如果說2011年火電行業的關鍵字是“虧”的話，那么2012年火電行業的關鍵字是“盈”。因為2011年火電行業虧損成為普遍現象，而在2012年這一普遍現象發生了扭轉，火電板塊開始盈利了。

　　如果說2011年火電行業的關鍵字是“煤”的話，那么2012年火電行業的關鍵字是“電”。因為2011年火電行業“跌倒”在煤炭上，備受高價煤的“壓榨”，而在2012年火電行業則碰壁于發電量上，飽經設備利用小時數低的“桎梏”。

　　如果說2011年火電行業的關鍵字是“降”的話，那么2012年火電行業的關鍵字依然是“降”。因為2011年火電行業投資額已經連續6年下降，人們擔心將來電力供應可能會出現“硬缺口”，而2012年火電行業的投資額仍然在降，同時火電在建規模、新開工規模也在減少，面對這些“生長性”指標的低迷，人們不免會對將來電力行業的可持續發展能力心生憂慮。

　　如果說2012年火電行業始于“減排”的話，那么2012年的火電行業結束于“并軌”。因為火電行業的2012年是伴隨著《火電廠大氣污染物排放標準》實施開始、伴隨著電煤價格并軌方案出臺而結束的。

　　回首2012年，火電行業不光有以上關鍵詞，還有其他一系列重要的詞語，或好或孬，或褒或貶，本期將總結出幾個主要詞匯，希望能勾勒出火電行業2012年的輪廓。

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　　減排新政出臺

　　減排目標明確 壓力增大

　　1月1日，由環境保護部和國家質量監督檢驗檢疫總局共同發布的新《火電廠大氣污染物排放標準》正式實施。

　　8月6日，國務院印發《節能減排“十二五”規劃》，其中明確要求“推進電力行業脫硫脫硝”，到2015年燃煤機組脫硫效率達到95%，脫硝效率達到75%以上，火電行業二氧化硫、氮氧化物排放量較2010年分別降低16%和29%。

　　點評：

　　新《火電廠大氣污染物排放標準》，因大幅降低了煙塵、氮氧化物及二氧化硫的排放限值，并首次明確了汞及其化合物的排放限值，同時還針對重點地區制定了更為嚴厲的大氣污染物特別排放限值，而被稱為“史上最嚴”。

　　這一嚴格標準，對于國家節能減排的大方向和人們越來越高的生態環境訴求的積極作用毋庸置疑，各大電力企業也表示，“這是發電企業所應承擔的社會責任。”可以說各方對此也已達成共識。

　　為了提高火電企業脫硝的積極性，2011年11月30日發改委出臺了脫硝電價補償政策，對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠，每千瓦時加價0.8分錢，以補貼脫硝成本增支。

　　但各方對于新標準的分歧正出現于此。一方面，業內普遍認為補貼標準偏低，補貼標準應提高至在1分-1.5分/千瓦時。另一方面，不同地區因資源稟賦存在差異，執行同樣的脫硝補貼標準是否合適也引起了人們關注。

　　該標準推行之初，因當時火電企業經營狀況普遍不佳，所以一時出現不少叫苦之聲。

　　但“甲之砒霜，乙之蜜糖。”以上減排政策，對于減排設備企業來講卻是一個巨大商機。例如，《節能減排“十二五”規劃》要求完成5056萬千瓦現役燃煤機組脫硫設施配套建設，對已安裝脫硫設施但不能穩定達標的4267萬千瓦燃煤機組實施脫硫改造；完成4億千瓦現役燃煤機組脫硝設施建設，對7000萬千瓦燃煤機組實施低氮燃燒技術改造。對于這一市場規模的大小，雖然各方預測略有差別，但通過觀察各方數據不難發現，這將是一個規模數千億的大盤子。

　　2

　　受困經濟大環境

　　為水電“讓路”發電小時數大減

　　最新數據顯示，2012年1-11月份，全國火電設備平均利用小時為4507小時，比2011年同期降低301小時，同比下降較多的省份中，河南省降531小時，浙江省降428小時，山西和廣東降幅也均超300小時；在火電裝機規模超過3000萬千瓦的火電大省中，內蒙古同比下降42小時，江蘇同比下降58小時，只有山東同比小升17小時。

　　點評：

　　2012年火電發電設備平均利用小時數的大幅下降，與水電設備發電設備利用小時數的大幅增長同時發生，很容易讓人得出“火電被水電替代”的結論。實際情況也似乎的確如此，不過將其描述為“火電為水電讓路”或許更為貼切。

　　5月至11月，我國水電普遍大發，機組利用小時數和發電量大幅增加。中電聯發布的2012年1-11月份電力工業運行與供需簡要情況顯示，2012年1-11月份，全國發電設備累計平均利用小時數為4174小時，較2011年同期降低了160小時，但水電設備平均利用小時卻較2011年同期增長497小時，達到了3351小時，且增長幅度較10月又有所上升。其中，在南方地區的貴州、湖南、青海、廣西等省的水電設備利用小時同比增長分別達到1107小時、894小時、764小時、414小時。

　　水電作為清潔能源，為了保證水電的順利消納，大批火電機組被迫停機“讓路”，特別是南方雨季相對較長的地區，很多火電廠機組幾乎全部長時間停機。這是火電企業發電設備平均利用小時數下降的重要原因。

　　但是，這也是就電力行業內部而言。經濟大環境的低迷，或許是火電設備利用小時數大減的主要行業外部因素。

　　2012年我國耗電大戶、耗煤大戶受經濟環境影響，對電力需求和煤炭需求不旺。雖然煤炭價格下降給火電業務帶來了利好，但電力需求的相對疲軟并未讓這一利好完全釋放。隨著火電裝機容量的進一步提升，火電設備平均利用小時出現了大幅的下降也算是情理之中了。

　　3

　　多項生長性指標下降

　　在建、新增裝機減少投資延續下降態勢

　　最新數據顯示，2012年1-11月份，全國火電完成投資794億元，同比下降13.23%，延續2011年持續下降態勢，火電完成投資占電源完成投資的比重下降至26.29%，較2011年同期下降3.30個百分點；全國基建新增火電發電生產能力3558萬千瓦，較2011年同期減少1007萬千瓦；全國電源項目中火電在建規模約5615萬千瓦，較2011年同期減少1006萬千瓦，2012年以來11月火電在建規模處于6000萬千瓦以下。

　　點評：

　　2011年，全國基建新增發電容量超過9000萬千瓦，連續第六年超過9000萬千瓦。而就目前的電源投資、新開工工程和在建工程情況來看，動輒新增裝機規模就達到9000萬千瓦的大好年景，漸行漸遠了。

　　對于火電來講，代表著火電可持續發展和生長性的各項指標，如火電完成投資額、在建規模、新增裝機容量等均在大幅下降，火電成長能力式微。

　　對于此種局面來講，這一方面是件好事，意味著我國電力結構正在經歷調整（不管這是出于主動還是被動），并向著清潔能源方向發展，且趨勢明顯。清潔能源的投資數據便可從一定程度上佐證這一點：2012年1-11月份，水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的71.91%，較上年明顯上升，其中水電完成投資1028億元，同比增長31.45%。

　　另一方面，這又是一件風險極高而令人顧慮重重的事，這主要是從火電在我國電力行業中的重要作用方面來講，因為火電裝機在74%左右，卻完成了83%左右的電量供應任務。以上各指標在2013年或許還難以看到其顯著的影響效果，但是在接下來的幾年中，其影響將會日趨顯現，屆時，火電裝機增速會明顯下降，而其他類型的電源能否頂得上去，滿足電力需求，將成為一個重要的、充滿不確定性的問題。

　　4

　　裝機結構優化

　　大容量機組發展迅速

　　12月3日，國家發改委發布信息稱，江蘇常熟發電有限公司“上大壓小”擴建項目通過核準。該項目將建設2臺100萬千瓦國產超超臨界燃煤發電機組，相應承諾關停43萬千瓦小火電機組，關停容量不足部分占用江蘇省火電建設規模128.3萬千瓦。

　　12月18日，中國華電萊州發電有限公司裝機容量為100萬千瓦的2號機組投產，而該公司首臺百萬千瓦超超臨界機組已于11月4日投產發電。數據顯示，中國華電公司的60萬千瓦及以上機組占煤電裝機比重達到42%。

　　點評：

　　大容量、高參數機組具有明顯的節能減排優勢。以百萬千瓦裝機容量的超超臨界機組為例，其供電煤耗在290克/千瓦時左右，遠遠低于全國平均的火電供電煤耗330克/千瓦時，熱效率在45%左右，遠高于其他類型火電機組，具有顯著的經濟效益和環境效益。

　　火電是耗能和排放大戶，但在相當長的期間內，在我國大力發展清潔能源的同時，火電仍將是電力供應的主力。發展能源利用效率高、環境污染低的超臨界和超超臨界機組，尤其是百萬千瓦超超臨界機組，關停或取代效率低、污染高的小型火電機組，成為一種理性選擇，這也是機組發展的必然趨勢。

　　2012年我國火電裝機大型機組建設取得了長足進步。仍以百萬千瓦機組為例，有數據顯示，截至2012年10月，我國在運的百萬千瓦超超臨界機組已達到53臺，較2011年增加14臺。

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　　熱電裝機增長迅速

　　不以大小論英雄“以熱定電”需遵守

　　9月，國家發展改革委核準新疆生產建設兵團阿拉爾新滬熱電擴建工程。該項目建設2臺35萬千瓦國產超臨界空冷燃煤熱電機組。投產形成約1300萬平方米供暖和280噸/時供汽能力，并拆除供熱區內10臺燃煤小鍋爐。

　　年9月，國家發展改革委核準河北唐山華潤西郊熱電廠三期“上大壓小”擴建工程。該項目建設2臺30萬千瓦國產燃煤熱電機組，配套建設熱網工程，相應關停河北省21.44萬千瓦小機組，占用河北省“十二五”火電建設規模14.5萬千瓦。項目投產后，形成1550萬平方米供暖能力，并拆除供熱區內137臺燃煤分散小鍋爐。

　　9月，國家發展改革委核準甘肅國電蘭州熱電“上大壓小”擴建工程。該項目建設2臺30萬千瓦國產燃煤熱電機組。投產后形成約1500萬平米供暖能力，相應關停甘肅省22萬千瓦小機組，并拆除供熱區內203臺燃煤分散小鍋爐，占用甘肅省火電建設規模16萬千瓦。

　　點評：

　　熱電聯產位列“十大重點節能工程”，具有高達85%的熱效率，遠遠高于百萬千瓦超超臨界的純發電機組。最新數據顯示，2011年我國熱電機組裝機首次超過2億千瓦，較2010年增加3700萬千瓦，成績可謂突出。2012年我國批復了大量熱電聯產項目工程，包括新建的熱電項目和“上大壓小”擴建項目，促使熱電聯產的快速發展的同時，也取代了一大批小火電和小燃煤鍋爐，為節能減排起到了積極推動作用。

　　如前所述，我國機組呈現大容量、高參數的發展趨勢，這一趨勢在熱電領域也異常明顯。目前國內熱電聯產新上機組，以2臺30萬千瓦或2臺35萬千瓦甚至是2臺60萬千瓦項目居多，并且出現“只上大機組，打壓小機組”的發展趨勢。

　　但其效果卻不盡如人意。許多大型熱電聯產機組“以大熱電之名，行大火電之實”，違背了“以熱定電”的基本原則，只發電不供熱或者供很少的熱，沒有發揮其優勢。近年來熱電裝機容量正在以兩位數的增速在增加，但供熱量卻只是以個位數的增速在增加，甚至在有點年份呈現負增長，便說明這一問題的嚴重性。

　　另外，小型熱電機組在單位千瓦供熱量、發供電煤耗等方面都有可圈可點的地方，甚至要優于大型熱電機組，但是小型熱電卻經常被當做小火電錯誤打壓，許多地區不得不建設高耗能、高污染的鍋爐來供熱，而這些熱原先是由小型熱電供應的。

　　所以如何讓大型熱電機組和小型熱電機組各得其所，以充分利用和發揮好各類熱電連電聯產的優勢，值得關注和期待。

　　6

　　綠色煤電結果實

　　國內首個IGCC示范電站投產

　　12月12日，國內首座IGCC示范電站投產發電站，華能天津IGCC電站示范工程投產。華能天津IGCC示范電站是世界第六座、國內第一座IGCC項目，在多個方面具有自主知識產權，突破了國外的技術壟斷。電站的投產標志著我國潔凈煤發電技術取得了重大突破。

　　點評：

　　IGCC即整體煤氣化聯合循環發電系統（Integrated Gasification Combined Cycle），融合化工和電力兩大行業特點，對煤炭的利用實現了“吃干榨盡”，二氧化碳捕集成本相對較低，是目前國際上被驗證的、能夠工業化的、最潔凈高效的燃煤發電技術。美國作為IGCC技術較為領先的國家，一直將潔凈煤發電技術列為國家能源可持續發展戰略和國家能源安全戰略的重要組成部分。可實際上美國雖然已經有多家IGCC示范電站，但并沒有實現商業運行。因此，華能天津IGCC示范電站投產發電將使中國步入世界領先的行列。

　　相比常規燃煤發電技術，IGCC具有發電效率高、污染物排放低等特點，并在捕集二氧化碳方面具有成本優勢，代表了煤基清潔能源未來的發展方向。該技術的投產應用對于我國燃煤發電的可持續發展和核心技術儲備，搶占清潔煤發電技術制高點具有重要意義。

　　自2004年起，華能集團在我國發電企業中率先提出了“綠色煤電”計劃，旨在研究開發、示范推廣能夠大幅度提高發電效率，達到污染物和二氧化碳近零排放的煤基發電系統。該計劃分三階段實施：第一階段，采用華能自主研發的兩段式干煤粉加壓氣化爐，建設一座265兆瓦IGCC示范工程；第二階段，對IGCC示范工程進行完善和放大，同時研發綠色煤電關鍵技術；第三階段，建設實現二氧化碳捕集、利用與封存的示范電站，驗證其經濟性并進行商業化準備。建設華能天津IGCC電站是“綠色煤電”計劃的第一階段，這只是個開始。

　　燃煤發電是我國電力結構的中流砥柱，可以說燃煤發電“處于并將長期處于”這一位置。但是普通的燃煤發電技術方式，對環境影響沉重。此前，環保一詞似乎與煤電永遠不沾邊，但IGCC電站的污染物排放卻已接近天然氣電站排放水平。希望IGCC技術能早日成熟，投入商業，讓煤電也能變得環保起來。

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　　經營業績好轉

　　五大電力火電開始盈利

　　2012年，隨著煤炭產能釋放、煤炭進口增加、煤炭需求下降，我國煤炭價格出現大幅下降，煤電矛盾有所緩和，火電企業經營狀況日趨改善，特別是在2012年第三季度和第四季度，華能、大唐、華電、國電、中電投等五大電力集團火電業務開始盈利。

　　點評：

　　煤電矛盾一直是近幾年來火電業務虧損的最主要原因。如今火電業務出現盈利跡象，煤炭價格下降肯定“脫不了干系”。

　　煤炭成本的大幅降低，為火電企業的扭虧提供了低成本支持；而從2011年12月起的上網電價的提升，為火電提供了高銷售收益的支持，其中，2012年1月-11月份全國規模以上電廠火電累計發電量34297億千瓦時，以此估算，火電上網電價提升為發電企業帶來了近1000億元的增收。

　　但最新數據顯示，火電業務2012年累計仍虧81億元。這應該歸因于多方面的原因，例如，火電設備利用小時數下降致使固定成本無法充分“攤薄”、電煤價格只是在2012年下半年才出現大幅下滑、脫硫脫硝等節能減排改造投入資金較大、財務成本居高等。

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　　電煤價格并軌

　　煤價市場化 煤電要聯動

　　12月25日，國務院辦公廳發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》。其中明確要求，“建立電煤產運需銜接新機制。自2013年起，取消重點合同，取消電煤價格雙軌制，地方政府對煤電企業經營活動不得干預。”同時要求，完善煤電價格聯動機制。“當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。”

　　點評：

　　千呼萬喚始出來。

　　大家的努力終于結出果子來了。這又像是一份“圣誕禮物”，給予那些在2012年參與電煤價格并軌方案設計、討論的人們。

　　煤電矛盾是近年來火電業務最棘手的矛盾，也是電力生產鏈上一個關鍵“結”點，這也毫無疑問是一個全局性的問題。

　　電煤價格并軌，是我國電力改革的必然要求，而選擇此時推行，可謂是時機成熟。因為，2012年煤價的下降，部分是因為2012年1月1日起實施的對電煤的臨時價格干預，而更重要的原因或許是經濟增速放緩所致。而如果經濟增速一旦提升，勢必將再次挑戰“雙軌煤”的定價機制，煤電矛盾復發也將成為必然。而目前市場煤與合同煤價格接近，確屬機會難得。

　　飽受電煤之苦的火電企業，對于方案的配套措施，特別是對是否配套煤電聯動更是倍加關心。最終發布的方案明確，將“完善煤電價格聯動機制”，這也讓電力企業松了一口氣。但是同時《意見》稱“鑒于當前重點合同電煤與市場煤價格接近，此次電煤價格并軌后上網電價總體暫不作調整，對個別問題視情況個別解決。”這意味著短期內，煤炭價格上漲的風險將全部由火電企業承擔。而“將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%”的規定，則是將火電企業的部分壓力轉移向了電網企業。通過以上內容，不難看出，就目前煤價的平穩表現來看，《意見》對于火電企業是很“照顧”的。

　　需要強調的是，《意見》只是對“上網電價”調整予以了明確，這意在疏導發電企業的成本，《意見》并無關于“銷售電價”的相關內容，并不能得出消費者面臨的電價將上漲的結論，這是遭到很多人誤讀的一點。

　　電煤價格并軌是一項系統性工程，實行過程中，會存在很多掣肘，這就更需要其他相關領域的配合動作了，例如，保證煤炭運力，打破區域壁壘促使煤炭流通，建立煤炭戰略儲備基地，取締不合理的行政干預和稅費等，使得煤炭真正能夠健康地“動”起來。

　　同時，在電價仍然未能市場化的情況下，推進電煤價格并軌后，對于敏感的煤電關系將產生怎樣的影響，仍難以預料。《意見》將于2013年1月1日起實施，希望這一被寄予厚望的果子，吃起來的時候味道能不錯。