位，环境竞争力较工业发达国家有一定的差距。
（二）企业国际竞争力分析
采用对标分析方法，对三大集团与九个{sjlx}和xxxx的发电设备产业进行对比分析。九个{sjlx}和xxxx包括，6个列入世界500强的跨国企业：美国通用电气公司（GE）、德国西门子公司（SIEMENS）、法国阿尔斯通公司（ALSTOM）、日本的三菱重工（MHI）、东芝（TOSHIBA）和日立（HITACHI），以及印度巴拉特重型电气公司（BHEL）、韩国斗山重工（DOOSAN）、俄罗斯动力机械公司（PM）。
对标分析指标为：经营绩效竞争力（市场占有率、销售利润率）、规模竞争力（销售收入、资产总额）、创新竞争力（研发投入、研发能力）、服务竞争力（服务收入、服务能力）、全球化竞争力（境外收入、跨国经营活动）。对标分析基本结论如下：
1、中国三大集团的经营绩效竞争力较强。三大集团的发电设备产品全球综合市场占有率均高于所选9个外国企业，销售利润率{zg}的是印度BHEL，其次是GE、SIEMENS。中国三大集团由于国内市场需求增大、劳动力成本低、经营管理水平不断提高等原因获得较高利润，其经营绩效竞争力与SIEMENS持平。
2、中国三大集团规模竞争力明显弱于大型跨国企业。中国三大企业规模竞争力比6个跨国企业弱，特别与大型跨国企业GE、SIEMENS、ALSTOM的差距很大，中国企业的销售收入和资产总额不及GE的五分之一。中国企业的规模比日本的三个企业也小，但比BHEL、DOOSAN、PM都大。
3、中国三大集团创新竞争力比较薄弱。中国企业不仅研发投入费用远远低于6个跨国企业，同时研发投入费用占销售收入比例也明显低于6个跨国企业。研发投入费用不足，造成创新成果较少，中国企业只是在引进消化的基础上有所创新。
4、中国三大集团缺乏服务竞争力。中国企业虽有一定的服务能力，但与跨国企业，甚至印度BHEL相比，服务收入占销售收入比例很小。
5、中国三大集团全球化进程缓慢。中国企业还处于经济全球化进程三个阶段（出口——跨国经营活动——全球化）的出口阶段，还没有展开跨国经营活动，更谈不到全球化。因此，中国企业全球化进程缓慢，与先进的跨国公司的全球化差距相当大。
（三）产品竞争力分析
我国发电设备制造产业的产业集中度较高，三大集团占据了大型火电机组、燃气轮机、核电、大型水电设备的大部分市场份额，达到了70～75%。
从产品制造能力看，三大集团各自选择了国外合作伙伴，因而技术和工艺水平也各有特色，达到世界同类产品的先进水平,可以满足所有大型发电设备机组的制造能力。
从劳动力成本看，由于中国的劳动力成本低廉，在很大程度上降低了中国发电设备的生产成本，是中国发电设备产品价格优势的主要来源。
从产品价格看，整体而言中国的产品价格低于进口机组。30万kW煤电机组是国外的85%； 60万kW亚临界煤电机组是国外的84%；5万kW的价格优势较为明显，是国外的70%到75%。
对于具体产品竞争力分析如下：
1、煤电机组。三大集团在煤电机组主机设计开发方面具有较强能力，装备了具有世界先进水平的制造设备。在出口的机组中，12.5万kW、30万kW、60万kW亚临界机组都具备较强的国际竞争力。这些机组不仅在设计、制造工艺、性能、质量、成本与价格上保持了优势，同时在制造周期上也有较大的优势；循环流化床锅炉与空冷汽轮机有一定的竞争力；超临界、超超临界机组国内企业正处于消化吸收引进技术阶段，竞争力不强。
2、水电机组。通过三峡机组的技术引进消化吸收，国内企业自主研制了大量的设计开发软件，在制造工艺上采用数控加工中心与先进的测量设备保证了零部件的尺寸精度和大型水电产品的互换精度，具有较强的技术实力。大型混流式机组与轴流式机组具有较强竞争力；抽水蓄能机组尚处于消化引进技术阶段，预计在“十二五”期间能开发出自行设计的30w万kW抽水蓄能机组，产品竞争力较弱。
3、风电机组。中国的风电刚刚起步，但有广阔的市场前景。具有自主知识产权的风力发电机组正在产业化，这将走出具有中国特色的风力发电机组发展道路。
三、影响发电设备制造业发展的因素分析
影响发电设备制造业竞争力的因素主要表现为以下三个方面：
1、政策方面。主要表现为国家对发电设备产业政策的支持程度。
国内电力工业是垄断行业，而发电设备行业是分散的集中度不高的行业，造成了制造与需求不对称性的因果关系；
发电设备制造产业，直接受到国家宏观投资规模的限制，给生产上带来较大的波动；
当前电力工业的发展与“上大压小”的产业政策，给发电设备制造业带来发展大容量、高参数机组的机遇，同时也造成了发电设备制造业经济效益的下降这一不正常的后果；
由于国家对我国冶金行业的政策，使我国冶金行业的产品不能满足发电设备制造业用钢的需求；大型铸锻件的生产存有一定问题，使发电设备制造业所需的大量材料不得不转向国外定货，这实质上培育了外国冶金及发电设备制造等企业的发展。同时，也在很大程度上降低了我国我国冶金行业的收入，让出去了较大的利润空间；
国家过量的进口发电设备，直接冲击着我国发电设备制造业。
2、经济方面。大型铸锻件和耐高温高压、抗蠕变材料等原材料资源匮乏，造成材料与零部件采购以国外为主，增长了采购周期，机组动态生产成本成倍增加。
3、技术方面。共性技术研究匮乏，没有专门从事共性技术研究的部门；对某些产品的研究开发能力、设计水平与国外跨国公司存在较大差距。
四、相关政策建议
中国发电设备制造业是有可能成为在国际上处于{lx1}的产业之一。为了保证发电设备制造业的安全稳定发展，建议：
1、建立产业共性技术研究机构。重组和整合国内发电设备领域现有资源，建设若干个发电设备制造产业共性技术国家实验室和国家工程技术研究中心，重点开展产业原创性技术、共性技术及战略性关键技术的研究开发，支持并形成一支高水平、精干的研究队伍，搭建产、学、研相结合的共性技术研发平台，提高科技持续创新能力。
2、加大金融支持力度。加大国家对国内企业出口贸易的金融支持力度，对于在出口贸易中主要问题，国别信用额度、抗汇率风险等,政府应给企业提供一定的政策倾斜。
3、增强企业成套能力。根据发电设备企业上下游配套关系，加快结构调整和产业重组，通过政策引导和市场驱动塑造产业集群优势，形成一批集科研、设计、制造、成套服务为一体，具有国际竞争力的大型企业集团。
4、加快中国发电设备标准国际化进程。发挥相关行业协会组织和协调作用，尽快开展我国发电设备产业国家标准的修订及新产品的国家标准研究制订工作；尽快完成我国发电设备产业标准的国际转化工作。
我国首台M701F级重型燃机正式发运
作者： 发布时间：2009-05-05 15:58:02 来源： 繁体版 访问数：2
M701F级重型燃气轮机组是东方汽轮机厂与日本三菱重工公司合作制造的目前世界上技术先进的机组，国产化率高达46.5%。2005年5月26日，这台重型燃气轮机在东方汽轮机厂内空负荷试车一次点火成功，各项数据指标正常。标志着东汽继常规大功率汽轮机组、60万千瓦超临界机组研制成功后，又高起点地跨入了重型燃气轮机的研制厂商行列。首台重型燃机的成功制造也使得东方汽轮机厂的现代化管理水平迈上了一个新的台阶，员工素质得到了很大提升，培养出一大批优秀的管理、技术、制造人才。总之，首台重型燃机的引进、消化、吸收创新、成功制造标志着东方汽轮机厂科研能力的大提升，制造能力的大突破。
东方-三菱合作制造的首台高国产化重型燃机整体重达380吨，高7.3米，宽6米（包括运输车辆总重量达482吨）。这个"巨无霸"经过248公里陆路运输、162公里岷江水路、2781公里长江江运和920海里海运后预计将在本月下旬抵达目的地---深圳前湾燃机电厂。
在电力行业中，什么叫超临界，什么又叫超超临界？
悬赏分：5 - 解决时间：2006-1-4 08:00
所谓超临界机组、超超超临界都是大家平时方便说说而叫出来的，估计还没有准确的定义
锅炉的新蒸汽的压力大于临界压力(22.064MPa)小于25MPa的锅炉称为超临界锅炉，配套的汽轮机称为超临界汽轮机
锅炉的新蒸汽的压力介于25～31MPa的锅炉称为超超临界锅炉，配套的汽轮机称为超超临界汽轮机。
亚临界、超临界、超超临界发电机组，主要是就蒸汽的压力与温度参数而言：亚临界，170ata，535；超临界，240ata，560℃℃；超超临界，300ata，600℃。在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态（由湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽），热效率高。因此，超临界、超超临界发电机组已经成为国外，尤其是发达国家主力机组。
什么是电力系统内超超临界百万千瓦机组
悬赏分：0 - 解决时间：2007-7-12 09:27
超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力（22.12MPa）的机组。习惯上又将超临界机组分为2个层次：
① 常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24MPa左右,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；
② 高效超临界机组，通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组，其主蒸汽压力为25～35MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580 ℃及以上。
理论和实践证明常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右，而对于高效超临界机组，其效率可比常规超临界机组再提高4%左右。
对同一种物质来说，较高的饱和压力对应较高的饱和温度。提高压力则可以提高液化温度，使气体变得容易液化。即在一定温度下，可以通过提高压力来使它液化。但是，对每一种物质来说，当温度超过某一数值时，无论压力提得多高，也不可能再使它液化。这个温度叫“临界温度”。临界温度是该物质可能被液化的{zg}温度。与临界温度对应的液化压力叫临界压力。
不同的物质具有不同的临界温度和临界压力，如表7所示。
表7部分物质的临界温度和临界压力
物质名称
空 气
O2
N2
H2O
NH3
CO2
H2
临界温度/℃
-140.65～-140.75
-118.40
-146.90
374.15
132.40
31.00
-239.60
临界压力/MPa
3.868～3.876
5.079
3.394
22.565
11.580
7.530
1.320
在临界温度及临界压力下，气态与液态已无明显差别；超过临界压力时，温度降至临界温度以下就全部变为液体，没有相变阶段和相变潜热。反之的气化过程也相同。
对内压缩流程，液氧在装置内压缩到所需的压力后再在高压热交换器中复热气化。如果液氧的压缩压力低于临界压力(例如炼钢用氧压力3.0MPa)，则在热交换器的气化过程中，有一段吸收热量、温度不变的气化阶段，然后才是气体温度升高的过热阶段；如果液氧的压缩压力高于临界压力(例如化学工业用氧压力 6.0MPa或更高)，则在热交换器的气化过程中，没有一个温度不变的气化阶段。这将影响高压热交换器的传热性能，在设计时需要充分考虑。
还记得是在 1989年的时候，国务院一位领导听了一位美籍华人的介绍，说美国政府出台了一项政策，要求各电网都要准许自备小热电并网，并收购所发电量，这项政策出台后，美国各宾馆、学校、医院、厂矿等原有的自备供热小锅炉，多数改造成热电联产，先发电后供热，全美国一下子就增加几千万千瓦的电力。为详实了解情况，国家还专门派人去美国考察过。
我国从上世纪 80年代推广热电联产以来，取得了不小成就，特别是一批民营企业家新建的化工、食品、纺织企业，因生产过程都需要用热，在建供热锅炉时，提高锅炉蒸汽参数并同时配备发电设备，又发电又供热，变成一座小型热电厂，所以这些年来，国内生产供热式发电设备的工厂任务增长的很快，如生产供热发电机组的武汉汽轮机厂近几年的生产情况如下：
年份
容量（万千瓦）
台数
2000
36.1
25
2001
60.95
30
2002
102.1
45
2003
146.8
51
2004
280.75
77
2005
338.9
85
虽然热电联产的推广取得了不小成就，但是到 2004年全国还有52.7万台工业锅炉没有为提高发电效率做出贡献。
随着经济的发展，人们生活条件的改善，每年用热量还要增加，国家应使现有的热源用户实行热电联产，从而大大降低发电煤耗、减少燃煤量、节约能源，这要作为一个特大的节能项目来抓，每年可以节约几亿吨煤，可以算得上特大型节能项目了。这方面要学习丹麦，他们已做到全国没有火电厂不向外供热，没有一个锅炉不发电的。美国出一个政策，就增加了几千万千瓦特高效的发电能力。而我国把这个xxx的节能项目，引入了困境，银行系统以总行名义发文，将热电联产列入“高危行业”，将已xx的热电联产项目，也要逐步回收xx，并下令退出13.5万千瓦以下热电联产项目的xx。希望管理能源、管理节能的各位领导，认真总结，为何走到这一步，把世界能源专家们一致认为是xxx的节能项目变成“高危行业”，实在是令人很难理解。产生这种情况的主要原因是：下面和上面都没有很严格的把小热电和小火电区分开。为了进一步推动热电联产，建议：
1．准许小热电并网运行，并按合理价格收购多出的电力。热电的特点是用热时才能发电，用热量一般夏季少冬季多，小热电不能像凝汽式火电厂那样根据电网负荷调整运行，但它每发一度电的煤耗不到凝汽式火电厂的一半。
2．用行政和法律的手段，保证能及时收回用热费用，现在有些地方供热费用回收很困难。
3．上游燃料（油、气、煤）涨价，电价热价要联动。联动由当地物价部门根据上游燃料的涨价幅度，同比及时上涨电热价。
4．对全国工业锅炉进行一次普查，凡火电厂能够得着的供热用户，都改由火电厂供热；够不着的，要规划，看看能否将附近的几家锅炉合并，新建或改造其中的一个为较大的锅炉，实行热电联产。以后新建工业锅炉也要按此规定办理。
5．为发展这个高效节能项目，国家对改造和新建的热电联产项目，在xx上和税收上给予优惠。对改造和新建热电联产的电厂，为防止借热电联产之名而建小火电，对上热电的项目发电煤耗应有一个严格的规定，如度电不超过200～250克标煤。
只从供热来考虑，热电联产后，对供热效率得不到多少好处。而大电网也不太想要小热电并网，增加运行困难。但是这些小热电每发一度电，只用150克标煤。资本主义国家在热电联产方面能做到的事，我国只要真正提高了认识，并努力具体的去做，也一定能做好，相信应比他们做得更好。
第二，关于建设效率高的火电厂，关闭耗煤高的火电厂。
我国是一个大量消耗煤炭的国家，2005年产煤量已超过20亿吨，世界{dy}。随着经济的发展，煤的消费量还要大量增加。其中电煤已经快达到煤炭总产量的 60%。为了提高煤炭的利用效率，美国87%的煤炭是供发电使用，因为只有在电厂的特大型锅炉使用，煤炭才能取得较高的利用效率，也较易解决燃煤对环境的污染问题。为了提高能源利用效率、节约用煤，在我国就应把注意力集中在提高火电厂的净热效率上。经过几十年的努力，我国已从上世纪50年代生产中压参数的发电设备，进步到可以生产超临界参数的高效发电设备。中压参数的火电机组，净效率只有25%左右，每发一度约用460克标煤，而河南沁北电厂的超临界60 万千瓦机组，每发一度电耗用300克标煤，在建的浙江玉环电厂的高温超临界机组（它不是超超临界机组），热的净效率预计可达43%，供电煤耗一度电只用 290克标煤。我国自己已经能批量生产度电耗用300克标煤的发电设备。为了节约能源，少烧煤，建议：
1．国家除了在坑口建电厂外，其他地方，特别是在沿海，只准新建度电供电煤耗300克标煤及以下的电厂。
2．我国现在还在运行的火电机组中，单机在10万千瓦及以下的发电设备，大约有7000万千瓦，它们是10万、5万及少数2.5万千瓦机组，每发一度电平均用煤在400克标煤以上，若全部用度电300克标煤的机组来代替，一年约可以节约5000万吨煤。
3．在现场运行的超高压12.5万千瓦和20万千瓦级的机组总共还有9000万千瓦，这些机组净效率为33%，每发一度电耗用370克标煤，若都用300克标煤的机组来代替，发一度电可以节约70克标煤，一年可节约5000万吨煤，这类效率的机组，在发达国家早就被淘汰了。
4．尽快从欧洲引进口二次中间再热的超超临界机组。在欧洲的丹麦，十多年前就已经投运了超超临界火电机组，其蒸汽参数约为300个大气压，采用二次中间再热，温度约为600℃/600℃/600℃,电厂净效率可达48%以上，每发一度电用不到260克标煤。二次中间再热，系统是复杂了一些，但技术在进步，他们已经安全地运行了十多年，我国电力专家考察后，认为技术是成熟的。
对于这个机组的热效率，一直有争论。开始有些同志认为它的效率高是因为用欧洲北海海水冷却的缘故，那里的海水温度低，年平均为9℃，机组热效率高占了冷却水温低的便宜。我国松花江哈尔滨段的江水温度年平均约10℃，辽宁营口地区海水的年平均温度为12.8℃，这些地方和丹麦的海水温度也差不多。由于冷却水温度不同，火电厂的净效率是有差别，在我国南北方约相差1%～1.5%。后来有一位和我在一起工作过的汽轮机专家（现在是院士）打电话给我，问为什么丹麦的发电设备效率这样高。他是大专家，听了我的介绍后，直接与丹麦公司的人员进行技术交流后，他对此效率也认可了。最近又有一位院士对我说，丹麦的这个机组燃用的是天然气，天然气本身有60个大气压的压力，这种超超临界发电设备扣除天然气自身压力所带的能量，折算后效率可能也只有43%。我对他的这种说法打了一个问号？
我国在建的玉环电厂的单机100万千瓦发电机组，其蒸汽参数为250个大气压、600℃/600℃，采用一次中间再热，预计净效率为43%。我们知道，每增加一次中间再热，约可提高3%的热效率。丹麦的超超临界机组蒸汽参数约为300个大气压，600℃/600℃/600℃，采用二次中间再热。由此推算，增加的一次中间再热可以增效3%，加上蒸汽压力由250个大气压提高到300个大气压，再加上冷却水温低，丹麦公司报出他们的机组效率为48%是可信的。
我讲的节能效果大的第二个重点项目，就是提高火电厂的发电效率，主要有四点建议：一是控制新建电厂的供电煤耗，除了在煤炭产地外，要求度电供电煤耗在300克标煤以内，做到这一项，只要国家发改委提出要求，不应有什么困难；二是先关掉10万千瓦及以下发电机组；三是进一步关掉超高压的12.5万千瓦及20万千瓦机组，关掉老电厂，困难较大，关掉老机组后，{zh0}是就地扩建新的高效机组，无法扩建的，人员应支援新厂，这项工作由各大电力公司自行解决，否则要在经济上对这批电厂征收高耗能税；四是尽快从欧洲进口4～6套二次中间再热的超超临界机组，国家发改委可提出，谁先报项目就先批准谁上。
我还想讲两个问题。
一、什么是超超临界发电机组
火电厂要提高效率，少烧煤，主要依靠提高蒸汽参数来实现，即提高蒸汽的压力和温度，其中提高温度有更好的效果，碰到主要的问题是耐热钢材的制约。但我们通常都是用蒸汽的压力来给火电机组分类的，如我国在解放初期生产的中压发电设备，汽轮机的进汽压力为35个大气压，温度为435℃；后来发展到生产高压发电机组，汽轮机的进汽压力为90个大气压，温度开始为500℃，后来升到510℃；再后来发展到超高压机组，汽轮机进汽压力为130个大气压，温度为 535℃；再发展到亚临界机组，汽轮机进汽压力为170个大气压，温度为535℃，后又升到545℃；进一步发展到超临界机组，蒸汽压力为245个大气压以上，温度为555℃，也有560℃的；而能叫超超临界机组的，蒸汽压力至少在270个大气压以上，这是常识。玉环电厂建设的100万千瓦机组，把温度提高到600℃，很好！热效率比超临界机组提高了3%左右，但它的蒸汽压力只有250个大气压，比沁北电厂还少5个大气压，所以不能因为温度提高了，就叫它超超临界机组。
二、关于增压流化床联合循环发电（PFBC）和整体煤气联合循环发电（IGCC）
《中国能源》1999年第6期上发表了几位锅炉专家的文章，他们考察了丹麦的超超临界机组后，认为PFBC 和IGCC这类发电设备是全新的技术，系统复杂，整体技术难点很多。IGCC的工作流程是首先把煤变成气，再用气发电。煤变气的热转换效率只有80%左右，用气发电的效率是比较高的，加上余热利用可以达到55%，两个流程的效率相乘，IGCC的总体效率也只有44%，而欧洲的二次中间再热的超超临界机组的净效率可以达到48%。在整体热效率上IGCC并未显示出比超超临界机组优越多少。现代的燃煤火电厂，安装上高效除尘、脱硫、脱氮设备后，也可以做到干净地燃烧。我个人基本上同意这些同志们的观点，但为了综合研究世界先进国家的技术发展方向，可以建一、二座这类电厂作研究、试验和示范，以便掌握技术。 ■
