陈宗法
火电2012年迎来“重大转机”，一举扭亏为盈;2013年“火电火了”，重回利润中心;2014年火电“争议不断”，内热外冷，业绩创新高。目前，“能源生产和消费对生态环境损害严重”。展望未来，能源结构调整、产业转型升级势在必行，火电将在热议中继续升级前行。
一、能源消费“双控”设上限，火电发展空间受挤压
2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划》，成为去年能源行业颇有影响的十大事件之一。《行动计划》设置了一次能源消费总量、煤炭消费总量“天花板”，即到2020年分别控制在48亿吨标准煤、42亿吨左右。国家发改委印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划 2014-2020》，要求供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”，安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”。早在 2013年9月，国务院《大气污染防治行动计划》、环保部《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》就有类似规定。
面对上述政策的硬约束，一方面倒逼我国调整以煤为主的能源结构，今后将发展可再生能源、核电、天然气作为新的主力;另一方面也意味着火电未来发展空间受到挤压，必须告别过去“规模扩张”阶段，提高准入门槛，进入转型升级、清洁高效发展的新阶段。因此，2006年以来，火电在电源投资结构中占比连续下滑，从70%下降到2014年的26%左右，与火电大型高效装机比重、清洁能源装机比重不断上升，均在情理之中。
二、环保连发“三道金牌”，“超低排放”引争议
目前，我国环境污染严重，雾霾天气频现，国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛，2014年连发“三道金牌”：4月，环保部要求京津冀所有火电厂年底前完成大气污染物特别排放限值改造;7月1日，国家要求火电企业全面实施“史上最严厉”的新版《火电厂大气污染物排放标准》;9月17日，《煤电节能减排升级与改造行动计划2014-2020》，要求全国新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染物排放浓度基本达到燃机排放限值。
今后火电行业“何去何从”?遭遇前所未有的挑战。火电企业为了履行社会责任，维持生存发展空间，不仅“对达不到节能减排标准的现役机组坚决实施升级改造”，而且自我加压，2014年“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北等省份迅速向全国蔓延。国华电力、浙能集团、华能集团拟计划投入100亿元、50亿元、100亿元对现役燃煤机组进行“超低排放”技术改造。但是，“超低排放”引发了激烈的社会争议，成为电力行业的一个热词。
支持方认为“超低排放”能改善我国大气环境，防止过度关停旧的煤机，获批新的煤电项目，有利于煤电生存、进一步提升煤炭转化为电力的比重，建议上升为国家能源发展战略，在全国推广;反对方则认为“超低排放”是火电环保门槛“水涨船高”的典型缩影，概念不清、提法不科学、监测数据不准确、技术上没有重大创新、严苛的煤质条件一般电厂达不到，且投入大、环保边际效益低，易造成资源设备大量浪费。
“超低排放”虽然有争议，其环境的边际贡献有待实践检验，但改造之风在全国推开也是事实，国家政策导向予以鼓励。2014年12月29日，国家发改委出台《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》，从国家层面以制度的方式进行“奖励”：适当提高能效和环保指标领先机组的利用小时数;燃煤机组排放基本达到燃气轮机组排放限值的，应适当增加其下一年度上网电量。
三、火电小时“破五”创新低，发电量竞争空前激烈
2014年全国总装机容量达到13.6亿千瓦、总发电量5.55万亿千瓦时，其中：火电装机9.16亿千瓦 、发电量4.2万亿千瓦时，分别占67.4%、75.2%，依然保持绝对优势。但是，火电设备平均利用小时跌破“5000大关”，仅为4706小时，同比减少314小时，是1978年以来的最低水平。与上年相比，共有24个省份同比下降，其中，贵州、西藏下降超过1000小时。火电利用小时下降，社会用电需求下降是主因。由于经济稳中趋缓、冶金等四大重点用电行业与东中部地区用电增速明显回落，以及气温偏低、基数较高等因素影响，去年全社会用电量增长只有3.8%。当然，水电增发、装机总容量持续增加也是重要因素。
火电利用小时“破五”创新低，意味着电力产能过剩。发电量的减少和营业收入的下降，也意味着发电量市场竞争加剧，经营环境严峻。为此，各发电企业要有清醒认识，电量低速增长很可能成为新常态，通过抢发电量、节能减排、技术创新来稳固火电边际贡献。同时，发展大型高效火电机组、提高清洁能源比重来增强竞争能力。
四、煤价出现“两轮”快速下跌，去年火电业绩创新高
2014年，环渤海5500大卡动力煤价格出现了2012年以来第三、四次快速下跌。去年一季度，煤价快速下跌至548元/吨，下跌83元,累计跌幅达13.2%。进入6、7月份，再度出现第四次快速下跌。7月23日，煤价近年来首次“跌破500元”大关，从5月28日的531元，连续13个报告期下跌，跌至478元。微涨至482元后，连续4个报告期持平。进入9月份，煤炭价格止跌趋稳。四季度，由于国家遏制煤矿超产、神华等大型煤企人为提价、起征进口煤关税，煤价出现“翘尾”：10月底恢复至497元。11月初，重回“500元大关”，12月31日报收于525元。
纵观2014全年，煤炭市场需求不旺、产能过剩的矛盾依然突出。煤炭产业除了延续前两年“库存居高不下、价格大幅下降、效益持续下滑”等特点外，还出现了近十年来首次出现的新现象：“煤炭产量负增
长，煤炭净进口负增长，煤炭全国消费负增长”。2014年煤炭量价齐跌、“熊市”特征明显，是多种因素综合作用的结果。环境约束、新能源发展迅速、天然气供应增加、去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑、电力耗煤下降、进口煤冲击、产能过剩态势延续，都是影响因素。
煤价超跌对火电企业来讲，属于“重大利好”。燃料采购不同于四年前的“卖方市场”，普遍出现“量足、质好、价低”的特征，特别是2014年煤价 “两轮”快速下跌，致使火电企业燃料成本大幅下降，发电煤耗进一步降低，这是去年发电行业经营业绩创出“历史新高”、进入电改以来“最好时期”的最重要原因。五大发电集团全年实现利润达到907亿元，火电贡献率高达72%。当然，煤价超跌，导致“电盈煤亏”格局，更趋严重。
五、经营环境有喜有忧，未来在热议中升级前行
未来一个时期，火电的政策市场环境，有喜有忧，雾霾不除，争议不断。正因环境倒逼，业绩稳定，发展“内热外冷”，火电目前已进入了一个转型升级、提升发展质量的新阶段。可以预见，发电行业将抓住最后的机遇，按照“三降低”、“三提高”的要求，推进中西部煤电大基地建设，在东部沿海、沿江地区重点布局60万千瓦、100万千瓦大型高效火电项目，全面实现“超低排放”。
此外，火电经营业绩不像前些年“大落又大起”，已进入一个相对稳定的“平台期”，主要缘于火电业绩保障的“基石”没有动摇，煤炭市场仍将低迷，2015年全年的煤价水平预计将整体低于去年;环保政策严苛的同时也有改善、激励，国家已连续两年提高环保电价和除尘补贴。当然，火电还面临环保投入压力大、资产负债率偏高、区域经营环境差异明显、煤炭运费上涨等问题。以“四放开一独立一加强”为内容的新电改革方案的出台，也将增加火电经营发展的不确定性。最令人担忧的是火电利用小时与上网电价出现“双下降”。目前，火电上网电价已进入“下降”通道，2013、2014已连续两年下调。2015年一开春，又传出各地火电上网电价将下调的消息，这对火电冲击很大。
而且属于火电范畴的燃气发电，近年来由于气价上涨、气源不足、外送电冲击、煤电超低排放、利用小时低等因素影响，已完全不同于前些年，出现了优势下降、亏损增加、“夹缝求生”、审慎发展的现象。尽管国家发改委新年前发文建立气、电价格联动机制，推出“封顶”的气电上网标杆电价，增加了确定性，但前景仍然不是很乐观。