电力行业热辣时评

火电脱硝改造进展有点慢 电厂赔钱板上钉钉

从2012年1月1日正式实施的新版《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称《标准》）规定，自实施之日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组，需要执行《标准》规定的烟尘、二氧化碳、氮氧化合物和烟气黑度排放限制（全国标准）；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉及燃气轮机组，也要执行该排放限制；自2015年1月1日起，所有燃煤锅炉，均需执行《标准》规定的汞及其化合物污染物排放限制。

　　虽然，对于不同类型的发电机组（如燃油锅炉、燃气锅炉、燃煤锅炉），新《标准》制定的排放标准不同，但是相应的排放限值导致了一个共同的结果，即对于现有机组来讲，都需要进行相关改造。其中，脱硫脱硝改造，更是备受关注。因为二氧化硫和氮氧化合物是近期频繁发生的雾霾天气的重要诱因。

　　又由于，《标准》制定了异常严厉的氮氧化合物排放限制，脱硝改造便成为重点中的重点了。那么，目前火电机组的脱硝改造进展情况如何呢？

　　3月18日，中电联最新发布的2012年度火电厂烟气脱硫、脱硝产业信息显示，2012年新投运火电厂烟气脱硝机组容量约9000万千瓦，其中，采用选择性催化还原技术（SCR工艺）的脱硝机组容量占当年投运脱硝机组总容量的98%；截至2012年底，已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28%。

　　通过以上数据，不难看出，脱硝改造进度有点慢。因为，从2012年1月1日开始实施，到2014年7月1日要求改造完成，一共只有两年半的时间。如果推行机组脱硝改造的速度是匀速的，那么每年完成的火电装机容量应该占火电装机总量的40%左右，这要远高于2012年的28%。

　　对于脱硝改造进度如此缓慢的原因，业内普遍认为，这与脱硝电价标准过低有关。在2012年上半年及之前的几年时间中，火电企业亏损严重，资金压力凸显。而不巧的是，脱硝改造需要投入大量资金，并且，对于电厂来讲，这一投入没有经济收益予以回报，完全是电厂生产成本的净增加。当时，对于买煤（煤炭被认为是火电厂的“粮食”）都成问题的“困难户”来讲，再让他们拿出钱来搞“景观绿化”，确实有点强人所难。这也就不难理解，在《标准》实施后的第一年，脱硝改造进度为什么如此缓慢了。

　　虽然事出有因，但对于火电机组来讲，“苦果”已经酿成，当前的脱硝改造，可谓时间紧、任务重。这迫使电厂在接下来的一年半的时间中，必须加快脱硝改造进度。

　　幸运的是，从2012年下半年以来，电力行业经营状况出现巨大转机，火电行业整体盈利能力不断向好发展，历史欠账也在逐渐抹平。这为接下来的脱硝改造，创造了良好的资金条件。

　　但是，通过简单的数据计算，还是有人对脱硝改造任务能否如期完成，表示了疑虑。毕竟72%的现有机组，需要在一年半的时间里完成改造。而这一任务是十足艰巨的。另外，如此巨量（5.5亿千瓦左右）的装机容量，在短时间内停机改造，对电网的安全冲击，也引起了许多人的担心。

　　不过，情况也许并不像看上去的那么糟糕。曾有多位专家坚定表示，在接下来的一年多时间内完成剩余火电容量的脱硝改造，完全是可能和可行的。脱硝改造过程完全可以避免对电网形成明显冲击。因为脱硝改造过程中的停机对电网的影响大小，是制定政策时需要注意的大问题，难道政策制定者，当初会不考虑这一点吗？

　　脱硝改造如此缓慢，最重要的还是资金问题，其中，脱硝电价标准更是问题的关键。谁都不想做赔本的生意。火电厂拿到的脱硝电价水平低，无法弥补成本，赔钱是板上钉钉的事。火电厂“按兵不动”，始终在就脱硝电价标准问题跟政府相关部门展开博弈，这才是问题的核心。

　　那最终的脱硝改造能否如期完成呢？这恐怕就得看，对于那些未能如期完成脱硝改造机组，相关部门的处罚政策及其执行力度所产生的威慑力有多大了。

2012年中国火电厂烟气脱硝分析报告

据中电联统计，2012年我国新投运火电厂烟气脱硫机组总容量约4500万千瓦；截至2012年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%，比2011年提高了1个百分点。

在烟气脱硫方面，大多数企业都采用了石灰石-石膏湿法。其中北京国电龙源环保股份有限公司、福建龙净环保股份有限公司、浙江浙大网新机电工程有限公司位列2012年当年投运容量的前三名；北京国电龙源环保工程有限公司、北京博奇电力科技有限公司、福建龙净环保股份有限公司位列截至2012年底累计投运的火电厂脱硫机组容量前三名。

2012年，新投运火电厂烟气脱硝机组容量约9000万千瓦，其中，采用选择性催化还原技术（SCR工艺）的脱硝机组容量占当年投运脱硝机组总容量的98%；截至2012年底，已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28%。

在2012年当年主要脱硝公司投运的脱硝机组容量排名以及累计投运机组容量排名中，北京国电龙源环保工程有限公司、东方电气集团东方锅炉股份有限公司、哈尔滨锅炉厂有限责任公司均位列前三名。

在火电厂烟气脱硫脱硝特许经营方面，截至2012年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量为8389.5万千瓦，其中，已投运机组容量7645.5万千瓦。截至2012年底，已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量750万千瓦，其中，已投运机组容量570万千瓦。

从全球看中国电力产业发展

电力是现代社会重要的基础产业与公用事业，但供应能力不足、经营难以持续、不够安全稳定等电力供应保障问题始终是一个世界性难题。党的十八大描绘了全面建成小康社会和加快社会主义现代化建设的宏伟蓝图，并提出“五位一体”的中国特色社会主义事业总体布局，对于中国电力产业在新的历史时期通过科学发展，更好地解决电力供应保障这一难题提出了更高要求，也有重要启示意义。

中国电力的发展空间

电力产业发展与经济发展具有高度相关性，这已在世界各国得到普遍验证。1978—2010年，中国国内生产总值年均增长9.9%，同期全社会用电量的年均增长速度也达到9.2%。2010年中国发电装机容量、发电量分别达到1978年的16.8倍与16.5倍。但与此同时，电力供应保障问题仍然没有得到完全解决，电力投资在全社会固定资产投资中的占比持续下降，季节性、时段性、地区性的新型电荒甚至有长期存在的态势。

2010年中国人均国内生产总值超过4000美元，进入世界中等偏下收入国家行列，总体上处于从工业化、城镇化中期向后期过渡的历史阶段。党的十八大提出到2020年国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番。为达到这一目标，参照各发达国家在类似阶段所走过的发展历程，可以预见中国电力在新的历史时期具有广阔的发展空间。2010年中国人均用电量达到3135千瓦时。从国际上看，美国、英国、韩国等国人均用电量从3000千瓦时增长到5000千瓦时分别用了11年、11年、8年，平均年增速约为5.5%。按照新的“翻一番”目标，预计2020年中国人均用电量可达5800—6000千瓦时。

2010年中国人均生活用电量达到380千瓦时。从国际上看，美国、日本等国人均生活用电量从400千瓦时增长到900千瓦时用了9年左右时间，平均年增速大约9.0%。按照新的“翻一番”目标，通过结构调整、发展转型进而扩大内需、倾斜民生消费，预计2020年中国人均生活用电量可望接近1000千瓦时。

2010年底中国人均发电装机容量达到0.72千瓦，而世界发达经济体在完成工业化、城镇化时，人均发电装机容量普遍达到1.0千瓦以上。按照新的“翻一番”目标，考虑利用率、同时率较低的清洁可再生能源的发电装机占比不断提高，随着市场化改革以及电荒的逐步缓解，中国发电利用小时将逐步向世界平均水平靠拢，预计2020年中国人均发电装机容量可达1.2千瓦甚至1.5千瓦。

一言以蔽之，按照新的“翻一番”目标，中国电力发展还有较大空间。预计到2020年，全社会用电量可达8.1万亿—8.4万亿千瓦时，全口径发电装机容量可达17亿—20亿千瓦(根据产业政策的不同而浮动)。这一巨大的发展空间对于解决中国的电力供应保障问题，既提出了更高的要求，也提供了难得的转型机遇。

中国电力的发展方式

新的“翻一番”目标展示了未来中国电力发展的巨大空间。但我们也应清醒地看到，目前中国电力发展中还存在着若干深层次问题，只有通过进一步深化改革，有效调整电力发展方式，才能更好地解决电力供应保障这一世界性难题，更好地服务于国家经济社会发展大局。我们要按照十八大提出的“五位一体”总体布局、全面建成小康社会精神要求，明确中国电力的发展方式转型方向：

一是协调发展。党的十八大指出，新的“翻一番”目标，必须建立在发展的平衡性、协调性、可持续性明显增强的基础上。电力产业规模庞大，投资巨大，系统性、整体性要求非常高。中国电力在高速发展的过程中，体制机制还存在若干不适应生产力发展的问题。例如，建设规划及产业政策系统性不强、市场交易格局不平衡、企业持续经营困难等。必须通过继续深化电力体制改革，进一步提高电力产业发展的协调性。

二是责任发展。党的十八大要求，促进城乡共同繁荣，加大对老少边穷地区的扶持力度，通过改善民生来扩大内需，维护和谐稳定。电力是实现新农村建设、城乡一体化发展、基本公共服务均等化任务的重要领域。目前，我国仍有380万左右无电人口，农村电网的投资、管理、质量、服务还普遍落后于城市，特别是地方电力保障还缺乏权责对等的可持续机制。因此，必须充分调动中央、地方、企业、政府等各方积极性，实现电力责任发展。

三是绿色发展。党的十八大将“生态文明建设”纳入“五位一体”总体布局，明确提出推动能源生产和消费革命。中国每年所采煤炭55%以上用于发电，电力消费能源在一次能源占比中超过40%，对生态环境造成的影响不容忽视，低碳减碳的国际政治压力也越来越大。但中国电力系统总体能效依然不高，节能减排主要依赖行政手段，通过市场实现资源优化配置的目标尚未实现，特别是需求庞大的社会潜力远未有效调动起来，清洁高效绿色发展任重道远。

四是智能发展。党的十八大提出坚持走中国特色新型工业化、信息化、城镇化、农业现代化道路，增强创新驱动力，构建现代产业新体系，培育经济发展新优势。随着第三次工业革命初露端倪，电力系统是“信息化和工业化深度融合”的核心环节，智能能源网技术及相关产业有望从眼前的国际竞争热点发展为未来最大的经济增长点。在这一领域，中国与发达国家站在同一起跑线上，某些环节不乏一定竞争优势。但我们也面临产业市场割据、投资政绩冲动、管制能力不足等困扰。科技创新、智能发展已成为中国电力产业的一种历史责任。

中国电力的发展战略——全面提升产业价值

电力供应保障问题是世界性难题。印度等新兴经济体长期遭受严重电荒，美国电网系统薄弱、管制乏力，日本、欧洲大型电力(能源)企业普遍面临经营困难，大规模停电事故在世界各地屡见不鲜。在中国，建国以来管电体制多次调整，改革开放之后更是陆续实行了多家办电、政企分开、厂网分开、市场监管等诸多与世界同步的市场化改革措施，但长期存在的电荒问题至今仍难根治。

应当认识到，电力建设与生产，需占用大量资金与资源，归根结底要由全体社会成员负担，因此其发展动力在根本上取决于其所创造的价值。如果这种价值明显高于各项社会成本，“经济发展，电力先行”自然水到渠成；而如果增值空间有限，在对公共资源的竞争中缺乏显著的比较优势，往往陷入一种缺之可恼、增之无报的决策尴尬。

传统上，电力是被作为基础产业与公用事业来看待的。这种定位本身，从根本上对其价值进行了一种“封顶”。在工业化发展前半程特别是重化工业阶段，单位产值电耗急剧增长使保障供电的价值较高，于是电力发展众望所归；而当经济社会发展进入更高阶段之后，电力在大多数国家便陷入一种依据负面激励(停电缺电)来维持的低水平发展状态。

因此，解决中国乃至世界的电力供应保障问题，核心还在于全面提升电力产业价值。即通过为社会奉献更大的价值，实现产业自身的持续健康发展并完成对电荒的根治。协调发展、责任发展、绿色发展、智能发展的电力发展方式转型，正是在工业化发展中后期到后工业化时代，面对全球政治经济形势的严峻挑战，全面提升电力产业价值的基本战略方向。

一要进一步优化电力产业的基础保障价值。当前，中国工业化、城镇化和农业现代化的发展进程还未完成，不同地区之间发展模式与发展阶段差异显著，电力领域同样存在多种不均衡与不同步。通过推进电力产业的协调发展与责任发展，有利于更好地遵循客观规律，理顺权责机制，从根本上扩大内需。在中央层面不断提高科学决策与宏观治理能力，在地方上有效保障民生权益、维护基本秩序。从笼统粗放的电力供需总量平衡，到更加因地制宜地兼顾各地各类需求差异，更加与时俱进地维护产业体系整体发展。在更好满足全面建成小康社会对电力(能源)需求的进程中，实现电力产业基础保障价值的进一步优化。

二要有意识提高电力产业的生态承载价值。随着经济社会发展，资源环境的价值在世界范围内不断提升。电力因其对环境的巨大影响和对资源的大量占用，通过外部成本不断内部化，成为具有越来越高生态价值的庞大载体。近年来，在中国每年高达七八千亿元的电力投资中，可再生能源、脱硫除尘、洁净发电等领域已占据越来越多的份额，“十一五”以来煤电建设几乎完全由“上大压小”(上大发电机组、关停小发电机组)、热电联产等政策引导。随着中国生态文明建设的不断深入，通过推进电力绿色发展，有意识地承载并服务于更多资源环境生态价值的实现，将使电力产业获得新的价值与发展空间。

三要历史性激发电力产业的系统整合价值。目前，新能源、智能网络等领域面临重大技术突破，电力作为网络性渗透性最强的基础产业，如果能够抓住机遇，主动变革，有望实现产业价值的飞跃。推进电力智能发展，一方面可以促进多样化本土化新能源发展，解放需方生产力，缓解一次能源不独立的压力，另一方面可以智能整合电力能源相关体系(能源生产体系、载能用能体系及相关信息体系)，释放系统优化所蕴涵的巨大效益。与此同时，通过引领新技术新产业变革，完成信息化与工业化的深度融合，可以从更高层面提高国家竞争力和可持续发展能力。

早在40年前，美国就提出“能源独立”的口号，但在现有世界能源市场体系下，主要发达经济体(美国、日本、欧洲)至今都远没有实现能源独立。通过推进电力智能发展，将大型经济体保障电力供应的问题上升为一个系统整合能力问题，使国际能源安全的博弈从地区资源层面竞争上升为国家能力层面竞争，这里面有着重大的历史机遇。特别是对于中国这样在国际能源安全格局中处于劣势地位的新兴经济体，通过全面提升电力产业的基础保障、生态承载、系统整合三大价值，不仅可以有效治理电荒、塑造新经济增长点，而且将使国家的能源安全态势，从目前在既有市场格局中被动的腾挪折冲，转变为在新兴市场领域中主动的弄潮领舞。

党的十八大提出的目标、愿景和理念，为中国电力提供了发展空间，指明了发展方式，规划了发展战略，必将成为中国电力发展史上的一个重要节点。通过深入学习深刻领会十八大精神，努力践行协调发展、责任发展、绿色发展、智能发展的理念，中国电力产业不仅将提供更多的优质能源，而且将通过释放出基础保障、生态承载、系统整合等更多的产业价值潜力，更好地解决电力供应保障问题这一世界性难题。

未来3到5年电力行业将延续2012年增长态势

煤价的下跌和电价的上调，使得曾经笼罩在亏损阴霾中的电力行业，开始进入回暖阶段，成为2012年利润增幅的最大亮点。业内人士认为，未来3到5年，煤价仍是稳中有降，整个电力行业将延续2012年的增长态势。

　　截至3月31日，52家A股电力上市公司中已有24家发布了2012年年报，无一亏损，而且19家实现净利润同比增长，增幅超过100%的达到13家，其中华电集团旗下的华电国际以1690%的增幅位居第一位。

　　随着3月29日晚间国电电力年报的发布，国内五大发电集团旗舰上市公司的盈利情况全部出炉。国电电力年报显示，公司2012年实现营业收 入5 5 6 .8 4亿 元 ， 同 比 增 长9.37%；归属于母公司净利润50.51亿元，比上年同期增长38.46%。

　　“在火电发电厂的成本中，燃料成本约占到50%至70%，而去年三季度以后电厂采购的煤价开始明显下降，其中四季度同比下降了164元/吨。”国电电力董秘陈景东在接受《经济参考报》记者采访时介绍说。

　　“受电煤产能继续释放、进口煤大增、经济结构调整的因素影响，预计2013年煤价稳中有降。从今天电煤价格并轨来看，电企在煤电博弈中的话语权有所增加。而电力需求市场在今年1至2月份也开始回暖。”陈景东认为，2013年电力行业将进入恢复增长阶段。

　　但不容忽视的是，电力行业仍面临煤电价格关系能否理顺、脱硝电价能否及时回收、风电上网问题仍存在等一系列风险。据了解，截至目前国家共实行了四次煤电价格联动，但电价涨幅远低于煤价涨幅，从全行业来看，部分火电企业仍未摆脱亏损局面。

　　国电电力表示，根据国家相关部门预测，2013年用电需求将继续保持增长态势，一旦电煤价格出现上涨，煤电价格联动机制能否执行，以及执行到什么程度将成为电力企业面临的最大风险。

　　华银电力在年报中也指出，十年的电力改革、煤价连年的轮番上涨，煤电联动政策的不及时、不到位，乃至停滞，造成了火电多年持续的巨额亏损。而火电业务连年亏损更是导致公司负债率攀升。不过，火电企业近年的经营困难已被新一届政府与媒体所熟知，下一步的电价改革政策值得期待。

2013年电企预调微调火电发展方针

纵观电力行业10年来，不难发现四个发展趋势：一是2002年电改，促进了火电的大发展；二是2008年金融危机、煤电矛盾爆发以及新能源革命，带来了新能源大发展，并迫使电企进军煤炭产业；三是2010年日本核泄漏事件的发生，今后一个时期内将促进水电、天然气发电大发展；四是2012年煤价回落以及我国雾霾现象的发生，将会出现什么变化呢？可以预见，除了清洁能源发展有望再次提速、进一步推动煤电融合外，必将大力促进火电的“优化”发展。

2013年电企预调微调火电发展方针

2008年以来，受到金融危机、煤价爆涨等因素的影响，发电行业火电板块连年亏损。五大发电集团纷纷调整电源结构，大力发展清洁能源项目，对火电进行了“冷处理”——“理性发展火电”，导致火电投资连年下降。2012年电源投资降幅4%，其中火电投资降幅达10%，火电投资占电源投资比重仅为28.9%。2012年煤电新增装机4600万千瓦，比2011年同比下降1200万千瓦。

随着2012年煤价的大幅回落、火电板块的扭亏为盈，发电行业又将重拾火电发展的信心。在2013年初工作会上，五大发电集团都不约而同地预调微调火电发展方针，“优化”成了新时期发展的“主基调”。

——华能：优化发展煤电，深化煤、电协同。

——大唐：突出发电主业结构调整、做强做优。

——华电：优化发展发电产业，加快关停小火电，为发展大型高效火电项目腾出空间。

——国电：火电战略地位要引起足够重视，坚持转型战略，重点加强火电经营和发展，火电企业要全面实现盈利。

——中电投：火电是集团公司发展核心中的核心，要加快电源项目建设。

预调微调火电发展方针的必要性

火电经营环境发生重大转变，有喜有忧，但整体趋势稳中向好。

影响火电发展的因素很多，如环保、市场、燃料、电价、核准、并网，设备、资金、技术、管理等。但目前排序发生了质的变化，“环保、市场”已替代前几年“燃料、核准”成为影响火电发展的主要因素。

面临的机遇主要有：煤炭市场供应总体平衡，相对宽松，电煤价格上涨动力不足，有利于控制发电企业燃料成本；火电上网电价继续实行政府定价，在煤价平稳甚至下行的情况下，反倒是一种优势，有利于业绩稳定；国家继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，有利于争取更多的财政、信贷支持，降低资金成本；电力体制改革或将重启，将营造更加公平、公开、公正的市场竞争环境；设备、资金、技术、管理等因素制约力度较过去大为减小。

当然，也面临不少挑战：雾霾天气的大范围频繁出现，以及控制能源消费总量，建设生态文明、美丽中国等新政的推出，国家对火电“节能降耗减排”的监管日趋严厉，环保设施投入标准高时间紧，投资运营成本大幅增加；未来我国经济增长存在下行压力会影响电力需求，大型水电、核电以及更多风电的密集投产，部分地区特别是水电大省火电利用小时将受到较大冲击，电量竞争将更加激烈；国家实施电煤价格并轨，深化天然气价格改革，推进铁路体制改革，个别区域煤价、气价、运价上涨预期明显，将给火电企业经营带来压力；有的火电项目在电力送出、电量消纳、价格补贴等相关政策和外部环境上还不配套、不落实。

清洁可再生能源前景看好，发展将再度提速，但受制约因素多，收益难达预期。

清洁可再生能源，虽然均属于“优质能源”、“战略资源”，大多可以永续利用，对生态环境影响较小，能够催生新的产业链，但普遍“脾气大”——出力具有随机性、间歇性和波动性特性，对电力系统有较大影响，而且“要价高”——成本大、电价高（水电除外），提升了电力系统总成本和全社会电价水平。在目前平衡过剩、输配不分的电力市场下，常常受制于电网调度。

另外，现阶段新能源生存发展几乎都离不开国家财政补贴。我国电力总装机容量，每年以8000万—9000万千瓦的速度在增加，但是有效装机容量并没有增加这么多。水电机组的有效容量只是火电机组的60%左右，风电仅相当于火电机组的三分之一，而太阳能光伏装机的有效容量更低。相反，火电虽然环保问题突出，但稳定性、经济性优势明显。国家要求今年新能源发展再度提速，但如果政策不配套，效果将难以预料。

尽管清洁可再生能源近年来快速发展，火电比重有所下降，但火电“大哥大”的地位难以撼动。

十年来，我国新能源和可再生能源快速发展，先后成为世界第一的水电、风电大国，火电比重虽然略有下降，但变化不大，火电在电源结构中“大哥大”的地位非常稳固。

2002年底，我国装机容量3.57亿千瓦，其中火电占74.47%；我国发电量完成16542亿千瓦时，其中火电占81.75%。2012年底，我国装机容量11.45亿千瓦，其中火电占71.55%；我国发电量完成49774亿千瓦时，火电占78.57%。2012年电力行业耗煤18.69亿吨，消耗了全国一半以上的煤炭。火电行业在我国发电行业中占有主导地位的状况还将在较长时期内存在。

发电行业整体盈亏看火电，火电“利润中心”地位悄然回归。

2011年，水、核、风、太阳能等清洁能源近年来快速发展，做得“风生水起”，全面盈利“满堂红”，却不够火电“一家亏”。五大发电集团火电亏损319亿元,水电、风电等盈利138亿元抵补后，整个发电板块仍然亏损181亿元。幸亏煤炭等非电板块实现利润357亿元（煤炭利润100.77亿元），五大发电集团才实现利润186亿元。

2012年，五大发电集团总计实现盈利460亿元，发电产业盈利244亿元，占利润总额的53%。其中：火电板块，受电价调增翘尾、煤价下行等利好因素影响，火电亏损面减少，例如，华电、大唐、华能、国电分别下降为35、25、23、21个百分点，华能、华电、国电均实现盈利。

2013年1-3月，火电板块更成了盈利的“主力”。

如何理解与落实

正确理解“优化”发展火电的方针，对实现发电行业可持续发展至关重要。首先，“优化”，并不等于“优先”，放到“第一位置”来发展，而是“多中选好，好中选优”。其次，“优化”，既不是电力严重短缺时期盲目的规模扩张，也不是2008年以来火电严重亏损下的人为压缩、“冷处理”，应与国家产业导向、行业发展趋势、企业战略定位、合理的电源结构相匹配，保持适度增长；第三，“优化”，体现在“选址、建设、运营”全过程、全生命周期的管理，实现内涵式发展。

那么，如何积极落实“优化”发展火电的方针呢？换言之，今后火电发展有什么新要求、新趋势？对于新的火电建设项目，至少要体现以下五点要求：

一是洁净环保。随着建设生态文明和美丽中国的深入，史上最严格的环保新政——《火电厂大气污染物排放标准》，以及重点控制区域排放总量预算管理和燃料消耗总量控制办法的不断颁布实施，洁净环保将是制约火电发展的第一位因素，这也给火电企业带来更大的压力，提出更高的要求。控制燃煤过程，特别是燃烧过程的脱硫、脱硝和除尘，寻求煤炭洁净发电技术将是燃煤发电企业最迫切也是最现实的途径。例如，华能绿色煤电计划首期工程──天津IGCC示范电站2012年投产发电，目前正在进行的700℃超超临界、126万千瓦机组、二氧化碳捕集等技术的研究开发。坚持走绿色、低碳、循环发展的科技创新路子，是火电可持续发展的必由之路。

二是大型高效。大型高效机组不仅是国家建设节能型、环保型社会的需要，更是发电企业降低生产成本，提高盈利能力，增强企业核心竞争力的最有效手段。

目前，五大发电集团60万千瓦等级及以上火电机组容量占火电机组的45.3%，机组达到296台。其中，华能60万千瓦及以上机组占火电装机比最高，达到48%。国电下决心优化装机结构，重点发展60万千瓦及以上火电项目，新投火电机组中60万千瓦及以上机组占72.3%，除个别投产效益好的项目外，原则上不再新开工30万千瓦级火电，并全力关停小火电机组。随着我国电站装备技术的突飞猛进和节能减排政策的进一步落实，大型高效环保机组将成为火电发展的大势所趋。

三是高度智能化。为实现管理的精益和高效，高度智能化、集约化、系统化成为火电发展的必然要求。高度智能化要求机组从设计到退役全生命周期的全部信息实现三维化、可视化和在线管控，生产经营的信息也要实现智能化。2012年底，华电莱州电厂2号百万千瓦超超临界机组投产，标志着我国首座智能化电厂建成。该厂采用三维数字化设计运营，通过一台电脑就能对生产、经营全过程控制；采用目前世界最先进的现场总线控制技术，可以实现无人值守。

四是科学选址，发展要有新概念、新突破。从前期工作来讲，要站在新的更高层次上，积极争取优质资源，加强项目储备。深化项目前期工作，开展比选评优，确保优中选优。动态整合火电前期、在建项目，实现内涵式发展。特别要抓好“科学选址”这一关键环节：火电项目要继续立足“坑口、路口、港口”，沿江沿海、国家煤电基地、发达地区、负荷中心，又要拓展到特高压起点、国家运煤通道、集团物流通道上，并要打破过去单一火电的发展方式，优先发展多元一体化项目，如沿海大型港口-储配煤-发电基地项目（即港电一体）、跨区域送电的煤电一体化项目，铝电联营项目，热电联产项目，冷、热、电三联产的分布式能源项目，“上大压小”项目等等。

五是技术经济指标优异，价值创造能力强。贯彻“多点、优选、精建、严管”的方针，火电项目建设造价、能耗指标、单位容量边际贡献，努力达到“行业最优”，增强市场竞争力、价值创造力。

当然，对存量火电资产要区别情况，分类对待。当务之急，是要对现行中小发电机组要制定实施节能降耗、环保设施改造规划，完成脱硝脱硫改造任务，确保主要污染物达标排放，降低煤耗、厂用电率，实现整体优化。特别对老小低效火电存量资产，要积极实施“关、停、并、转”，坚决消灭“出血点”、“亏损面”，着力提升火电板块的质量与效益，增强发电行业发展的“平衡性、协调性、可持续性”。

中高联手三菱抢滩燃气发电设备市场

4月10日，中高控股集团有限公司与三菱重工业株式会社在北京举行了“中高与三菱重工燃气发动机技术引进、合作生产签约仪式”。

中高控股集团有限公司相关人士介绍说，此次中高和三菱的合作签约内容涉及最适宜中国分布式能源的燃气发动机机型全套技术引进, 其产品技术的发电热效率、涉及发电成本的燃气消耗、环保先进性、长期使用的可靠性、使用寿命等多项指标以及综合解决方案均处在世界领先地位。

中高控股集团有限公司董事长施庆哲告诉记者，此次合作是中高控股与三菱重工在燃气分布式能源电站领域的重要战略合作，也是打破目前燃气内燃发电主机长期依赖欧美进口局面的良好开始。

据了解，随着国家电网《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》出台，天然气分布式能源进入了发展的快车道，能源装备企业纷纷布局，希望分得一杯羹。根据国家发改委、财政部、住房和城乡建设部、国家能源局四部委此前联合下发的《关于发展天然气分布式能源的实施意见》，我国将在“十二五”期间建设1000 个天然气分布式发电站，到2020年国内天然气分布式电站装机规模将达到5000万千瓦，并要求在核心装备领域逐步提高国产化率。

“中高的目标是在5000万千瓦的燃气分布式电站建设中，至少获得主机设备40%的市场份额，即在未来10年，燃气分布式能源装备销售共计达800亿元人民币(不含总包工程)。”中高控股集团有限公司相关负责人称。很显然，中高与三菱重工的合作正是为了抢得技术和市场先机。

记者了解到，目前，哈尔滨电气、上海电气、东方 电气等企业都在积极布局燃机市场，并已逐步具备了相 应的制造能力，以应对天然气分布式发电时代的到来。

据称，引入技术后，中高将在北京新建一个厂房，以满足当地的供应，另外，中高方面正在和华电、北京燃气等企业接触，希望获得其发电设备的订单。