編者按

環保標準日趨嚴苛、以“近零排放”為代表的節能減排全面升級、為清潔能源發電調峰讓路……作為目前最大的發電主體，2014年煤電的發展打上了顯著的綠色環保烙印。隨著環境問題的日益突出，以水電、風電、光伏為代表的清潔能源發電勢頭迅猛，給煤電的清潔可持續發展帶來了更大壓力，轉型升級成為必然趨勢。

結構需調整、技術待升級！煤電堅定開啟了綠色發展之路。接下來，如何清潔高效地利用煤炭資源，在保證發電量的情況下降低能耗、減少大氣污染物排放，是擺在火電行業面前的現實問題。

綠色火電，今年最猛！

1　最嚴火電排放標準全面實行

7月1日，《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）開始全面執行，這是我國第四部關于燃煤電廠大氣污染物的排放標準，堪稱史上最嚴。該標準明確，2011年7月前建成的老機組執行二氧化硫200毫克/立方米、二氧化氮100毫克/立方米、煙塵30毫克/立方米的排放標準；重點地區更要執行特別排放限值，相應標準分別為50、100、20毫克/立方米。

點評：由于霧霾等環境問題日益突出，占煤炭消費量50%以上的煤電成為環境管理的嚴控對象。有關燃煤電廠大氣污染物排放標準要求越來越高，對污染物的控制種類和排放要求日趨嚴格。

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）發布后，火電行業曾經掀起一股改造升級的小浪潮。之后的3年時間里，全國大大小小的火電廠陸續開始脫硫、脫銷和除塵等環保改造。但因我國火電裝機總體占比較大，截至2014年7月1日標準全面執行之時，仍有約20%的電廠某項污染物正在達標改造之中。

事實上，未能及時進行脫硫脫硝除塵改造對電廠來說未必是壞事，至少避免了重復建設。2個月后，比該標準更嚴的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》出臺，將煤電機組“對標”燃氣機組，對節能減排提出了更高的要求。

2　上網電價再次下調

8月27日，國家發改委發布《關于疏導環保電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2014]1908號），決定自9月1日起，在保持銷售電價總水平不變的情況下，適當降低燃煤發電企業上網電價，全國燃煤發電企業標桿上網電價平均每千瓦時降低0.93分錢，騰出的電價空間用于進一步疏導環保電價矛盾。

截至該政策發布時，全國已累計解決7.1億千瓦燃煤發電機組脫硝、除塵電價補償問題，占全部燃煤發電裝機容量95%以上。

點評：這是繼去年9月25日起將燃煤發電企業脫硝電價補貼標準由0.8分/千瓦時提高1分/千瓦時之后，國家發改委再次借用經濟手段調節電力企業環保工作的舉措。與去年的政策不同，此輪政策不僅涉及到發電企業經濟利益，也因涉及“煤電聯動”而備受關注。

業界一種觀點是，煤、電矛盾的深層次原因是“市場煤”和“計劃電”的矛盾。煤電聯動政策正是解決這種矛盾的一種過渡性辦法。當時國家規定，以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%,便將相應調整電價。但是煤電聯動政策實行不盡如人意，從2005年到2008年，僅實施4次便再未出現。

2012年以來，煤價持續下跌，已經滿足6月跌幅超過5%的條件，業界期盼煤電聯動重啟，最終國家還是以疏導環保電價矛盾的名義下調上網電價，有人稱“煤電聯動政策形同虛設”。仔細來看，此次下調上網電價全國平均為0.93分/度，但各地有明顯差異，顯然與當地煤價下降幅度掛了鉤，從宏觀來看，還是依據了煤電聯動的原理，本質仍屬“煤電聯動”。

3　煤電升級改造計劃出臺

9月23日，國家發改委、環保部和國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020）》，將煤電對標燃氣輪機排放限值，計劃到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時，其中現役60萬千瓦及以上機組（除空冷機組外）改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時。東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。

該計劃還稱，在執行更嚴格能效環保標準的前提下，到2020年，力爭使煤炭占一次能源消費比重下降到62%以內，電煤占煤炭消費比重提高到60%以上。

點評：此文件一出，全國炸開了鍋。從環保角度看，近些年霧霾等環境問題頻發，危害國民身體健康，降低生活質量，也影響我國國際形象。改善空氣質量，提高煤電清潔高效利用效率、進行火電環保改造升級刻不容緩。

但從電廠角度看，問題卻不少。首先是技術。雖然國家在行動計劃中提出燃煤電廠節能減排主要參考技術，但全國火電機組大小不一、新舊不一、運行情況不一，到底是不是全部適用，還有待驗證。其次是資金。火電機組環保改造是項大工程，即使技術上可行，經濟投入也很大，動輒上億元。經濟效益好的電廠尚可承受，經濟效益不好甚至虧損的電廠，其環保改造資金從何而來？國家雖給煤電設立了環保補貼，但是尚不足彌補后期環保設備運行維護成本。為了節省經濟成本，現在已出現電廠環保設備閑置的情況。新一輪環保升級改造之后，環保設備閑置會不會繼續出現？若此，火電環保升級改造的意義何在？

距離目標之年還有6年時間，希望這6年時間里能有低成本的超低排放技術出現，既能幫助解決環境問題，電廠也能承受，這樣才能讓煤電真正走上可持續發展之路。

4　發電量連續數月負增長

12月17日，中電聯發布《2014年1-11月份電力運行簡況》顯示：

1-11月份，全國規模以上電廠火電發電量38066億千瓦時，同比下降0.3％，增速比上年同期降低7.1個百分點，累計火電發電量出現罕見負增長。

其中，11月份，火電發電量3455億千瓦時，同比下降4.2％，已經連續5個月負增長。分省來看，火電發電量增速超過10%的省份僅有新疆（14.6%）、浙江（14.2%）、海南（11%）和寧夏（10.1%）；全國共有23個省份火電發電量出現負增長，與上月相比增加3個，華北、華東、華中和南方分別僅有山東、浙江、江西和海南同比增長，同比下降超過20%的省份有西藏（-86.9%）云南（-43.9%）和甘肅（-21.4%）。

點評：和前幾年相比，今年無疑是火電發展形勢最為嚴峻的一年。

火力發電連續出現負增長，表面上看，緣于清潔能源發電的沖擊。今年來水情況較好，水電大發，擠壓火電發電空間。尤其是隨著溪洛渡和向家壩水電站的投產和溪浙特高壓的投運，西南清潔的水電不斷被送往華東負荷中心，浙江和上海等地火電廠竟出現迎峰度夏期間無電可發的局面。事實上，除了水電，風電和光伏電今年也呈現強勁的發展勢頭，火電受沖擊在所難免。

然而深層次原因，還在于環保需要。為了減少化石能源使用，提高清潔能源的利用效率，國家在《關于做好2014年電力迎峰度夏工作意見的通知》中提出，要全力消納清潔能源，強化跨省跨區送電，在更大范圍內消納清潔能源。以水電為代表的清潔能源發電頓時成了香餑餑。

盡管火電企業有不少意見，但是能源結構調整、發展清潔能源已是大勢所趨。在國內用電增長放緩、環保升級和計劃電量不斷下降的形勢下，如何在實現煤炭清潔高效利用，兼顧環境和經濟效益，是火電企業發展面臨的核心問題。

5　“超低排放”開始風行

5月，浙能嘉興發電廠宣布我國首套煙氣超低排放裝置在該廠8號機組投入運行；6月，神華國華舟山電廠4號35萬千瓦國產超臨界燃煤發電機組順利完成168小時試運，標志著國內首臺“近零排放”燃煤發電機組順利投入商業運行。此后，近零排放改造之風逐漸向廣東、江蘇、山東以至全國蔓延。

點評： 不可否認，2014年是超低排放/近零排放的“元年”。

不管是超低排放，還是近零排放，都是把燃煤電廠排放的煙塵、二氧化硫和氮氧化物三項大氣污染物與燃機排放限值相比較，將達到或者低于燃機排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）的情況，稱為“超低排放”或“近零排放”。目前官方表述傾向于“超低排放”。

在火電企業紛紛自我加壓探索超低排放時，業內專家批評企業“主動”“超低排放”的主要原因并非真是為環保，而是基于生存發展需要，為避免更大損失而提出并實施的一種競爭性戰術，是為自身利益而進行的一場特殊的煤電“保衛戰”。

有人批評，從全國已經實現超低排放的電廠來看，“超低排放”在技術上并沒有重大創新，且嚴苛的條件并非一般燃煤電廠都能達到；“超低排放”的環境效益和經濟效益的投入產出比太低；煙氣連續監測技術難以支撐“超低排放”監測數據的準確性。這些都警示火電企業要慎重開展超低排放改造。而且，超低排放對煤質要求更高，大幅推廣勢必會將低質煤炭擠壓到其他行業，而后者缺少煤電行業“污染集中治理”的優勢條件，有可能會抵消火電環保升級改造的環境效益。

從目前形勢來看，探索“超低排放”技術是有必要的，對電企勇于探索的精神也應該給予鼓勵，但排放低到何種程度？在多大范圍內推廣這種技術？值得決策者綜合考量和權衡。

6　電改啟幕  試點深圳

11月4日，國家發改委宣布在深圳市開展輸配電價改革試點，將現行電網企業依靠買電、賣電獲取購銷差價收入的盈利模式，改為對電網企業實行總收入監管。即政府以電網有效資產為基礎，核定準許成本和準許收益，固定電網的總收入，并公布獨立的輸配電價。同時，明確了輸配電準許成本核定辦法，建立對電網企業的成本約束和激勵機制。

在《深圳市輸配電價改革試點方案》中，對輸配電價核定、平衡賬戶、配套改革等做了進一步闡述。該方案將在2015年1月1日起執行，第一個監管周期從2015年1月1日開始，2017年12月31日結束，為期3年。

點評：此次深圳試點電改，被認為是新一輪電改啟幕的信號。業內人士稱，新一輪電改基調是“四放開、一獨立、一加強”，即發電計劃放開，即政府將不再制定發電計劃；電價放開，除了輸配電價由國家核定之外，發電廠和用戶之間可以直接制定電價進行交易；配電側放開，新增的配電網，要允許社會資本進入；成立售電公司，允許民間資本進入；交易機構獨立；加強電網的規劃。而此次深圳電改積極意義在于，政府可以借此機會摸清電網輸配環節的成本，為新電改方案積累經驗。

對電企來說，這意味著其可以向用戶直接售電，在計劃電量方面不再完全受電網管制，但是必須抽出一部分人力、物力和財力來打造售電服務團隊。

不管是一大步還是一小步，邁出去的意義總要大于原地踏步。有消息稱，12月24日，新電改方案已在國務院層面討論通過，并進入最后沖刺階段。新一輪電改即將全面啟動，讓我們拭目以待。

7　熱電聯產屢迎利好

11月18日，國務院發布《關于發布政府核準的投資項目目錄（2014年本）的通知》（國發[2014]53 號），將熱電站的核準下放至地方政府，其中抽凝式燃煤熱電項目由省級政府在國家依據總量控制制定的建設規劃內核準。這是繼去年國務院發布《關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》（國發[2013]19號），將企業投資燃煤背壓熱電項目核準下放至省級投資主管部門之后的關于熱電站審批權的再一次下放。

此外，在今年發布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（以下簡稱《計劃》）、《西部地區鼓勵類產業目錄》、《大氣污染防治行動計劃》等文件中，均提出要發展熱電聯產機組。《計劃》還提出到2020年，燃煤熱電機組裝機容量占煤電總裝機容量比重力爭達到28%；在符合條件的大中型城市，適度建設大型熱電機組，鼓勵建設背壓式熱電機組；在中小型城市和熱負荷集中的工業園區，優先建設背壓式熱電機組。

點評：目前全社會用電量增速放緩，但供熱需求卻與日俱增，再加上節能減排的需要，發展以背壓式為代表的熱電聯產機組很有必要。

背壓機組是熱電聯產的重要機型，它是以熱負荷來調整發電負荷的發電機組，氣輪機進多少汽，機組就排出多少汽，真正實現了“以熱定電”，熱效率可高達80%-90%，遠高于目前國內的大型超超臨界機組40%左右的熱效率，從節能減排角度考慮，該機組優點突出。但是這種類型機組調節能力相對較差，機組發電量受制于熱負荷變化，只有在城市和工業園區等熱負荷較為穩定的地區，才最適合背壓式熱電聯產機組的發展。

除了背壓式熱點聯產機組，抽凝機組也是熱電聯產的重要機型。目前火電環保標準越來越高，但隨著環保改造的不斷深入，火電機組節能減排空間有限。抽凝機組將乏汽余熱回收再利用，可提高煤炭綜合利用率，降耗和減排成效顯著。目前已有不少電廠開始了火電機組的供熱改造。但是和背壓式熱電聯產機組一樣，抽凝機組也受供熱需求的影響，沒有穩定且大量的供熱需求支撐，其節能減排效果有限。

目前來看，真正的小背壓式熱電聯產機組經濟效益普遍較好，反觀一些新增大型的熱電機組，名義上是熱電聯產機組，其實并未充分發揮供熱作用，國家應加強監管，杜絕大型假熱電的發生。