绿色转型 今年最猛

　　编者按

　　环保标准日趋严苛、以“近零排放”为代表的节能减排全面升级、为清洁能源发电调峰让路……作为目前最大的发电主体，2014年煤电的发展打上了显著的绿色环保烙印。随着环境问题的日益突出，以水电、风电、光伏为代表的清洁能源发电势头迅猛，给煤电的清洁可持续发展带来了更大压力，转型升级成为必然趋势。

　　结构需调整、技术待升级！煤电坚定开启了绿色发展之路。接下来，如何清洁高效地利用煤炭资源，在保证发电量的情况下降低能耗、减少大气污染物排放，是摆在火电行业面前的现实问题。

　　绿色火电，今年最猛！

　　1　最严火电排放标准全面实行

　　7月1日，《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）开始全面执行，这是我国第四部关于燃煤电厂大气污染物的排放标准，堪称史上最严。该标准明确，2011年7月前建成的老机组执行二氧化硫200毫克/立方米、二氧化氮100毫克/立方米、烟尘30毫克/立方米的排放标准；重点地区更要执行特别排放限值，相应标准分别为50、100、20毫克/立方米。

　　点评：由于雾霾等环境问题日益突出，占煤炭消费量50%以上的煤电成为环境管理的严控对象。有关燃煤电厂大气污染物排放标准要求越来越高，对污染物的控制种类和排放要求日趋严格。

　　《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）发布后，火电行业曾经掀起一股改造升级的小浪潮。之后的3年时间里，全国大大小小的火电厂陆续开始脱硫、脱销和除尘等环保改造。但因我国火电装机总体占比较大，截至2014年7月1日标准全面执行之时，仍有约20%的电厂某项污染物正在达标改造之中。

　　事实上，未能及时进行脱硫脱硝除尘改造对电厂来说未必是坏事，至少避免了重复建设。2个月后，比该标准更严的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》出台，将煤电机组“对标”燃气机组，对节能减排提出了更高的要求。

　　2　上网电价再次下调

　　8月27日，国家发改委发布《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2014]1908号），决定自9月1日起，在保持销售电价总水平不变的情况下，适当降低燃煤发电企业上网电价，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.93分钱，腾出的电价空间用于进一步疏导环保电价矛盾。

　　截至该政策发布时，全国已累计解决7.1亿千瓦燃煤发电机组脱硝、除尘电价补偿问题，占全部燃煤发电装机容量95%以上。

　　点评：这是继去年9月25日起将燃煤发电企业脱硝电价补贴标准由0.8分/千瓦时提高1分/千瓦时之后，国家发改委再次借用经济手段调节电力企业环保工作的举措。与去年的政策不同，此轮政策不仅涉及到发电企业经济利益，也因涉及“煤电联动”而备受关注。

　　业界一种观点是，煤、电矛盾的深层次原因是“市场煤”和“计划电”的矛盾。煤电联动政策正是解决这种矛盾的一种过渡性办法。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。但是煤电联动政策实行不尽如人意，从2005年到2008年，仅实施4次便再未出现。

　　2012年以来，煤价持续下跌，已经满足6月跌幅超过5%的条件，业界期盼煤电联动重启，最终国家还是以疏导环保电价矛盾的名义下调上网电价，有人称“煤电联动政策形同虚设”。仔细来看，此次下调上网电价全国平均为0.93分/度，但各地有明显差异，显然与当地煤价下降幅度挂了钩，从宏观来看，还是依据了煤电联动的原理，本质仍属“煤电联动”。

　　3　煤电升级改造计划出台

　　9月23日，国家发改委、环保部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》，将煤电对标燃气轮机排放限值，计划到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

　　该计划还称，在执行更严格能效环保标准的前提下，到2020年，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以内，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。

　　点评：此文件一出，全国炸开了锅。从环保角度看，近些年雾霾等环境问题频发，危害国民身体健康，降低生活质量，也影响我国国际形象。改善空气质量，提高煤电清洁高效利用效率、进行火电环保改造升级刻不容缓。

　　但从电厂角度看，问题却不少。首先是技术。虽然国家在行动计划中提出燃煤电厂节能减排主要参考技术，但全国火电机组大小不一、新旧不一、运行情况不一，到底是不是全部适用，还有待验证。其次是资金。火电机组环保改造是项大工程，即使技术上可行，经济投入也很大，动辄上亿元。经济效益好的电厂尚可承受，经济效益不好甚至亏损的电厂，其环保改造资金从何而来？国家虽给煤电设立了环保补贴，但是尚不足弥补后期环保设备运行维护成本。为了节省经济成本，现在已出现电厂环保设备闲置的情况。新一轮环保升级改造之后，环保设备闲置会不会继续出现？若此，火电环保升级改造的意义何在？

　　距离目标之年还有6年时间，希望这6年时间里能有低成本的超低排放技术出现，既能帮助解决环境问题，电厂也能承受，这样才能让煤电真正走上可持续发展之路。

　　4　发电量连续数月负增长

　　12月17日，中电联发布《2014年1-11月份电力运行简况》显示：

　　1-11月份，全国规模以上电厂火电发电量38066亿千瓦时，同比下降0.3％，增速比上年同期降低7.1个百分点，累计火电发电量出现罕见负增长。

　　其中，11月份，火电发电量3455亿千瓦时，同比下降4.2％，已经连续5个月负增长。分省来看，火电发电量增速超过10%的省份仅有新疆（14.6%）、浙江（14.2%）、海南（11%）和宁夏（10.1%）；全国共有23个省份火电发电量出现负增长，与上月相比增加3个，华北、华东、华中和南方分别仅有山东、浙江、江西和海南同比增长，同比下降超过20%的省份有西藏（-86.9%）云南（-43.9%）和甘肃（-21.4%）。

　　点评：和前几年相比，今年无疑是火电发展形势最为严峻的一年。

　　火力发电连续出现负增长，表面上看，缘于清洁能源发电的冲击。今年来水情况较好，水电大发，挤压火电发电空间。尤其是随着溪洛渡和向家坝水电站的投产和溪浙特高压的投运，西南清洁的水电不断被送往华东负荷中心，浙江和上海等地火电厂竟出现迎峰度夏期间无电可发的局面。事实上，除了水电，风电和光伏电今年也呈现强劲的发展势头，火电受冲击在所难免。

　　然而深层次原因，还在于环保需要。为了减少化石能源使用，提高清洁能源的利用效率，国家在《关于做好2014年电力迎峰度夏工作意见的通知》中提出，要全力消纳清洁能源，强化跨省跨区送电，在更大范围内消纳清洁能源。以水电为代表的清洁能源发电顿时成了香饽饽。

　　尽管火电企业有不少意见，但是能源结构调整、发展清洁能源已是大势所趋。在国内用电增长放缓、环保升级和计划电量不断下降的形势下，如何在实现煤炭清洁高效利用，兼顾环境和经济效益，是火电企业发展面临的核心问题。

　　5　“超低排放”开始风行

　　5月，浙能嘉兴发电厂宣布我国首套烟气超低排放装置在该厂8号机组投入运行；6月，神华国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组顺利完成168小时试运，标志着国内首台“近零排放”燃煤发电机组顺利投入商业运行。此后，近零排放改造之风逐渐向广东、江苏、山东以至全国蔓延。

　　点评： 不可否认，2014年是超低排放/近零排放的“元年”。

　　不管是超低排放，还是近零排放，都是把燃煤电厂排放的烟尘、二氧化硫和氮氧化物三项大气污染物与燃机排放限值相比较，将达到或者低于燃机排放限值（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）的情况，称为“超低排放”或“近零排放”。目前官方表述倾向于“超低排放”。

　　在火电企业纷纷自我加压探索超低排放时，业内专家批评企业“主动”“超低排放”的主要原因并非真是为环保，而是基于生存发展需要，为避免更大损失而提出并实施的一种竞争性战术，是为自身利益而进行的一场特殊的煤电“保卫战”。

　　有人批评，从全国已经实现超低排放的电厂来看，“超低排放”在技术上并没有重大创新，且严苛的条件并非一般燃煤电厂都能达到；“超低排放”的环境效益和经济效益的投入产出比太低；烟气连续监测技术难以支撑“超低排放”监测数据的准确性。这些都警示火电企业要慎重开展超低排放改造。而且，超低排放对煤质要求更高，大幅推广势必会将低质煤炭挤压到其他行业，而后者缺少煤电行业“污染集中治理”的优势条件，有可能会抵消火电环保升级改造的环境效益。

　　从目前形势来看，探索“超低排放”技术是有必要的，对电企勇于探索的精神也应该给予鼓励，但排放低到何种程度？在多大范围内推广这种技术？值得决策者综合考量和权衡。

　　6　电改启幕  试点深圳

　　11月4日，国家发改委宣布在深圳市开展输配电价改革试点，将现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管。即政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价。同时，明确了输配电准许成本核定办法，建立对电网企业的成本约束和激励机制。

　　在《深圳市输配电价改革试点方案》中，对输配电价核定、平衡账户、配套改革等做了进一步阐述。该方案将在2015年1月1日起执行，第一个监管周期从2015年1月1日开始，2017年12月31日结束，为期3年。

　　点评：此次深圳试点电改，被认为是新一轮电改启幕的信号。业内人士称，新一轮电改基调是“四放开、一独立、一加强”，即发电计划放开，即政府将不再制定发电计划；电价放开，除了输配电价由国家核定之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易；配电侧放开，新增的配电网，要允许社会资本进入；成立售电公司，允许民间资本进入；交易机构独立；加强电网的规划。而此次深圳电改积极意义在于，政府可以借此机会摸清电网输配环节的成本，为新电改方案积累经验。

　　对电企来说，这意味着其可以向用户直接售电，在计划电量方面不再完全受电网管制，但是必须抽出一部分人力、物力和财力来打造售电服务团队。

　　不管是一大步还是一小步，迈出去的意义总要大于原地踏步。有消息称，12月24日，新电改方案已在国务院层面讨论通过，并进入最后冲刺阶段。新一轮电改即将全面启动，让我们拭目以待。

　　7　热电联产屡迎利好

　　11月18日，国务院发布《关于发布政府核准的投资项目目录（2014年本）的通知》（国发[2014]53 号），将热电站的核准下放至地方政府，其中抽凝式燃煤热电项目由省级政府在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。这是继去年国务院发布《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国发[2013]19号），将企业投资燃煤背压热电项目核准下放至省级投资主管部门之后的关于热电站审批权的再一次下放。

　　此外，在今年发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（以下简称《计划》）、《西部地区鼓励类产业目录》、《大气污染防治行动计划》等文件中，均提出要发展热电联产机组。《计划》还提出到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重力争达到28%；在符合条件的大中型城市，适度建设大型热电机组，鼓励建设背压式热电机组；在中小型城市和热负荷集中的工业园区，优先建设背压式热电机组。

　　点评：目前全社会用电量增速放缓，但供热需求却与日俱增，再加上节能减排的需要，发展以背压式为代表的热电联产机组很有必要。

　　背压机组是热电联产的重要机型，它是以热负荷来调整发电负荷的发电机组，气轮机进多少汽，机组就排出多少汽，真正实现了“以热定电”，热效率可高达80%-90%，远高于目前国内的大型超超临界机组40%左右的热效率，从节能减排角度考虑，该机组优点突出。但是这种类型机组调节能力相对较差，机组发电量受制于热负荷变化，只有在城市和工业园区等热负荷较为稳定的地区，才最适合背压式热电联产机组的发展。

　　除了背压式热点联产机组，抽凝机组也是热电联产的重要机型。目前火电环保标准越来越高，但随着环保改造的不断深入，火电机组节能减排空间有限。抽凝机组将乏汽余热回收再利用，可提高煤炭综合利用率，降耗和减排成效显著。目前已有不少电厂开始了火电机组的供热改造。但是和背压式热电联产机组一样，抽凝机组也受供热需求的影响，没有稳定且大量的供热需求支撑，其节能减排效果有限。

　　目前来看，真正的小背压式热电联产机组经济效益普遍较好，反观一些新增大型的热电机组，名义上是热电联产机组，其实并未充分发挥供热作用，国家应加强监管，杜绝大型假热电的发生。