如果说2011年火电行业的关键字是“亏”的线年火电行业的关键字是“盈”。因为2011年火电行业亏损成为普遍现象，而在2012年这一普遍现象发生了扭转，火电板块开始盈利了。

  如果说2011年火电行业的关键字是“煤”的线年火电行业的关键字是“电”。因为2011年火电行业“跌倒”在煤炭上，备受高价煤的“压榨”，而在2012年火电行业则碰壁于发电量上，饱经设备利用小时数低的“桎梏”。

  如果说2011年火电行业的关键字是“降”的线年火电行业的关键字依然是“降”。因为2011年火电行业投资额已经连续6年下降，人们担心将来电力供应有极大几率会出现“硬缺口”，而2012年火电行业的投资额仍然在降，同时火电在建规模、新开工规模也在减少，面对这些“生长性”指标的低迷，人们不免会对将来电力行业的可持续发展能力心生忧虑。

  如果说2012年火电行业始于“减排”的线年的火电行业结束于“并轨”。因为火电行业的2012年是伴随着《火电厂大气污染物排放标准》实施开始、伴随着电煤价格并轨方案出台而结束的。

  回首2012年，火电行业不光有以上关键词，还有别的一系列重要的词语，或好或孬，或褒或贬，本期将总结出几个主要词汇，希望能勾勒出火电行业2012年的轮廓。

  1月1日，由环境保护部和国家质量监督检验检疫总局共同发布的新《火电厂大气污染物排放标准》正式实施。

  8月6日，国务院印发《节能减排“十二五”规划》，其中明确要求“推进电力行业脱硫脱硝”，到2015年燃煤机组脱硫效率达到95%，脱硝效率达到75%以上，火电行业二氧化硫、氮氧化物排放量较2010年分别降低16%和29%。

  新《火电厂大气污染物排放标准》，因大幅度降低了烟尘、氮氧化物及二氧化硫的排放限值，并首次明确了汞及其化合物的排放限值，同时还针对重点地区制定了更为严厉的大气污染物特别排放限值，而被称为“史上最严”。

  这一严格标准，对于国家节能减排的大方向和人们慢慢的升高的生态环境诉求的非消极作用毋庸置疑，各大电力企业也表示，“这是发电企业所应承担的社会责任。”可以说各方对此也已达成共识。

  为了提高火电企业脱硝的积极性，2011年11月30日发改委出台了脱硝电价补偿政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时加价0.8分钱，以补贴脱硝成本增支。

  但各方对于新标准的分歧正出现于此。一方面，业内一致认为补贴标准偏低，补贴标准应提高至在1分-1.5分/千瓦时。另一方面，不一样的地区因资源禀赋存在一定的差异，执行同样的脱硝补贴标准是否合适也引起了人们关注。

  该标准推行之初，因当时火电企业经营状况普遍不佳，所以一时出现不少叫苦之声。

  但“甲之砒霜，乙之蜜糖。”以上减排政策，对于减排设备企业来讲却是一个巨大商机。例如，《节能减排“十二五”规划》要求完成5056万千瓦现役燃煤机组脱硫设施配套建设，对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造；完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，对7000万千瓦燃煤机组实施低氮燃烧技术改造。对于这一市场规模的大小，虽然各方预测略有差别，但通过观察各方数据显而易见，这将是一个规模数千亿的大盘子。

  最新多个方面数据显示，2012年1-11月份，全国火电设备平均利用小时为4507小时，比2011年同期降低301小时，同比下降较多的省份中，河南省降531小时，浙江省降428小时，山西和广东降幅也均超300小时；在火电装机规模超过3000万千瓦的火电大省中，内蒙古同比下降42小时，江苏同比下降58小时，只有山东同比小升17小时。

  2012年火电发电设备平均利用小时数的一下子就下降，与水电设备发电设备利用小时数的大幅度增长同时发生，很容易让人得出“火电被水电替代”的结论。真实的情况也似乎的确如此，不过将其描述为“火电为水电让路”或许更为贴切。

  5月至11月，我国水电普遍大发，机组利用小时数和发电量大幅度的增加。中电联发布的2012年1-11月份电力工业运行与供需简要情况显示，2012年1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时数为4174小时，较2011年同期降低了160小时，但水电设备平均利用小时却较2011年同期增长497小时，达到了3351小时，且增长幅度较10月又有所上升。其中，在南方地区的贵州、湖南、青海、广西等省的水电设备利用小时同比增长分别达到1107小时、894小时、764小时、414小时。

  水电作为清洁能源，为了能够更好的保证水电的顺利消纳，大批火电机组被迫停机“让路”，特别是南方雨季相对较长的地区，很多火电厂机组几乎全部长时间停机。这是火电企业发电设备平均利用小时数下降的重要原因。

  但是，这也是就电力行业内部而言。经济大环境的低迷，或许是火电设备利用小时数大减的主要行业外部因素。

  2012年我国耗电大户、耗煤大户受经济环境影响，对电力需求和煤炭需求不旺。虽然煤炭价格下降给火电业务带来了利好，但电力需求的相对疲软并未让这一利好完全释放。随着火电装机容量的逐步提升，火电设备平均利用小时出现了大幅的下降也算是情理之中了。

  最新多个方面数据显示，2012年1-11月份，全国火电完成投资794亿元，同比下降13.23%，延续2011年持续下降态势，火电完成投资占电源完成投资的比重下降至26.29%，较2011年同期下降3.30个百分点；全国基建新增火电发电生产能力3558万千瓦，较2011年同期减少1007万千瓦；全国电源项目中火电在建规模约5615万千瓦，较2011年同期减少1006万千瓦，2012年以来11月火电在建规模处于6000万千瓦以下。

  2011年，全国基建新增发电容量超过9000万千瓦，连续第六年超过9000万千瓦。而就目前的电源投资、新开工工程和在建工程情况去看，动辄新增装机规模就达到9000万千瓦的大好年景，渐行渐远了。

  对于火电来讲，代表着火电可持续发展和生长性的各项指标，如火电完成投资额、在建规模、新增装机容量等均在一下子就下降，火电成长能力式微。

  对于此种局面来讲，这一种原因是件好事，意味着我国电力结构正在经历调整（不管这是出于主动还是被动），并向着清洁能源方向发展，且趋势明显。清洁能源的投资数据便可从某些特定的程度上佐证这一点：2012年1-11月份，水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.91%，较上年明显上升，其中水电完成投资1028亿元，同比增长31.45%。

  另一方面，这又是一件风险极高而令人顾虑重重的事，这主要是从火电在我国电力行业中的及其重要的作用方面来讲，因为火电装机在74%左右，却完成了83%左右的电量供应任务。以上各指标在2013年或许还难以看到其显著的影响效果，但是在接下来的几年中，其影响将会日趋显现，届时，火电装机增速会显而易见地下降，而别的类型的电源能否顶得上去，满足电力需求，将成为一个重要的、充满不确定性的问题。

  12月3日，国家发改委发布信息称，江苏常熟发电有限公司“上大压小”扩建项目通过核准。该项目将建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，相应承诺关停43万千瓦小火电机组，关停容量不够部分占用江苏省火电建设规模128.3万千瓦。

  12月18日，中国华电莱州发电有限公司装机容量为100万千瓦的2号机组投产，而该公司首台百万千瓦超超临界机组已于11月4日投产发电。多个方面数据显示，中国华电公司的60万千瓦及以上机组占煤电装机比重达到42%。

  大容量、高参数机组有着非常明显的节能减排优势。以百万千瓦装机容量的超超临界机组为例，其供电煤耗在290克/千瓦时左右，远远低于全国平均的火电供电煤耗330克/千瓦时，热效率在45%左右，远高于别的类型火电机组，具有非常明显的经济效益与环境效益。

  火电是耗能和排放大户，但在相当长的期间内，在我国全力发展清洁能源的同时，火电仍将是电力供应的主力。发展能源利用效率高、环境污染低的超临界和超超临界机组，尤其是百万千瓦超超临界机组，关停或取代效率低、污染高的小型火电机组，成为一种理性选择，这也是机组发展的必然趋势。

  2012年我国火电装机大型机组建设取得了长足进步。仍以百万千瓦机组为例，有多个方面数据显示，截至2012年10月，我国在运的百万千瓦超超临界机组已达到53台，较2011年增加14台。

  9月，国家发展改革委核准新疆生产建设兵团阿拉尔新沪热电扩建工程。该项目建设2台35万千瓦国产超临界空冷燃煤热电机组。投产形成约1300万平方米供暖和280吨/时供汽能力，并拆除供热区内10台燃煤小锅炉。

  年9月，国家发展改革委核准河北唐山华润西郊热电厂三期“上大压小”扩建工程。该项目建设2台30万千瓦国产燃煤热电机组，配套建设热网工程，相应关停河北省21.44万千瓦小机组，占用河北省“十二五”火电建设规模14.5万千瓦。项目投产后，形成1550万平方米供暖能力，并拆除供热区内137台燃煤分散小锅炉。

  9月，国家发展改革委核准甘肃国电兰州热电“上大压小”扩建工程。该项目建设2台30万千瓦国产燃煤热电机组。投产后形成约1500万平米供暖能力，相应关停甘肃省22万千瓦小机组，并拆除供热区内203台燃煤分散小锅炉，占用甘肃省火电建设规模16万千瓦。

  热电联产位列“十大重点节能工程”，具有高达85%的热效率，远高于百万千瓦超超临界的纯发电机组。最新多个方面数据显示，2011年我国热电机组装机首次超过2亿千瓦，较2010年增加3700万千瓦，成绩可谓突出。2012年我国批复了大量热电联产项目工程，包括新建的热电项目和“上大压小”扩建项目，促使热电联产的加快速度进行发展的同时，也取代了一大批小火电和小燃煤锅炉，为节能减排起到了积极推动作用。

  如前所述，我国机组呈现大容量、高参数的发展的新趋势，这一趋势在热电领域也异常明显。目前国内热电联产新上机组，以2台30万千瓦或2台35万千瓦甚至是2台60万千瓦项目居多，并且出现“只上大机组，打压小机组”的发展趋势。

  但其效果却不尽如人意。许多大型热电联产机组“以大热电之名，行大火电之实”，违背了“以热定电”的根本原则，只发电不供热或者供很少的热，没有发挥其优势。近年来热电装机容量正在以两位数的增速在增加，但供热量却只是以个位数的增速在增加，甚至在有点年份呈现负增长，便说明这一问题的严重性。

  另外，小型热电机组在单位千瓦供热量、发供电煤耗等方面都有可圈可点的地方，甚至要优于大型热电机组，但是小型热电却经常被当做小火电错误打压，许多地区不得不建设高耗能、高污染的锅炉来供热，而这些热原先是由小型热电供应的。

  所以如何让大型热电机组和小型热电机组各得其所，以充分的利用和发挥好各类热电连电联产的优势，需要我们来关注和期待。

  12月12日，国内首座IGCC示范电站投产发电站，华能天津IGCC电站示范工程投产。华能天津IGCC示范电站是世界第六座、国内第一座IGCC项目，在多个角度具有自主知识产权，突破了国外的技术垄断。电站的投产标志着我国洁净煤发电技术取得了重大突破。

  IGCC即整体煤气化联合循环发电系统（IntegratedGasificationCombinedCycle），融合化工和电力两大行业特点，对煤炭的利用实现了“吃干榨尽”，二氧化碳捕集成本相比来说较低，是目前国际上被验证的、能够工业化的、最洁净高效的燃煤发电技术。美国作为IGCC技术较为领先的国家，一直将洁净煤发电技术列为国家能源可持续发展的策略和国家能源安全战略的重要组成部分。可实际上美国虽然已经有多家IGCC示范电站，但并没有实现商业运行。因此，华能天津IGCC示范电站投产发电将使中国步入世界领先的行列。

  相比常规燃煤发电技术，IGCC具有发电效率高、污染物排放低等特点，并在捕集二氧化碳方面具有成本优势，代表了煤基清洁能源未来的发展趋势。该技术的投产应用对于我国燃煤发电的可持续发展和核心技术储备，抢占清洁煤发电技术制高点具备极其重大意义。

  自2004年起，华能集团在我国发电企业中率先提出了“绿色煤电”计划，旨在研究开发、示范推广能够大幅度提升发电效率，达到污染物和二氧化碳近零排放的煤基发电系统。该计划分三阶段实施：第一阶段，采用华能自主研发的两段式干煤粉加压气化炉，建设一座265兆瓦IGCC示范工程；第二阶段，对IGCC示范工程进行完善和放大，同时研发绿色煤电关键技术；第三阶段，建设实现二氧化碳捕集、利用与封存的示范电站，验证其经济性并进行商业化准备。建设华能天津IGCC电站是“绿色煤电”计划的第一阶段，这只是个开始。

  燃煤发电是我国电力结构的中流砥柱，可以说燃煤发电“处于并将一直处在”这一位置。但是普通的燃煤发电技术方式，对环境影响沉重。此前，环保一词似乎与煤电永远不沾边，但IGCC电站的污染物排放却已接近天然气电站排放水平。希望IGCC技术能早日成熟，投入商业，让煤电也能变得环保起来。

  2012年，随着煤炭产能释放、煤炭进口增加、煤炭需求下降，我国煤炭价格会出现一下子就下降，煤电矛盾有所缓和，火电企业经营状况日趋改善，特别是在2012年第三季度和第四季度，华能、大唐、华电、国电、中电投等五大电力集团火电业务开始盈利。

  煤电矛盾一直是近几年来火电业务亏损的最根本原因。如今火电业务出现盈利迹象，煤炭价格下降肯定“脱不了干系”。

  煤炭成本的大幅度降低，为火电企业的扭亏提供了低成本支持；而从2011年12月起的上网电价的提升，为火电提供了高销售收益的支持，其中，2012年1月-11月份全国规模以上电厂火电累计发电量34297亿千瓦时，以此估算，火电上网电价提升为发电公司能够带来了近1000亿元的增收。

  但最新多个方面数据显示，火电业务2012年累计仍亏81亿元。这应该归因于多方面的原因，例如，火电设备利用小时数下降致使固定成本无法充分“摊薄”、电煤价格只是在2012年下半年才出现大幅度地下跌、脱硫脱硝等节能减排改造投入资金较大、财务成本居高等。

  12月25日，国务院办公厅发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》。其中明确要求，“建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，地方政府对煤电企业经营活动不得干预。”同时要求，完善煤电价格联动机制。“当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”

  大家的努力终于结出果子来了。这又像是一份“圣诞礼物”，给予那些在2012年参与电煤价格并轨方案设计、讨论的人们。

  煤电矛盾是近年来火电业务最棘手的矛盾，也是电力生产链上一个关键“结”点，这也毫无疑问是一个全局性的问题。

  电煤价格并轨，是我国电力改革的必然要求，而选择此时推行，可谓是时机成熟。因为，2012年煤价的下降，部分是因为2012年1月1日起实施的对电煤的临时价格干预，而更重要的原因或许是经济提高速度放缓所致。而如果经济提高速度一旦提升，势必将再次挑战“双轨煤”的定价机制，煤电矛盾复发也将成为必然。而目前市场煤与合同煤价格接近，确属机会难得。

  饱受电煤之苦的火电企业，对于方案的配套措施，特别是对是否配套煤电联动更是倍加关心。最终发布的方案明确，将“完善煤电价格联动机制”，这也让电力企业松了一口气。但是同时《意见》称“鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。”这在某种程度上预示着短期内，煤炭价格持续上涨的风险将全部由火电企业承担。而“将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%”的规定，则是将火电企业的部分压力转移向了电网企业。通过以上内容，显而易见，就目前煤价的平稳表现来看，《意见》对于火电企业是很“照顾”的。

  需要强调的是，《意见》只是对“上网电价”调整予以了明确，这意在疏导发电企业的成本，《意见》并无关于“销售电价”的相关联的内容，并不能得出消费者面临的电价将上涨的结论，这是遭到很多人误读的一点。

  电煤价格并轨是一项系统性工程，实行过程中，会存在很多掣肘，这就更需要其他相关领域的配合动作了，例如，保证煤炭运力，打破区域壁垒促使煤炭流通，建立煤炭战略储备基地，取缔不合理的行政干预和税费等，使得煤炭真正能够健康地“动”起来。

  同时，在电价仍然未能市场化的情况下，推进电煤价格并轨后，对于敏感的煤电关系将产生怎样的影响，仍难以预料。《意见》将于2013年1月1日起实施，希望这一被寄予厚望的果子，吃起来的时候味道能不错。

  如果说2011年火电行业的关键字是“亏”的线年火电行业的关键字是“盈”。因为2011年火电行业亏损成为普遍现象，而在2012年这一普遍现象发生了扭转，火电板块开始盈利了。

  如果说2011年火电行业的关键字是“煤”的线年火电行业的关键字是“电”。因为2011年火电行业“跌倒”在煤炭上，备受高价煤的“压榨”，而在2012年火电行业则碰壁于发电量上，饱经设备利用小时数低的“桎梏”。

  如果说2011年火电行业的关键字是“降”的线年火电行业的关键字依然是“降”。因为2011年火电行业投资额已经连续6年下降，人们担心将来电力供应有极大几率会出现“硬缺口”，而2012年火电行业的投资额仍然在降，同时火电在建规模、新开工规模也在减少，面对这些“生长性”指标的低迷，人们不免会对将来电力行业的可持续发展能力心生忧虑。

  如果说2012年火电行业始于“减排”的线年的火电行业结束于“并轨”。因为火电行业的2012年是伴随着《火电厂大气污染物排放标准》实施开始、伴随着电煤价格并轨方案出台而结束的。

  回首2012年，火电行业不光有以上关键词，还有别的一系列重要的词语，或好或孬，或褒或贬，本期将总结出几个主要词汇，希望能勾勒出火电行业2012年的轮廓。

  1月1日，由环境保护部和国家质量监督检验检疫总局共同发布的新《火电厂大气污染物排放标准》正式实施。

  8月6日，国务院印发《节能减排“十二五”规划》，其中明确要求“推进电力行业脱硫脱硝”，到2015年燃煤机组脱硫效率达到95%，脱硝效率达到75%以上，火电行业二氧化硫、氮氧化物排放量较2010年分别降低16%和29%。

  新《火电厂大气污染物排放标准》，因大幅度降低了烟尘、氮氧化物及二氧化硫的排放限值，并首次明确了汞及其化合物的排放限值，同时还针对重点地区制定了更为严厉的大气污染物特别排放限值，而被称为“史上最严”。

  这一严格标准，对于国家节能减排的大方向和人们慢慢的升高的生态环境诉求的非消极作用毋庸置疑，各大电力企业也表示，“这是发电企业所应承担的社会责任。”可以说各方对此也已达成共识。

  为了提高火电企业脱硝的积极性，2011年11月30日发改委出台了脱硝电价补偿政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时加价0.8分钱，以补贴脱硝成本增支。

  但各方对于新标准的分歧正出现于此。一方面，业内一致认为补贴标准偏低，补贴标准应提高至在1分-1.5分/千瓦时。另一方面，不一样的地区因资源禀赋存在一定的差异，执行同样的脱硝补贴标准是否合适也引起了人们关注。

  该标准推行之初，因当时火电企业经营状况普遍不佳，所以一时出现不少叫苦之声。

  但“甲之砒霜，乙之蜜糖。”以上减排政策，对于减排设备企业来讲却是一个巨大商机。例如，《节能减排“十二五”规划》要求完成5056万千瓦现役燃煤机组脱硫设施配套建设，对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造；完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，对7000万千瓦燃煤机组实施低氮燃烧技术改造。对于这一市场规模的大小，虽然各方预测略有差别，但通过观察各方数据显而易见，这将是一个规模数千亿的大盘子。

  最新多个方面数据显示，2012年1-11月份，全国火电设备平均利用小时为4507小时，比2011年同期降低301小时，同比下降较多的省份中，河南省降531小时，浙江省降428小时，山西和广东降幅也均超300小时；在火电装机规模超过3000万千瓦的火电大省中，内蒙古同比下降42小时，江苏同比下降58小时，只有山东同比小升17小时。

  2012年火电发电设备平均利用小时数的一下子就下降，与水电设备发电设备利用小时数的大幅度增长同时发生，很容易让人得出“火电被水电替代”的结论。真实的情况也似乎的确如此，不过将其描述为“火电为水电让路”或许更为贴切。

  5月至11月，我国水电普遍大发，机组利用小时数和发电量大幅度的增加。中电联发布的2012年1-11月份电力工业运行与供需简要情况显示，2012年1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时数为4174小时，较2011年同期降低了160小时，但水电设备平均利用小时却较2011年同期增长497小时，达到了3351小时，且增长幅度较10月又有所上升。其中，在南方地区的贵州、湖南、青海、广西等省的水电设备利用小时同比增长分别达到1107小时、894小时、764小时、414小时。

  水电作为清洁能源，为了能够更好的保证水电的顺利消纳，大批火电机组被迫停机“让路”，特别是南方雨季相对较长的地区，很多火电厂机组几乎全部长时间停机。这是火电企业发电设备平均利用小时数下降的重要原因。

  但是，这也是就电力行业内部而言。经济大环境的低迷，或许是火电设备利用小时数大减的主要行业外部因素。

  2012年我国耗电大户、耗煤大户受经济环境影响，对电力需求和煤炭需求不旺。虽然煤炭价格下降给火电业务带来了利好，但电力需求的相对疲软并未让这一利好完全释放。随着火电装机容量的逐步提升，火电设备平均利用小时出现了大幅的下降也算是情理之中了。

  最新多个方面数据显示，2012年1-11月份，全国火电完成投资794亿元，同比下降13.23%，延续2011年持续下降态势，火电完成投资占电源完成投资的比重下降至26.29%，较2011年同期下降3.30个百分点；全国基建新增火电发电生产能力3558万千瓦，较2011年同期减少1007万千瓦；全国电源项目中火电在建规模约5615万千瓦，较2011年同期减少1006万千瓦，2012年以来11月火电在建规模处于6000万千瓦以下。

  2011年，全国基建新增发电容量超过9000万千瓦，连续第六年超过9000万千瓦。而就目前的电源投资、新开工工程和在建工程情况去看，动辄新增装机规模就达到9000万千瓦的大好年景，渐行渐远了。

  对于火电来讲，代表着火电可持续发展和生长性的各项指标，如火电完成投资额、在建规模、新增装机容量等均在一下子就下降，火电成长能力式微。

  对于此种局面来讲，这一种原因是件好事，意味着我国电力结构正在经历调整（不管这是出于主动还是被动），并向着清洁能源方向发展，且趋势明显。清洁能源的投资数据便可从某些特定的程度上佐证这一点：2012年1-11月份，水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.91%，较上年明显上升，其中水电完成投资1028亿元，同比增长31.45%。

  另一方面，这又是一件风险极高而令人顾虑重重的事，这主要是从火电在我国电力行业中的及其重要的作用方面来讲，因为火电装机在74%左右，却完成了83%左右的电量供应任务。以上各指标在2013年或许还难以看到其显著的影响效果，但是在接下来的几年中，其影响将会日趋显现，届时，火电装机增速会显而易见地下降，而别的类型的电源能否顶得上去，满足电力需求，将成为一个重要的、充满不确定性的问题。

  12月3日，国家发改委发布信息称，江苏常熟发电有限公司“上大压小”扩建项目通过核准。该项目将建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，相应承诺关停43万千瓦小火电机组，关停容量不够部分占用江苏省火电建设规模128.3万千瓦。

  12月18日，中国华电莱州发电有限公司装机容量为100万千瓦的2号机组投产，而该公司首台百万千瓦超超临界机组已于11月4日投产发电。多个方面数据显示，中国华电公司的60万千瓦及以上机组占煤电装机比重达到42%。

  大容量、高参数机组有着非常明显的节能减排优势。以百万千瓦装机容量的超超临界机组为例，其供电煤耗在290克/千瓦时左右，远远低于全国平均的火电供电煤耗330克/千瓦时，热效率在45%左右，远高于别的类型火电机组，具有非常明显的经济效益与环境效益。

  火电是耗能和排放大户，但在相当长的期间内，在我国全力发展清洁能源的同时，火电仍将是电力供应的主力。发展能源利用效率高、环境污染低的超临界和超超临界机组，尤其是百万千瓦超超临界机组，关停或取代效率低、污染高的小型火电机组，成为一种理性选择，这也是机组发展的必然趋势。

  2012年我国火电装机大型机组建设取得了长足进步。仍以百万千瓦机组为例，有多个方面数据显示，截至2012年10月，我国在运的百万千瓦超超临界机组已达到53台，较2011年增加14台。

  9月，国家发展改革委核准新疆生产建设兵团阿拉尔新沪热电扩建工程。该项目建设2台35万千瓦国产超临界空冷燃煤热电机组。投产形成约1300万平方米供暖和280吨/时供汽能力，并拆除供热区内10台燃煤小锅炉。

  年9月，国家发展改革委核准河北唐山华润西郊热电厂三期“上大压小”扩建工程。该项目建设2台30万千瓦国产燃煤热电机组，配套建设热网工程，相应关停河北省21.44万千瓦小机组，占用河北省“十二五”火电建设规模14.5万千瓦。项目投产后，形成1550万平方米供暖能力，并拆除供热区内137台燃煤分散小锅炉。

  9月，国家发展改革委核准甘肃国电兰州热电“上大压小”扩建工程。该项目建设2台30万千瓦国产燃煤热电机组。投产后形成约1500万平米供暖能力，相应关停甘肃省22万千瓦小机组，并拆除供热区内203台燃煤分散小锅炉，占用甘肃省火电建设规模16万千瓦。

  热电联产位列“十大重点节能工程”，具有高达85%的热效率，远高于百万千瓦超超临界的纯发电机组。最新多个方面数据显示，2011年我国热电机组装机首次超过2亿千瓦，较2010年增加3700万千瓦，成绩可谓突出。2012年我国批复了大量热电联产项目工程，包括新建的热电项目和“上大压小”扩建项目，促使热电联产的加快速度进行发展的同时，也取代了一大批小火电和小燃煤锅炉，为节能减排起到了积极推动作用。

  如前所述，我国机组呈现大容量、高参数的发展的新趋势，这一趋势在热电领域也异常明显。目前国内热电联产新上机组，以2台30万千瓦或2台35万千瓦甚至是2台60万千瓦项目居多，并且出现“只上大机组，打压小机组”的发展趋势。

  但其效果却不尽如人意。许多大型热电联产机组“以大热电之名，行大火电之实”，违背了“以热定电”的根本原则，只发电不供热或者供很少的热，没有发挥其优势。近年来热电装机容量正在以两位数的增速在增加，但供热量却只是以个位数的增速在增加，甚至在有点年份呈现负增长，便说明这一问题的严重性。

  另外，小型热电机组在单位千瓦供热量、发供电煤耗等方面都有可圈可点的地方，甚至要优于大型热电机组，但是小型热电却经常被当做小火电错误打压，许多地区不得不建设高耗能、高污染的锅炉来供热，而这些热原先是由小型热电供应的。

  所以如何让大型热电机组和小型热电机组各得其所，以充分的利用和发挥好各类热电连电联产的优势，需要我们来关注和期待。

  12月12日，国内首座IGCC示范电站投产发电站，华能天津IGCC电站示范工程投产。华能天津IGCC示范电站是世界第六座、国内第一座IGCC项目，在多个角度具有自主知识产权，突破了国外的技术垄断。电站的投产标志着我国洁净煤发电技术取得了重大突破。

  IGCC即整体煤气化联合循环发电系统（IntegratedGasificationCombinedCycle），融合化工和电力两大行业特点，对煤炭的利用实现了“吃干榨尽”，二氧化碳捕集成本相比来说较低，是目前国际上被验证的、能够工业化的、最洁净高效的燃煤发电技术。美国作为IGCC技术较为领先的国家，一直将洁净煤发电技术列为国家能源可持续发展的策略和国家能源安全战略的重要组成部分。可实际上美国虽然已经有多家IGCC示范电站，但并没有实现商业运行。因此，华能天津IGCC示范电站投产发电将使中国步入世界领先的行列。

  相比常规燃煤发电技术，IGCC具有发电效率高、污染物排放低等特点，并在捕集二氧化碳方面具有成本优势，代表了煤基清洁能源未来的发展趋势。该技术的投产应用对于我国燃煤发电的可持续发展和核心技术储备，抢占清洁煤发电技术制高点具备极其重大意义。

  自2004年起，华能集团在我国发电企业中率先提出了“绿色煤电”计划，旨在研究开发、示范推广能够大幅度提升发电效率，达到污染物和二氧化碳近零排放的煤基发电系统。该计划分三阶段实施：第一阶段，采用华能自主研发的两段式干煤粉加压气化炉，建设一座265兆瓦IGCC示范工程；第二阶段，对IGCC示范工程进行完善和放大，同时研发绿色煤电关键技术；第三阶段，建设实现二氧化碳捕集、利用与封存的示范电站，验证其经济性并进行商业化准备。建设华能天津IGCC电站是“绿色煤电”计划的第一阶段，这只是个开始。

  燃煤发电是我国电力结构的中流砥柱，可以说燃煤发电“处于并将一直处在”这一位置。但是普通的燃煤发电技术方式，对环境影响沉重。此前，环保一词似乎与煤电永远不沾边，但IGCC电站的污染物排放却已接近天然气电站排放水平。希望IGCC技术能早日成熟，投入商业，让煤电也能变得环保起来。

  2012年，随着煤炭产能释放、煤炭进口增加、煤炭需求下降，我国煤炭价格会出现一下子就下降，煤电矛盾有所缓和，火电企业经营状况日趋改善，特别是在2012年第三季度和第四季度，华能、大唐、华电、国电、中电投等五大电力集团火电业务开始盈利。

  煤电矛盾一直是近几年来火电业务亏损的最根本原因。如今火电业务出现盈利迹象，煤炭价格下降肯定“脱不了干系”。

  煤炭成本的大幅度降低，为火电企业的扭亏提供了低成本支持；而从2011年12月起的上网电价的提升，为火电提供了高销售收益的支持，其中，2012年1月-11月份全国规模以上电厂火电累计发电量34297亿千瓦时，以此估算，火电上网电价提升为发电公司能够带来了近1000亿元的增收。

  但最新多个方面数据显示，火电业务2012年累计仍亏81亿元。这应该归因于多方面的原因，例如，火电设备利用小时数下降致使固定成本无法充分“摊薄”、电煤价格只是在2012年下半年才出现大幅度地下跌、脱硫脱硝等节能减排改造投入资金较大、财务成本居高等。

  12月25日，国务院办公厅发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》。其中明确要求，“建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，地方政府对煤电企业经营活动不得干预。”同时要求，完善煤电价格联动机制。“当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”

  大家的努力终于结出果子来了。这又像是一份“圣诞礼物”，给予那些在2012年参与电煤价格并轨方案设计、讨论的人们。

  煤电矛盾是近年来火电业务最棘手的矛盾，也是电力生产链上一个关键“结”点，这也毫无疑问是一个全局性的问题。

  电煤价格并轨，是我国电力改革的必然要求，而选择此时推行，可谓是时机成熟。因为，2012年煤价的下降，部分是因为2012年1月1日起实施的对电煤的临时价格干预，而更重要的原因或许是经济提高速度放缓所致。而如果经济提高速度一旦提升，势必将再次挑战“双轨煤”的定价机制，煤电矛盾复发也将成为必然。而目前市场煤与合同煤价格接近，确属机会难得。

  饱受电煤之苦的火电企业，对于方案的配套措施，特别是对是否配套煤电联动更是倍加关心。最终发布的方案明确，将“完善煤电价格联动机制”，这也让电力企业松了一口气。但是同时《意见》称“鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。”这在某种程度上预示着短期内，煤炭价格持续上涨的风险将全部由火电企业承担。而“将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%”的规定，则是将火电企业的部分压力转移向了电网企业。通过以上内容，显而易见，就目前煤价的平稳表现来看，《意见》对于火电企业是很“照顾”的。

  需要强调的是，《意见》只是对“上网电价”调整予以了明确，这意在疏导发电企业的成本，《意见》并无关于“销售电价”的相关联的内容，并不能得出消费者面临的电价将上涨的结论，这是遭到很多人误读的一点。

  电煤价格并轨是一项系统性工程，实行过程中，会存在很多掣肘，这就更需要其他相关领域的配合动作了，例如，保证煤炭运力，打破区域壁垒促使煤炭流通，建立煤炭战略储备基地，取缔不合理的行政干预和税费等，使得煤炭真正能够健康地“动”起来。

  同时，在电价仍然未能市场化的情况下，推进电煤价格并轨后，对于敏感的煤电关系将产生怎样的影响，仍难以预料。《意见》将于2013年1月1日起实施，希望这一被寄予厚望的果子，吃起来的时候味道能不错。