未来煤电的路应该怎么走？

国家能源局总工程师 韩 水/文

当前，能源转型升级是一个不可逆转的发展趋势。新能源替代传统能源、非化石能源替代化石能源是当今中国乃至世界能源变革的主流。随着科学技术的飞跃发展以及人们对生态环境的高度重视，能源供给结构必将朝着清洁化、智能化和市场化方向变革。当前，我国能源转型升级的步伐越来越快，水电持续稳步推进，沿海核电建设在确保安全的前提下全面加速，特别是风、光电实现了超常规、跨越式发展，短短几年内装机容量就均居世界第一。随着我国经济发展进入新常态，电力需求放缓，电力增长的空间远低于预期，煤电的利用小时数逐年下降，煤电过剩风险开始显现，煤电企业经营面临着巨大的压力。但是，以煤电为代表的传统能源还远没有结束它们的生命周期，我国以煤炭为主的资源禀赋决定了煤炭在能源构成中的地位，一段时间内，煤炭仍将是我国能源消费的主体。煤电作为煤炭的二次能源应该在能源转型升级中快速转变，找准定位，发挥优势，弥补不足，实现能源领域的多元互补，推进传统能源、新能源和谐发展，互利共赢。

一、煤电发展现状和面临的形势

1.煤电装机现状

截至2016 年6 月底，全国火电装机约为10.19 亿千瓦，其中煤电9.2 亿千瓦，占全部发电装机的60.2%，较2010 年下降6.7%；其余0.99 亿千瓦主要为国家鼓励发展的气电，余热、余压发电以及生物质发电等。上半年，全国新投产煤电装机约2000 万千瓦，比去年同期略有增加；但在建项目投资、发电主设备（如电站锅炉）产量同比分别下降了约6.4%、9.1%。国家宏观调控措施效果逐渐显现。

2.规划建设情况

截至2016 年6 月底，全国现有纳入规划及核准（在建）煤电项目约3.45 亿千瓦，其中核准在建约1.97 亿千瓦，将于近几年集中投产。预计今明两年全国煤电投产规模将控制在每年5000 万千瓦左右，与2015 年相当。

3.煤电的宏观调控措施

近期国家发展改革委、国家能源局发布了一系列推动煤电有序发展的政策措施，加强煤电规划建设的宏观调控力度，促进煤电行业健康有序发展。

（1）《关于促进我国煤电有序发展的通知》。

（2）《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019 年煤电规划建设风险预警的通知》。

（3）《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》。

（4）《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》。

（5）《关于进一步促进山西煤电有序发展的通知》。

（6）《关于进一步调控煤电规划建设的通知》。

年中，启动了全国煤电项目规划建设情况专项监管工作，重点监管各地煤电项目核准程序的履行情况以及促进煤电有序发展相关措施的落实情况。现已完成专项监管报告，近期将对违规核准、未批先建、未具备开工条件开工的煤电项目进行处理。

4.“十三五”煤电发展预期

根据《电力发展“十三五”规划》发布的数据，2020 年电力需求预计为6.8-7.2 万亿，总装机容量为20 亿千瓦，煤电取消和推迟建设1.5 亿千瓦，装机规模控制在11 亿千瓦以内。“十三五”期间，净增总装机容量为4.7 亿千瓦，煤电净增2 亿千瓦，占43%，煤电装机占比55%，下降4 个百分点，煤电发电量占比62%，下降约8 个百分点。规划优先布局非化石能源水电、风电、光电和核电等发电项目建设，不足部分由气电和煤电补充。煤电尽可能地为非化石能源腾出发电空间。

5.煤电行业面临的主要问题和挑战

煤电行业走过了十几年的辉煌之路，创造了不朽的业绩。煤电装机容量世界第一，单机效率世界领先，超低排放改造达世界先进水平，为我国经济社会发展作出了巨大的贡献。随着能源转型升级的快速推进，煤电行业的发展面临着许多问题，形势严峻，机遇和挑战并存。潜在过剩风险。是煤电项目从纳入规划到建成投产一般需时3-4年，机组惯性投产滞后于市场变化。煤电具有一定经济竞争力，部分发电企业和地方政府投资冲动不减。造成煤电发电利用小时数连年下降，今年预计为4000 小时左右。煤电过剩会给国家和企业造成巨大的浪费，也对煤电行业的良性发展带来了很大伤害。

煤价回升较快。按照党中央、国务院供给侧结构性改革的总体部署，煤炭去产能工作进展顺利并取得初步成效。环渤海动力煤价格指数由年初的371 元/吨到11月初突破600 元/吨大关，较年初上涨了约60%。煤价回升给煤电企业带来了很大的经营压力。

市场化进程加快。国家发展改革委、国家能源局拟出台《关于有序放开发用电计划工作的通知》，有序放开发用电计划。建立优先购电和优先发电制度，落实优先购电和优先发电的保障措施；切实保障电力电量平衡。逐年以15-20%的速度减少发电计划，2020 年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划。从现在开始，煤电企业将直面电力市场。2016 年，部分地区开展了电力体制改革试点，煤电企业感受到市场的氛围，体验到了市场竞争的惨烈。

环保约束加强，资源受限。《巴黎协定》在今年提前生效，显示出各国政府广泛认同全球气候治理需要强有力的国际合作。习近平总书记指出，气候变化关乎人民福祉和人类未来。《巴黎协定》为2020年后的全球合作应对气候变化明确了方向，标志着合作共赢、公正合理的全球气候治理体系正在形成。中国为应对气候变化作出了重要贡献。《电力发展“十三五”规划》把2020 年实现非化石能源在一次能源消费中占比15%的目标作为硬约束，务必完成。煤电发展的外部环境越来越严峻，公众的生态环保意识越来越强。湖南坪山事件引发了金山银山与青山绿水的争议。部分煤电基地因资源枯竭、水资源匮乏和生态保护要求而减少规模或不再扩大开发规模。特别是超低排放改造后，碳排放将成为煤电与可再生能源公平竞争的掣肘，2020 年大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550 克/千瓦时以内的目标给发电企业带来了巨大的压力。

二、煤电发展前景分析

1.电力需求刚性增加，煤电仍呈低速增长态势

目前，我国人均用电水平与发达国家相比差距还很大，如我国人均装机只有1.1 千瓦，而韩国、日本2014 年即达到1.9 和2.3 千瓦；我国人均用电量为4080 千瓦时，仅是韩国、日本2014 年水平的39.4%和52.1%。按照“两个一百年”及2020 年全面建成小康的发展目标，未来我国发电装机和用电量增长潜力依然较大。此外，随着我国农网改造、城镇配电网建设改造以及“电能替代”的深入推进，还将进一步释放城镇及农村居民的用电需求。

考虑我国以煤为主的能源资源禀赋短期内难以改变，而发电又是煤炭最为清洁的利用途径。我国煤炭占一次能源消费的比重将逐步下降，电力占煤炭消费比重不断加大，预计2020 年能达到27%。为满足未来经济社会发展以及电气化水平的提高对电力电量增长的需求，还需适度规划建设一批煤电项目。现在的过剩是阶段性的，不是永久性的过剩。

2.煤电定位发生变化，在调峰等辅助服务方面肩负重任

风电、光伏发电、季节性水电等发电方式具有随机性和不稳定性，从安全性考虑核电主要发基荷电量，调节能力有限，必须要由系统提供调峰支持。同时，随着产业结构调整，二产用电量增长缓慢，三产及居民用电等不稳定用电负荷增加较快，负荷特性发生变化，各地电力负荷增速明显高于用电量增速，导致电力负荷峰谷差持续加大，进一步加重了系统的调峰压力。北方地区热电联产煤电比重越来越高，个别省份已达70%，冬季供热供电矛盾日益突出。抽水蓄能电站建设规模和其他储能等调峰设施的建设跟不上系统调峰需求，造成电网运行方式僵化，调节能力不足，一些地区弃风、弃光严重，给电网运行和供热安全带领较大的压力。预测“十三五”期间，“三北”地区共缺少调峰容量4500 万千瓦，解决调峰能力不足是《电力发展“十三五”规划》的重要任务。

经过系统优化表明，煤电仍是现阶段我国最经济的调峰电源。为促进可再生能源消纳，控制弃风、弃光率在合理范围，保障非化石能源发电比例不断提高以及电力供应安全，需要更多的煤电参与系统调峰、旋转备用等辅助服务。

3.煤电成本优势明显，长期支撑低电价的水平

经测算，在标煤价500 元/吨左右时，实施超低排放后的煤电综合成本价格，与水电基本相当，略低于核电，但与陆上风电、气电、光伏等相比，有明显优势。

2015年煤电占发电量的比重为约70%，到2020 年，煤电占发电量的比重约62%。为保证我国电价维系在一个相对较低的水平，需要煤电之力。此外，就各地已开展的电力市场交易来看，煤电也是目前降低用电成本的主力电源。

4.完善的市场机制，为煤电创造生存的空间

“十三五”期间，我国将逐步建立完善的电力市场体系，从交易规则，到交易品种，能够满足电力市场化改革的需要。尤其是辅助服务市场、现货交易市场，都给煤电创造了巨大的生存空间。煤电企业根据自身条件，找准在市场中的定位，抓住机遇，创造新的利润增长点。

从国际经验看，美国、德国、丹麦等国煤电利用小时数均有随可再生能源装机占比提高而下降的趋势。预计我国煤电利用小时数也将持续下行，即使考虑煤电有序发展政策措施效果，预计2020 年将维持在4000 小时左右。煤电企业要跳出单纯依靠高利用小时数盈利的常规思路，完成由生产型企业到经营型企业的转变，在市场竞争中展现煤电的优势。

三、煤电发展的必由之路

煤电是电力的主力军，煤电的发展事关国家能源安全，事关经济社会发展大局。煤电企业应认清形势、迎难而上、抓住机遇，走出一条清洁、高效、灵活的发展之路。

1.保持理性投资，优化煤电结构

“十三五”期间，全国煤电取消和推迟建设1.5 亿千瓦，预计这些项目在“十四五”期间都难以消化。除煤电基地和少数革命老区、贫困地区外，大规模增加煤电建设规模的可能性较小。因此，煤电企业当前的主要任务是理性投资，优化结构和布局。

一要严格按照煤电宏观调控有关政策执行，该取消的取消，该停建、缓建的一定要执行到位，维护煤电行业的整体利益。坚持煤电项目评估制度，理性投资煤电，抵制地方投资冲动的干扰。在煤电布局上要参考国家能源局发布的煤电预警，向绿色地区转移。二要淘汰落后产能，优化结构。“十三五”全国淘汰电力落后产能2000 万千瓦以上，对30 万千瓦以下超过服役年限、煤耗超标、环保排放不达标的煤电机组，坚决予以关停，可以按等容量替代方式重建符合产业政策的清洁高效煤电机组。三是调整煤电投资方向。随着新型城镇化的推进，尤其是北方地区，煤电更多地应考虑发展热电联产项目，多能互补，电热（冷）多联供机组，既可以满足新型城镇供热（冷）需求，又可以实现煤炭的高效清洁利用，还有助于大气污染治理。近期，国家能源局将开展多能互补的试验示范。

2.找准煤电定位，转变盈利模式

随着能源消费增长减速换档和能源转型升级步伐加快，“十三五”及今后一段时期，非化石能源替代化石能源的的趋势已经基本确立。在这样的形势下，煤电行业需要与时俱进，准确把握新时期在电力系统中的定位，尽可能为系统提供辅助服务（调峰、调频、冷热备用），加快推进由电量盈利型向服务盈利型转变。“十三五”期间，国家将出台一系列支持和保障辅助服务效益的相关政策，一是建立辅助服务市场，加大辅助服务的补偿力度。今年，在东北地区开展辅助服务市场的试点，成功后在全国推广。二是研究实施发电侧峰谷分时电价政策，适应负荷特性变化，峰谷差增大对电网安全运行的影响。三是积极筹备建立电力现货交易市场，2018 年启动试点，2020 年全面展开。

3.强化市场意识，转变经营理念

从各地电力体制改革进度来看，煤电已率先进入电力市场，一些省份已经探索取消了部分煤电机组发电计划，所发电量大部分由竞争获得。近期，国家发展改革委与能源局拟出台《关于有序放开发用电计划工作的通知》，重点推进煤电企业与售电公司、用户签订发购电协议（合同），加快缩减煤电机组非市场化电量，研究放开跨省跨区送受煤电计划。面对日益加速的市场化改革，煤电企业必须强化竞争意识，尽快完成发电量由计划到市场的转变。首先要加强企业管理，确保发电设备安全稳定运行，以优良的状态参与市场竞争。二要建立企业成本控制机制，鼓励与煤炭企业开展煤电联营，或签订”长协”，形成长期的战略伙伴关系，共同抵御市场波动的风险，有效降低发电成本。三是积极参与市场体系建设，积极参与市场管理与监管，深入了解和掌握市场规则，减少在市场竞争中的失误。四是建立切实可行的营销策略和营销体系，充分了解和掌握电网运行、电力用户和相关企业情况，因地制宜、因厂制宜，开展营销工作。随着电力市场的不断完善，煤电企业将建立比成本、比营销、比精细管理的新局面，优胜劣汰，实现竞争中高效发展。

4.实施三个改造，夯实立身之本

煤电要在来势汹涌的能源转型升级浪潮中站稳脚跟，就必须顺应生存环境的苛求，强化自身建设，夯实立足之本。近期，主要做好节能、超低排放和灵活性改造。全力做好节能和燃煤电厂超低排放改造“提速扩围”工作，推动煤电高效清洁发展。“十三五”期间，预计全国实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4 亿千瓦。2017 年东部地区要完成超低排放的改造，2018 年中部地区要完成超低排放的改造。到2020 年，全国煤电机组完成节能改造和超低排放改造计划；实现煤电平均供电煤耗力争达到310 克/千瓦时，具备条件的30 万千瓦及以上煤电机组全部实现超低排放。

与此同时，全面实施北方煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约8170 万千瓦；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4610 万千瓦，其中“三北”地区增加4520 万千瓦。

5.开展四种耦合，拓宽经营视野

煤电当然是以燃煤发电为主。随着民众生态环保意识不断加强，“邻避”事件时有发生，煤电企业利用现有优势，加快燃料侧灵活性转变，助推环境污染改善。耦合发电是一种成熟的可再生能源发电技术，国际上普遍应用。我国也有发电企业自发地开展了先行先试，技术的可行性已得到了验证。“十三五”期间，国家将力推煤电+生物质（农林残余物）、煤电+污泥、煤电+垃圾、煤电+光热耦合发电。积极开展试验示范，探索利用高效清洁燃煤电厂管理技术优势，掺烧消纳秸秆和农林废弃物、污泥、垃圾等燃料的有效途径，促进环境治理，大幅提高可再生能源消纳比例。在太阳能资源富集地区，依托现有燃煤火电项目，启动光热耦合发电技术试验示范，实现太阳能资源多种形式利用。同时，国家将参照可再生能源政策，出台一系列煤电耦合发电的支持政策，鼓励煤电企业因地制宜开展不同类型的耦合发电改造，优化资源配置，促进生态文明，推动经济社会绿色发展，利国利企利民，功在当代，利在千秋。

6.促进创新驱动，助推优质发展

煤电的发展在现阶段要高度注重发展质量，紧跟科技创新步伐，实施创新驱动战略，开创我国煤电建设与运行新水平。

一要提高常规煤电参数等级，发展大容量、高参数、高效清洁的先进煤电技术。“十三五”期间，做好安徽坪山135 万千瓦高低位布置发电示范工程、蓬莱100 万千瓦高效超净发电示范工程、句容国产化等燃煤发电示范工程建设。适时开展630℃超超临界百万千瓦级机组示范工程，超超临界60 万千瓦级循环流化床机组示范工程，进一步提高效率，降低能耗，实现常规煤电发电效率突破50%，达到国际领先水平。

二要积极开发煤炭清洁发电技术。积极发展新型煤基发电技术，研究煤炭提质梯级利用技术、整体气化联合循环（IGCC）和整体煤气化燃料电池联合循环技术（IGFC）。继续开展煤电机组二氧化碳捕捉封存技术（CCS）应用研究，努力降低应用成本，适时开展应用示范。

三要依托互联网、大数据、云计算等信息化技术，加快推进智能化发电研发应用。开发智能发电技术，开展发电过程智能化检测、控制技术研究与智能仪表控制系统装备研发，推广应用我国自主产权的发电自动控制系统、监控信息系统。

总之，煤电行业尽管不是朝阳产业，但远没有日薄西山。在相当长的时期内，煤电仍是主力电源。我们相信：在党中央，国务院正确领导下，广大煤电干部职工能够顶住压力，迎难而上，抓住机遇，重塑形象，为实现“两个一百年”的宏伟目标作出更大的贡献。