文/新浪财经专栏作家 陈宗法
2012年迎来“重大转机”，一举扭亏为盈；2013年“火了”一把，重回利润中心；2014年“争议不断”，业绩创新高，但内热外冷。火电这几年的事儿，跌宕起伏。随着环保减排政策不断加码，新能源发展势头咄咄逼人，盘点2014展望2015，火电这个传统电源老大好日子到头了吗？
火电如何在不确定中继续前进？“双控”设上限，空间受挤压
2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，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》，环境保护部《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。
面对这些政策的硬约束，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。
“超低排放”在争议中实行
目前，我国环境污染严重，雾霾天气频繁出现，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，国家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。
支持一方认为，“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。
反对一方则认为，“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，国家政策导向已经予以鼓励。
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。
抓住最后的机遇
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。正因为环境倒逼，业绩稳定，火电发展“内热外冷”，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”。
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。
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(煤电标杆电价+0.35元/千瓦时)，增加了确定性，但燃气发电的前景仍然不是很乐观。
总的来说，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、产业转型升级已经势在必行，火电将在热议中继续升级前行。
(作者系中国能源研究会理事、华电集团企管法律部主任。)
(本文作者介绍：中国能源研究会理事、华电集团企管法律部主任)
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