“发电主力军”火电谋存量升级
中国电力报 中电新闻网记者 马建胜
开栏的话：告别2014年，我们迎来全新的2015年。目前，关于去年能源电力行业的各项统计数据陆续公布。
过去一年，能源电力行业取得了怎样的成绩？存在什么样的突出问题？新的一年又会展开怎样的故事？本报特推出系列报道“电力年度报告2014”，以方便读者对当前行业有整体的把握和了解。敬请关注
2014年，我国火电行业完成新增装机4729万千瓦，同比增长13.3%，总装机达到91569万千瓦 （含煤电82524万千瓦、气电5567万千瓦），占全部装机容量的67.4%。发电量41731亿千瓦时，同比下降0.7%，但占比仍高达75.2%。火电仍然是我国主力发电形式。但火电设备平均利用小时数同比下降314小时，为4706小时，是1978年以来的最低水平，火电投资完成952亿元，也已经低于风电和水电。
回顾2014年的火电行业，煤价在低位徘徊是最大的利好因素，电煤市场不再是3年前的卖方市场，电煤价格不但大幅下降，供应量也非常充足，到厂电煤质量也比以往有所改善。同时，发电煤耗进一步降低，大部分发电企业业绩持续改善。
但是除煤炭因素之外，火电行业几乎再无值得乐观之处，投资、新增装机、设备利用率和发电量这几个关键经济指标，都不同程度地进入了下降通道。
展望2015年，在经济增速放缓和环保压力增大的双重压力之下，火电行业只有抓住煤价低位运行这一有利因素、有利时机，寻求存量的内涵式提升、增量的战略性增长，才能谋得稳定的生存空间。
投资、新增装机量为2006年一半
2014年全国电源工程建设完成投资3646亿元，同比下降5.8%，投资额创下9年来的新低。其中，火电投资完成952亿元，低于风电（993亿元）和水电（960亿元），只比尚未重启的核电（569亿元）多383亿元。
近9年来，火电完成投资额几乎年年下降，由千亿数量级下降到百亿数量级，其中，2006年完成2229亿元，2007年完成2004亿元，2008年完成1678亿元，2009年完成1544亿元，2010年完成1426亿元，2011年完成1133亿元，2012年完成1002亿元，2013年完成1016亿元，2014年跌破千亿元至952亿元。
投资的价值最终要在装机容量上体现。电源投资额的变化与新增装机容量的变化呈正相关关系，但投资总额的变化幅度并不能准确地与装机总量的变化幅度相契合，这里面还要考虑单位装机投资成本的变化，以及物价水平的变化。
近些年来，发电市场的竞争，激发了火电企业加强工程造价控制的积极性，大容量、高参数机组投产比例提高，使得火电工程单位造价持续下降。“十一五”期间，投产火电项目的决算单位造价从2006年的3815元/千瓦下降到2010年的3745元/千瓦。
从2006年到2014年，火电投资和新增容量双双遭遇腰斩，具体数据变化是：2006年新增火电容量为9274万千瓦，2007年8158万千瓦，2008年6575万千瓦，2009年6076万千瓦，2010年5831万千瓦，2011年5886万千瓦，2012年5065万千瓦，2013年3650万千瓦，2014年4729万千瓦。
此外，对于火电的市场预期，年度新增设备容量和完成投资额是两个非常关键的数据，但其内涵却并不完全一样。考虑到项目建设的周期，年度新增容量往往是上几年新增投资的最终落地结果，而当年完成的投资额，一部分要在下1~2年的新增容量上体现出来。
设备利用率下降加剧发电量竞争
受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响，2014年全年火电设备平均利用小时数同比下降314小时，为4706小时，是1978年以来的最低水平。
分省来看，天津、河北、内蒙古、江苏、山东、海南、陕西、青海、宁夏和新疆等10个省份火电平均利用小时数超过5000小时。宁夏达到6101小时，吉林、上海、湖南、四川、云南和西藏等6个省份低于4000小时，其中，西藏、云南和四川分别仅有701、2749和3552小时。与上年相比，共有24个省份火电利用小时数同比下降。
设备利用小时数的下降必然带来发电量的同步下降，2014年火电发电量41731亿千瓦时，同比下降0.7%，占全国发电量的75.2%，比上年降低3.3个百分点。
到此，不难判断，作为传统能源的火电，虽然目前仍然是主力发电形式，但慢慢在走下坡路。而2014年火电装机增长达到13.3%，远大于电力消费增长，这预示着2015年发电设备利用小时数还会进一步降低，电厂之间争发电量将越演越烈。
同时，随着特高压等输电线路的不断开工、投运，区域外的水电、风电、光伏等清洁能源将继续挤占火电的发电量空间，外输电将对区域内火电带来冲击。
以往，地方政府考虑到本省的财政收入、就业和GDP等因素，倾向于在本地上马火电电源项目，对外来电不怎么积极，但随着环境压力的增大，地方政府越来越愿意接受跨省、跨区送电。地区内部的能源结构调整力度也在加大，区域内的清洁能源项目越来越多，消纳比例越来越大，对火电提出了新的挑战。
未来数年，发电行业将进入新常态，
这个新常态不只是用电的中速增长带来的发电量中速增长，更是发电行业内部结构调整的加快，而结构调整的主要方向又是增大清洁能源发电比重，减少火电等传统能源发电占比。
节能环保压力逼迫火电产业升级
2014年9月12日，三部门联合印发了 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，要求打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时，东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
火电节能减排改造进入快车道。
整个2014年，国家出台了一系列的煤电节能减排政策，煤电节能减排的压力空前增大，除了机组的技术指标外，项目布局和审批也越来越严，耗煤项目要实行煤炭减量替代，除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。
随着环保标准的更加严格和各地压煤力度的不断增大，火电项目审批越来越难。2014年10月9日召开的“全国煤电节能减排升级与改造动员会议”指出，为推动煤电节能减排升级与改造，国家能源局将科学制定电力发展规划，合理确定年度火电建设规模，并指导地方优化火电项目布局，对火电利用小时数过低的地区，要严格控制其年度火电建设规模。
未来，高效环保火电机组将享受优先调度、保证负荷率、电价支持以及拓宽融资渠道等政策支持，火电机组只有不断推进机组运行优化，加强电煤质量和计量控制，提升技术装备水平，才能赢得更多发展空间。
在火电行业的新常态内涵中，跑马圈地的发展时代已然一去不返，保证电量、收入的稳定是头等大事。未来火电的价值主要从既有容量上来体现，对新增容量难以抱有太大期望。因此，如何提高现有火电机组容量发展质量和效率，将环保、调峰等优势机组发挥到最大化，是火电行业谋求转型升级的落脚之处。
