中国煤电清洁发展现状及展望

王志轩，潘 荔，刘志强，杨 帆，李云凝

(中国电力企业联合会，北京 100761)

1 中国电力及煤电发展现状

改革开放以来，中国电力工业迅猛发展。1978-2016年的38年间，中国电力装机容量及发电量分别从5712万kW、2566亿(kW·h)提高至16.51亿kW、6.02万亿(kW·h)[1]，分别提高了29倍、23倍。在规模快速扩大的同时，电力结构也开始发生显著变化。从“十一五”开始，风电、太阳能等新能源发电快速发展。2005-2016年的11年间，风电及太阳能发电装机容量及发电量分别从105.6万kW、16.4亿(kW·h)提高至2.24亿kW、3074亿(kW·h)，分别提高212倍、187倍。

煤电在全国总的发电装机与发电量中的比重近年来逐步下降，但煤电的主体地位没有改变，2016年煤电装机容量占比仍达到57.3%，发电量占比达到65.5%。1978-2016年中国发电装机容量、发电量情况分别见图1、图2。2016年中国发电装机容量与发电量结构见图3。

从世界范围来看，世界各国的发电装机与发电量结构相差较大，主要与该国的能源资源禀赋相关。从发电量结构看，法国以核电为主，加拿大以水电为主，中国、美国、德国、日本以火电为主(2015年分别占比73.7%、66.9%、53.5%、81.7%)。

图1 1978-2016年中国发电装机容量情况

图2 1978-2016年中国电力发电量情况

图3 2016年中国发电装机容量与发电量结构

以火电为主的国家由于煤炭、石油、天然气的禀赋不同，其火电构成相差较大，中国、德国以煤电为主(2015年煤电发电量占火电发电量比重分别为92.1%、80.9%)，美国、加拿大煤电和气电相当，日本、法国则气电比煤电的比重大[2]。世界部分发电大国发电量构成见图4。图中世界为2014年数据，其他国家为2015年数据。

图4 世界部分发电大国发电量构成

2 中国煤电清洁发展行动

2.1 节能环保强制性要求不断趋严，激励性政策有效落实

“十一五”以来，中国通过法律体系、五年规划纲要体系、行政管理体系等途径，采用强化准入条件、淘汰落后产能、污染物排放总量控制、污染物排放标准、能耗限额控制、环境影响评价、节能评估、清洁生产审核等手段，以及出台财政、税收、价格等政策，对煤电能效和污染物排放提出了更高要求。

2.1.1 能效政策

一是在规划上的效率(供电煤耗)及措施要求[3]。按照《能源发展“十一五”规划》要求，“十一五”期间我国火电供电煤耗应从370g/(kW·h)降至355g/(kW·h)；根据国务院印发的《节能减排“十二五”规划》(国发〔2012〕40号)要求，在“十二五”期间，火电供电煤耗由333g/(kW·h)下降到325g/(kW·h)；根据国务院印发《“十三五”节能减排综合工作方案》(国发〔2016〕74号)要求，在“十三五”期间，火电供电煤耗由315g/(kW·h)下降到306g/(kW·h)。二是通过不断修订强制性国标GB21258《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》，对新建和现有燃煤机组提出强制性的能耗限额要求。该标准于2007年首次发布，分别于2013、2017年两次修订，以600MW超临界等级机组为例，2007年的限额为320g/(kW·h)、2013年修订为306g/(kW·h)，2017年修订为300g/(kW·h)。三是行政文件对老机组提出更高效率的目标，如《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源[2014]2093号)、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发[2015]164号)要求，到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310g/(kW·h)。

2.1.2 大气污染物控制政策

一是在规划上的总量控制及措施要求。《全国主要污染物排放总量控制计划》要求，“十一五”期间，全国电力二氧化硫排放总量应从1300万t降至2010年的951.7万t；《节能减排“十二五”规划》(国发〔2012〕40号)要求，在“十二五”期间，火电行业SO2排放量由956万t下降到800万t，下降16%；火电行业NOx排放量由1055万t下降到750万t，下降29%。二是在排放标准上，对污染物排放实施并不断修订强制性的污染物排放限值要求，三是行政文件对老机组提出进一步降低污染排放的要求，如《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源[2014]2093号)、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发[2015]164号)等，要求燃煤电厂开展“超低排放”改造。煤电大气污染物排放浓度限值要求见图5。

图5 煤电大气污染物排放浓度限值要求变化情况

2.1.3CO2排放控制政策

电力行业的CO2排放控制措施主要是通过电力结构调整和节能提效，因此能源结构调整和节能相关的法规政策与CO2减排高度相关。此外，对电力行业CO2还提出了针对性要求：一是提出了CO2控制目标，《“十三五”控制温室气体排放工作方案》(国发〔2016〕61号)提出“到2020年，大型发电集团单位供电CO2排放控制在550g/(kW·h)”的要求，《电力发展“十三五”规划》提出“到2020年燃煤机组CO2排放强度下降到865g/(kW·h)”的要求；二是在电力行业开启全国性碳交易市场，按照国家发展改革委印发的《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，全国1700多家电力企业将率先开展碳交易工作。

2.1.4 水效及废水控制政策

一是水资源管理的法规体系进一步完善[4]。如修订了《水法》、《水污染防治法》；印发了《中共中央国务院关于加快水利改革发展的决定》(中发[2011]1号)，《取水许可和水资源费征收管理条例》(国务院令第460号，2006年)，《入河排污口监督管理办法》(水利部令第22号，2004年)，《取水许可管理办法》(水利部令第34号，2008年)，《计划用水管理办法》(水资源[2014]360号)等。二是出台最严格水资源管理制度和水污染防治行动计划。水资源开发利用控制、用水效率控制、水功能区限制纳污“三条红线”已基本覆盖省市县三级行政区域。三是全面收紧了火电机组用水效率要求。2012年修订了《取水定额 第1部分：火力发电》(GB/T18916.1-2012)，对火电机组单位发电量取水量定额指标、单位装机容量取水量定额指标全面提高了限值要求。四是对特殊地区提出了更高的节水要求。2013年12月，水利部印发《关于做好大型煤电基地开发规划水资源论证的意见》，要求缺水地区应采用空冷机组和干除灰技术，设计耗水指标每百万千瓦不得大于0.1m3/s，百万千瓦机组年耗水总量不超过252万m3，比GB/T18916.1-2012更为严格。

2.1.5 激励政策

在加强强制性节能减排管制的同时，也给予了有力的政策支持。如通过提高环保电价，使环保成本传递到电力用户。目前，燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘设施建设及达到要求的电厂，上网电价每千瓦时平均提高了约0.027元人民币(其中，脱硫电价为0.015元/(kW·h)、脱硝电价0.008元/(kW·h)、除尘电价为0.002分/(kW·h))，给予现役机组超低排放电价0.01元/(kW·h)。为了促进电厂节能工作，国家实施节能发电调度，优先调度能耗较低的电厂。

2.2 煤电发电技术水平提高，机组结构不断优化

改革开放以来，中国从只有少数200MW机组，发展到目前以300MW、600MW、1000MW的大型国产发电机组为主力机组的电力供应系统，煤电实现了从低效到高效、从高排放到低排放(污染物)的历史跨越，中国煤电已经进入大容量、高参数、高效率、超低排放的新时代[5-6]。

2.2.1 煤电发电技术方面

一是超超临界机组发电技术达到世界先进水平。截至2016年底，中国已投产百万千瓦等级机组达到96台，中国超超临界机组在单机容量、蒸汽参数、机组效率、供电煤耗等方面均达到世界先进水平。二是空冷发电机组技术应用达到世界领先水平，中国从“十五”开始出口空冷机组，2010年全球首台百万千瓦级超超临界空冷机组在宁夏华电灵武电厂投产，其节水量相当于近80万人一年的用水量。三是循环流化床锅炉技术应用达到世界领先水平。2013年4月投运的四川白马循环流化床示范电站600MW超临界机组是中国第一台超临界循环流化床机组，也是目前世界上容量最大的循环流化床机组，该机组标志着中国循环流化床锅炉设计、制造、运行技术已经达到世界领先水平[7]。四是现有机组普遍进行提效改造。广泛采用的提效改造技术主要包括：汽轮机通流部分改造、烟气余热深度利用改造、优化辅机改造、现有机组供热改造、机组运行方式优化等。

2.2.2 煤电机组结构方面

通过建设大容量、高参数机组，关停纯凝小煤电机组，煤电机组容量等级结构持续向大容量高参数方向发展，煤电结构不断优化。根据中电联统计，截至2016年底，纳入电力行业6000千瓦以上机组统计调查范围的火电装机容量10.1亿kW，占6MW及以上火电装机容量的95.6%。在调查范围内的火电机组中，单机300MW及以上的火电装机容量占比为79.1%，比1995年提高51.3个百分点；供热机组的比例由2005年的14.2%提高至2016年的37.0%。“十一五”以来，截至2016年底，中国累计关停小火电机组达到1.1亿kW，相当于英国、韩国、意大利火电装机容量的1.6倍、德国的1.2倍。

不同等级火电机组占火电装机容量比重变化情况见图6。

2.3 煤电环保技术装备不断升级，污染治理达到世界先进水平

2.3.1 烟尘排放控制

随着烟尘排放限值要求越来越严和技术进步加快，除尘设备不断更新换代。20世纪90年代初，中国主要以机械除尘和湿式除尘为主，文丘里除尘器占27%、水膜除尘器12%、电除尘器30%，电力行业平均除尘效率在94.2%左右。随着高效电除尘器的推广应用，到2000年电除尘器占比达到80%，其他为文丘里、水膜除尘器等，电力行业平均除尘效率达到98%；2005年电除尘器占比提高至95%，其他为文丘里除尘器等，电力行业平均除尘效率达到98.5%；到2010年电除尘器占比仍为95%，其他5%升级为更为高效的袋式、电袋复合除尘器，电力行业平均除尘效率达到99.2%；“十二五”以来，袋式、电袋复合除尘器快速发展，电力行业平均除尘效率达到99.9%以上。

1990-2016年燃煤电厂除尘技术应用及平均除尘效率变化情况见图7。

图6 不同等级火电机组占火电装机容量比重变化情况

图7 1990-2016年燃煤电厂除尘技术应用及平均除尘效率

2.3.2 SO2排放控制

自20世纪80年代后期，中国开始研究烟气脱硫技术。20世纪90年代，先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术。经过长时间的技术储备，从“十一五”开始进行大规模的脱硫装置改造。截至2016年底，中国已投运燃煤电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿kW，占煤电机组容量的93.0%，加上具有脱硫作用的循环流化床锅炉，脱硫机组占煤电机组比例接近100%。2005-2016年的11年间，累计新增脱硫设施8.3亿kW，脱硫装置年建设量(含改造量)均创造了世界奇迹。近年来，脱硫技术水平和脱硫效率进一步提高，如，湿法脱硫采用新型喷嘴、喷淋层优化布置、增设托盘、性能增强环等方式；针对含硫量较高的煤种或更高的环保要求，采取了单塔双循环、双塔双循环、串级吸收塔等脱硫技术。

2005-2016年燃煤电厂烟气脱硫机组投运情况见图8。

图8 2005-2016年燃煤电厂烟气脱硫机组投运情况

2.3.3 NOx排放控制

20世纪80年代中后期，中国在引进先进大容量燃煤发电机组的同时，引进了锅炉低氮燃烧器的制造技术。从“八五”开始，新建的300MW及以上火电机组基本都采用了低氮燃烧技术，NOx排放的总体水平已有较为明显的降低。“十五”后期，部分新建600MW机组采用了国外引进的烟气脱硝技术；在“十一五”时期开始研发或者从国外引进并消化吸收烟气脱硝技术。从“十二五”初期开始进行大规模的脱硝装置改造，截至2016年底，中国已投运火电厂烟气脱硝机组容量约为9.1亿kW，占火电装机容量85.8%(其他为燃机或者循环流化床锅炉)。常规煤电机组(煤粉炉)基本上采用选择性催化还原(SCR)技术，部分循环流化床锅炉及极少数常规煤电机组采用选择性非催化还原(SNCR)技术或者SCR-SNCR技术。2011-2016年的5年间，累计新增脱硝机组8.2亿kW，年平均投运脱硝容量超过1亿kW。

2006-2016年火电厂烟气脱硝机组投运情况见图9。

2.3.4 废水治理技术

燃煤电厂普遍采用废水回收利用方式；废水梯级利用减少排污量；改造水力输灰为气力输灰，大幅度减少电厂灰水量；提高循环水浓缩倍率等方式减少排水量。中国在火电厂用水优化设计、循环水高浓缩倍率水处理技术、超滤反渗透的应用边界拓展、高盐浓缩性废水处理等方面已经走在世界前列。

图9 2006-2016年火电厂烟气脱硝机组投运情况

2.3.5 固废综合利用

燃煤电厂固体废物主要为粉煤灰与脱硫石膏。粉煤灰可用于生产建筑材料(如，水泥、加气混凝土、陶粒、砂浆等)、生产筑路材料(如，作路面基层材料、水泥混凝土路面等)、作为回填材料、农业以及提取高价值产品(如，提取漂珠)等。脱硫石膏可用于水泥缓凝剂、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。目前，国内外燃煤电厂脱硫石膏和粉煤灰均以大宗利用为主，综合利用技术水平相当。

3 煤电清洁发展成效

3.1 能效方面

通过结构调整、技术创新、科学管理等多方面的措施，2016年全国6MW及以上火电机组供电煤耗312g/(kW·h)，比1978年的471g/(kW·h)下降了159g/(kW·h)，降幅达到33.8%，即同等热值的煤炭可多发50%的电能。与世界主要煤电国家相比，中国煤电效率与日本基本持平，总体上高于德国、美国。

1978-2016年6MW及以上火电厂供电煤耗见图10，部分国家煤电发电效率变化情况见图11。

3.2 大气污染物控制方面

烟尘、SO2、NOx是燃煤发电过程中产生的主要大气污染物。1979-2016年的38年间，中国火电发电量增长了17.5倍，烟尘排放量由1979年的约600万t，降至2016年的35万t左右，下降了94%；SO2排放量在2006年达到顶峰1350万t，2016年降至170万t左右，比峰值下降了87%；NOx排放量2011年达到顶峰1000万t左右，2016年降至155万t左右，比峰值下降了85%(注：由于统计原因，本节采用火电代替煤电，火电污染物排放略高于煤电)。1979-2016年火电发电量与电力大气污染物排放情况见图12。

图10 1978-2016年6000千瓦及以上火电厂供电煤耗情况

图11 部分国家煤电发电效率变化情况

图12 1979-2016年火电发电量与电力大气污染物排放情况

3.3 低碳电力发展方面

中国电力行业CO2排放占全国能源消耗产生CO2排放总量的40%左右。2005年以来，通过采取结构调整、技术减排、管理优化等方面的措施，电力行业碳排放强度持续下降。2016年全国单位火电发电量CO2排放约822g/(kW·h)，比2005年下降21.6%。2015年全国火电单位供电CO2排放比2010年下降了近8%，超额完成《国家应对气候变化规划(2014-2020)》提出的“2015年全国火电单位供电CO2排放比2010年下降3%左右”的目标要求。2005-2016年火电CO2排放强度变化情况见图13。

图13 2005-2016年火电CO2排放强度变化情况

3.4 水效与废水控制方面

火电耗水量2000年达到45亿t，2011年达到峰值91.3亿t，随后耗水量逐年下降，2016年降至55.8亿t。火电单位发电量耗水量持续下降，由2000年的4.1 kg/(kW·h)降至2016年的1.3kg/(kW·h)，降幅达到68%。2000年火电行业废水排放量为15.3亿t，2005年达到顶峰约20.2亿t，2016年降至2.6亿t，较峰值下降87.1%。火电行业单位发电量废水排放量由2000年1.38kg/(kW·h)降至2016年的0.06kg/(kW·h)，降低95.7%。经过达标处理后，排放的废水中多以盐类为主，如氯化钠等。

3.5 固废综合利用方面

“十一五”以来，随着电煤消费量的提高和脱硫装置的普遍应用，粉煤灰与脱硫石膏产量不断提高。2016年，全国燃煤电厂产生粉煤灰约5亿t，综合利用率约为72%；产生脱硫石膏约7250万t，综合利用率约74%。

2001-2016年燃煤电厂粉煤灰产生与利用情况见图14；2005-2016年燃煤电厂脱硫石膏产生与利用情见图15。

4 煤电清洁发展展望

4.1 煤电将持续发挥基础性和灵活性电源作用

降低煤炭在能源结构中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清洁能源基本满足未来新增能源需求，实现单位国内生产总值碳排放量不断下降是中国能源转型的战略取向之一。

根据《能源发展“十三五”规划》《电力发展“十三五”规划》，力争到2020年煤电装机容量控制在11亿kW以内，占比降至约55%。“十三五”电力工业发展主要目标见表1。

图14 2001-2016年燃煤电厂粉煤灰产生与利用情况

图15 2005-2016年燃煤电厂脱硫石膏产生与利用情况

表1 “十三五”电力工业发展主要目标

指标2015年2020年年均增速/%属性电力总装机容量/亿kW15.3205.5预期性全社会用电量/万亿(kW·h)5.696.8～7.23.6～4.8预期性非化石能源消费比重/%1215[3]约束性非化石能源发电装机比重/%3539[4]预期性化石能源发电装机比重/%6561[-4]预期性煤电装机容量比重/%5955[-4]预期性煤电/亿kW9<114.10预期性

4.2 燃煤发电技术将继续向高效低排放方向发展

技术创新是引领发展的第一动力，在当前乃至较长时期，煤电的技术发展方向仍是高效、低碳、清洁和绿色。在提高煤电效率方面，继续以高效超超临界技术为主攻方向，以二次再热超超临界燃煤机组的高低位错落布置技术，650℃、700℃机组技术为主要研发示范重点，同时，进一步采取灵活性改造等优化措施，使燃煤火电机组能够更为灵活的应对电力调峰问题，促进其他可再生能源的利用。在废气控制方面，以当前技术实现超低排放，降低污染物控制技术成本和实现基本协同控制(如协同脱汞、降低催化剂三氧化硫转化率等)为主要方向发展，开发完善能够满足当前污染物排放水平的监测技术及配套方法。在废水控制方面，重点研发高效分盐新型纳滤膜，研发高效低能耗干燥工艺，完善烟道气蒸发、蒸发结晶、电渗析等废水控制技术及设备的研发、试点和改进工作。在固废综合利用方面，以大宗粉煤灰和脱硫石膏利用为主，重点推广示范利用脱硫石膏改良土壤技术、大掺量粉煤灰混凝土路面材料技术、余热余压烘干煅烧脱硫石膏技术等。在深度节水上，以褐煤取水、烟气取水为研发示范重点方向等。

4.3 中国煤电在清洁发展领域将达到领先水平

随着节能减排各项政策的实施，煤电污染物排放控制、能效水平将全面达到世界领先水平。从燃煤发电机组污染物排放量看，预计烟尘、SO2、NOx三项污染物排放量分别由2015年40万t、200万t、180万t降至2020年的20万t、90万t、90万t。

从煤电机组能效水平来看，预计煤电机组供电煤耗由2015年的318g/(kW·h)降至2020年的310g/(kW·h)以下。

4.4 煤电清洁发展的任务依然艰巨

从世界范围看，世界电煤消费占煤炭消费的比重平均约56%，美国91%、澳大利亚91%、德国80%、加拿大78%、英国73%、印度70%，中国低于发达国家水平、主要发展中国家及世界平均水平，煤炭转型发展具有较大空间。

世界部分国家和地区电煤比重见图16。

图16 世界部分国家和地区电煤比重

(注：中国为2015年数据、其他为2014年数据)

因此在未来较长时间内，大量压减散煤利用，降低煤炭在终端分散利用比例，大幅提高电煤在煤炭消费中的比重是我国煤炭利用转型的主要方向。在现有技术经济条件下，无法解决煤炭带来的二氧化碳排放问题，碳减排将成为煤电发展重要制约因素。同时，煤电污染控制仍需进一步提高设备的稳定性、可靠性和经济性，减少二次污染物产生；要加大对其他微量元素污染物控制的研究与技术储备；要因地制宜地选择技术路线；要充分发挥市场作用，协调好煤电与气电、煤电与可再生能源的关系，在推进电力市场化改革过程中确保电力工业清洁低碳发展。

5 结语

(1)在节能环保法律法规的约束下，在国家节能减排政策的引导和支持下，在先进燃煤发电技术、污染治理技术的支撑下，中国燃煤电厂清洁发展成效巨大，大气污染物排放量、单位发电量污染物排放量大幅度下降，废水排放控制、固体废物综合利用、供电煤耗、发电水耗等均达到世界先进水平，碳排放控制水平显著提升，为中国和全球环境保护事业做出了重大贡献。

(2)当前乃至一段时期内，中国煤电将持续发挥基础性和灵活性电源作用，并在一定的时期内继续扮演重要的角色；尽管煤电清洁发展取得巨大成效，常规污染物将保持在较低排放量水平并持续下降，但在节能减排方面依然面临着艰巨的任务，尤其是碳排放将成为煤电重要的制约因素。

[1]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2017[M].北京:中国市场出版社,2017.

[2]国家电网公司发展策划部,国网能源研究院.国际能源与电力统计手册[M].北京:国网能源研究院.

[3]王志轩.中国电力行业节能现状及展望[J].中国能源,2017,39(5):13-17,20.

[4]潘 荔,刘志强,张 博.我国火电节水现状分析及措施建议[J]. 中国电力,2017,50(11):158-163.

[5]中国电力企业联合会.中国煤电清洁发展报告[M].北京:中国电力出版社,2017.

[6]雷 沛,朱法华,王 圣.中外能源形势及电力发展状况研究[J].电力科技与环保,2011,27(3):1-3.

[7]蔡润夏,吕俊复,凌 文,等.超(超)临界循环流化床锅炉技术的发展[J]. 中国电力,2016,49(12):1-7.