新中國成立以來，我國燃煤發電不論從裝機容量比重還是發電量比重看，都處于中國電力的絕對主導地位。歷史實踐證明，煤電好則電力興，煤電穩則電力強；煤電是支撐中國電力工業體系的“頂梁柱”，是保障電力系統安全可靠運行的“穩定器”。
自1978年改革開放四十年來，中國煤電行業逐步得到全面、快速發展。主要體現在電力主體設備全面更新上、結構優化上、管理水平提升上；從指標看，體現在效率、可靠性、污染排放強度及排放總量、碳排放強度、耗水強度、固體廢物綜合利用率、發電成本等全面改進上。中國燃煤發電系統已脫胎換骨成為世界上規模最大的先進的燃煤發電系統。
近十多年來，隨著全球以可再生能源替代傳統能源等低碳發展為特征的能源轉型和以“大云物移智”為特征的技術革命急速而至，對中國以傳統先進性為特征的煤電系統和電力系統帶來巨大沖擊。一方面我國順勢而為，奔上了能源轉型之路，新能源發展風起云涌，但風電、光伏電能消納問題及補貼問題嚴重。另一方面，由于電力系統適應新能源發展的系統調節能力不足，靈活性電源嚴重缺乏，使煤電成了調峰主力；同時，受各種因素的影響，煤電利用率和負荷率下降、煤電企業虧損嚴重。煤電行業遇到了前所未有的挑戰。
一改革開放四十年煤電脫胎換骨
1電力總量大幅度增加，電力結構由水、火二元向多元方向轉變
1978～2017年，我國電力裝機容量及發電量分別從5712萬千瓦、2566億千瓦時提高至17.77億千瓦、6.42萬億千瓦時，分別提高了30倍、24倍，解決了長期以來的電力短缺問題。
1978～2010年，我國火電發電裝機和發電量長期占比分別在68%～76%、75%～83%之間波動（我國公布的統計資料是火電而未分煤電，據分析，煤電占火電的比重約為90%～95%，因此一般將火電數據近似為煤電數據），其余幾乎全為水電。在改革開放初期，核電、風電、太陽能發電基本為零。核電發電裝機和發電量到2017年達到3582萬千瓦、2481億千瓦時。從“十一五”開始，風電、太陽能發電超高速發展，2005～2017年的十二年間，并網風電和太陽能發電裝機容量從105.6萬千瓦提高至29267萬千瓦（并網風電16325萬千瓦、并網太陽能12942萬千瓦），提高了276倍；發電量由16.4億千瓦時提高到4200億千瓦時（并網風電3034億千瓦時、并網太陽能1166億千瓦時），提高了255倍。1978年我國非化石能源發電量即水電發電量比重為17.4%，到2017年水電、核電、并網風電和太陽能發電等非化石能源發電量比重為30.3%。火電發電裝機與發電量也分別由1978年的約69.7%、82.6%，到2010年73.4%、80.8%，下降到2017年的61.2%（煤電55.2%）、71%（煤電64.7%）；在火電機組中供熱機組的比重不斷提高，由2005年的14.2%提高至2016年的37.0%，由此可見煤電仍占主導地位。
2燃煤發電設備更新換代，能效水平進入世界先進行列
我國煤電超超臨界機組在單機容量、蒸汽參數、機組效率、供電煤耗等方面均達到世界先進水平。百萬千瓦級超超臨界空冷機組、示范電站60萬千瓦超臨界循環流化床機組已經達到世界領先水平。在役機組廣泛通過汽輪機通流改造、煙氣余熱深度利用改造、優化輔機改造、機組運行方式優化等，使機組的技術水平不斷提高。
改革開放初期，我國只有少數20萬千瓦機組，而目前已形成以30萬千瓦、60萬千瓦、100萬千瓦的大型國產發電機組為主力機組的發電系統。單機30萬千瓦及以上火電機組比例由1995年的27.8%增長至2017年的80%以上，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到44.7%。2006年年底，我國首臺100萬千瓦級煤電機組才投運，到2017年達到了103臺。
2017年全國6000千瓦及以上火電機組供電煤耗309克/千瓦時，比1978年的471克/千瓦時下降了162克/千瓦時。單位發電量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦時降至2017年的1.25千克/千瓦時，降幅近70%。與世界主要煤電國家相比，在不考慮負荷因素影響下，我國煤電效率與日本基本持平，總體上優于德國、美國。
3煤電污染控制技術及設備不斷升級，固體廢物綜合利用領域不斷拓寬
大氣污染物治理方面：在煙塵（顆粒物）治理上，改革開放初期，電廠鍋爐煙氣平均除塵器效率約85%，上世紀90年代中期約95%，2000年達到約98%，2010年達到約99.2%，目前達到99.95%左右。在二氧化硫排放控制上，上世紀90年代由個別煤電機組建設同步引進國外煙氣脫硫設備及技術，到2005年左右廣泛引進脫硫技術開始大規模建設煙氣脫硫裝置，目前脫硫裝置已全面覆蓋煤電機組，平均脫硫綜合效率已達98%左右。在氮氧化物排放控制上，上世紀80年代中后期引進低氮燃燒技術，并在90年代初新建30萬千瓦及以上煤電機組全面采用；2003年前后通過新建項目從國外引進了煙氣脫硝技術，“十一五”以大量引進、消化吸收再創新、國產化煙氣脫硝技術設備為主導輔之以自主創新，加快了煙塵脫硝工程應用進程；“十二五”開始大規模建造煙氣脫硝裝置，目前，煙氣脫硝已全覆蓋常規燃煤機組。
廢水治理方面：在上世紀80年代初期就開始解決歷史上一些燃煤電廠沒有建設灰場、灰渣經水力除灰后排放到江河湖海的問題，如1979年有1028萬噸渣排到江河，經過十幾年的努力，到1995年底原電力部直屬電廠全部停止向江河排灰。同時，燃煤電廠逐步普遍采用廢水回收利用、梯級利用、改造水力輸灰為氣力輸灰、提高循環水濃縮倍率等方式減少排水量。我國在火電廠用水優化設計、循環水高濃縮倍率水處理技術、超濾反滲透的應用邊界拓展、高鹽濃縮性廢水處理等方面已經走在世界前列。
固廢綜合利用方面：燃煤電廠固體廢物主要為粉煤灰與脫硫石膏。我國粉煤灰已廣泛應用于水泥、加氣混凝土、陶粒、砂漿等生產建筑材料，路面基層、水泥混凝土路面等生產筑路材料，回填礦坑、農業利用，以及提取漂珠等高附價值利用方面。“十一五”以來，隨著電煤消費量的提高和脫硫裝置的普遍應用，脫硫石膏產量不斷增加，綜合利用途徑也不斷拓寬，現已廣泛應用于水泥緩凝劑、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。2017年，全國燃煤電廠產生粉煤灰約5.1億噸，綜合利用率約72%；產生脫硫石膏約7550萬噸，綜合利用率約75%。
4煤電單位發電量污染物排放強度持續降低，污染物排放總量得到強力控制
通過結構電力調整、提高機組技術水平、實施節能減排建（改）造工程、提高運行優化管理水平等綜合措施，中國煤電污染物排放強度不斷下降、總量得到強力控制，已不是造成環境污染的主要因素。
從大氣污染物控制來看，2017年與1978年相比，單位發電量煤電煙塵（顆粒物）、二氧化硫、氮氧化物排放量，分別為由約26、10、3.6克/千瓦時（1978年數據由作者估算得出），下降到0.06、0.26和0.25克/千瓦時。煤電煙塵排放量由1978年約600萬噸，降至2017年的26萬噸左右，下降了近96%；二氧化硫排放量由2006年峰值1350萬噸，降至2017年的120萬噸左右，比峰值下降了91%；氮氧化物排放量由2011年峰值1000萬噸左右，降至2017年的114萬噸左右，比峰值下降了近89%。
低碳電力發展方面，通過電力結構調整、技術進步、管理優化等措施，電力碳排放強度明顯下降。據筆者估算，1978年生產1千瓦時電能，火電碳排放強度與全電力碳排放強度分別約為1312克/千瓦時（以二氧化碳計）和1083克/千瓦時，2017年降低到843克/千瓦時和598克/千瓦時，分別降低了35.7%、44.8%。
廢水控制方面，2000年火電行業廢水排放量為15.3億噸，2005年達到頂峰約20.2億噸，2017年降至2.7億噸，較峰值下降了86.6%。火電行業單位發電量廢水排放量由2000年的1.38千克/千瓦時降至2017年的0.06千克/千瓦時，降低95.7%。
5電力工業發展的內在需求，改革開放的時代背景，政府強制性手段與激勵機制相結合，共同推動了中國煤電脫胎換骨
保障電力充足供給及安全、高效、清潔發展，是電力工業發展的內在需求。正是改革開放，開拓了利用外資、內資辦電的渠道；擴大了引進先進技術和設備的空間，通過對技術、設備引進、消化、吸收、再創新，加快實現技術及裝備國產化；通過“走出去、請進來”學習國際先進管理經驗，極大促進了電廠科學管理水平的提高。從政策和體制上看，在國家強制性節能、環保政策為主導，輔之以激勵、引導政策的雙重作用下，在電力行業國企占絕對優勢地位、中央發電企業約占半壁江山的情況下，電力企業嚴格、快速貫徹節能環保要求，加快了中國燃煤電廠污染控制和清潔生產進程。
在改革開放初期，燃煤電廠污染排放約束主要是1973年年底由國家計委、基建委、衛生部聯合頒布的《工業“三廢”排放試行標準》中對“電站”煙囪排放的二氧化硫和煙塵的要求。上世紀80年代中期，在“老帳逐步還清，不再欠新賬”的環保指導思想下，煤電機組通過“以大代小”“以新代老”等方式，消減污染物排放，以及實現行業主管部門污染防治計劃目標。在2000年以后，隨著政府機構改革、環保管理強化以及電力體制改革的不斷推進，環保要求更多地體現在國家新環保目標、新環保部門、新行業管理部門的新政策體系上。如五年規劃綱要體系，黨中央、國務院關于生態文明建設的“意見”、大氣、水、土壤治理等“行動計劃”（簡稱“氣十條”“水十條”“土十條”），以及各級政府部門節能減排“文件”要求，此外還有國資委、中央企業的自我加壓等。其中，強制性、半強制性手段包括：項目準入、淘汰落后產能要求、污染物排放總量控制、排放標準、能耗水耗限額控制、環境影響評價、節能評估、清潔生產審核等。激勵性、半激勵性手段有財政補貼、稅收優惠、價格等政策。在二氧化碳排放控制方面，除了節能要求不斷強化外，近年來對電力行業二氧化碳控制還提出了針對性要求，如國家頒布了“控制溫室氣體排放工作方案”提出“大型發電集團每千瓦時供電二氧化碳排放控制在550克以內”、以及《電力發展“十三五”規劃》提出“到2020年燃煤機組每千瓦時供電的二氧化碳排放強度下降到865克”。在水效政策方面，主要有取水許可、水資源費征收、計劃用水管理和水資源開發利用控制、用水效率控制、水功能區限制納污“三條紅線”控制等。
在政策支持上，如通過提高環保電價，使環保成本傳遞到電力用戶是最重要、最有效、最根本的措施。目前，燃煤電廠脫硫、脫硝、除塵設施建設及達到要求的電廠，上網電價每千瓦時平均提高了約0.027元人民幣，現役機組超低排放電價每千瓦時一般再提高0.01元。
二履霜堅冰，煤電要承擔起支撐能源轉型的新歷史使命
1煤電當前及面向未來的問題與挑戰
一是煤電運矛盾、煤電與新能源和電網矛盾尖銳而具有長期性。煤電與煤炭是天生唇齒相依的行業，但我國的電煤供應與美國、德國、日本等國家的電煤供應的長期性、穩定性相比有巨大反差。我國電煤供應在數量、價格、質量、運輸上，長期以來未形成穩定、良性競爭關系，煤電矛盾起伏、尖銳，造成煤企、電企交替困難或雙方困難，煤電運矛盾是能源發展中最復雜、難解的矛盾之一。近年來，煤價總體在高位運行，但“煤電價格聯動”未能及時啟動，成為煤電企業虧損的重要原因。煤電矛盾雖然反映在煤企、電企及運輸企業身上，但根子卻扎在市場機制與政府作用的矛盾上，扎在中央企業和地方企業、中央政府與地方政府以及地方政府之間的矛盾上。煤電與新能源發展以及電網的矛盾是也電力工業發展的基本矛盾之一，具有客觀性、系統性、長期性。體現在建設、生產和經營活動中，是新能源替代煤電所帶來的傳統電力系統運行規律變化和利益關系調整中的矛盾，是共同電力用戶下，發電企業間在發展速度、布局、輔助服務責任、效益分配上的矛盾，總之，其核心是利益矛盾，不是能源道德問題。
二是煤電經濟、環境、社會效益有效發揮不足。我國煤電機組雖正值年青體壯之時，但設備利用率、負荷率不足，存在有力使不出、大馬拉小車的情況，經濟效益、社會效率都受到嚴重影響。在回歸電力商品屬性的電力體制改革中，由于初期市場機制設計不完善，在大用戶直購電、市場電量的爭奪中，明顯低于發電成本的惡性競爭方式，使已經大面積虧損的煤電企業不斷飲鴆止渴，進一步擴大虧損面和虧損深度。
三是煤電節能減排的壓力不減。電力工業每年轉化了20億噸左右的煤炭，如此大的用量必然是各級政府污染排放監管的重點。盡管對企業環保要求持續趨嚴，短短十年污染治理設施幾乎處于不停頓的改造之中，能效、水效水平、綜合利用水平、常規污染物排放強度已是世界先進甚至領先水平，但是對煤電繼續強化清潔生產和監管要求的趨勢不會改變，企業環保社會責任的壓力、運行維護的工作壓力將持續存在。
四是煤電高碳電力的帽子難摘。煤電是高碳電力的特性與生俱來，雖然單位發電量碳排放強度持續下降，但減排空間越來越小，二氧化碳排放總量會隨著煤電總量的增長繼續增長一段時間。由于煤電機組平均年齡小，碳鎖定效應明顯，會成為中國能源電力轉型的關鍵問題。對企業長期發展而言，二氧化碳高排放的煤電就是煤電生產和發展的“死穴”，而成本不斷降低的可再生能源電力就是打擊“死穴”的拳頭。即使煤電常規污染物排放再低甚至趨近為零——對環境質量改變已無實質性意義，但也遮不住高碳排放的本色；而今天越新、越大的燃煤電廠，在明天會因其高碳性反而會逐步變為發展的“包袱”。
因此，年青、先進、龐大的中國燃煤發電系統，在能源轉型道路上既要承擔支撐能源轉型的新歷史使命，又要經歷“履霜堅冰”的艱辛，只有精準定位，揚長避短，才能功德圓滿。
2煤電在新歷史使命中的任務及要求
一是煤電在近中期要繼續發揮好電力、電量的主體作用。持續降低煤炭在能源結構中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清潔能源基本滿足未來新增能源需求，實現單位國內生產總值碳排放量不斷下降，是我國能源轉型的戰略取向之一。隨著可再生能源的發展，煤電的主體地位最終將被取代，但當前乃至二三十年內煤電仍是提供電力、電量的主體。
二是因地制宜、適當開展提高煤電機組靈活性調節性能的改造。不論從當前解決矛盾的需要看，還是從發展趨勢看，煤電機組要提高靈活性運行性能，使煤電機組能夠更為靈活應對電力調峰問題，促進其他可再生能源的利用，煤電也將逐步轉變為提供可靠容量與電量的靈活性調節型電源。但是要充分注意的是，煤電機組靈活性改造并不是煤電自身的需要，而是從能源系統、電力系統整體最優的角度考慮的一種不得已方案，是為補救不合理的電源結構以及電源、電網不配套、運行難協調的一種措施，而不應當成為一種常態。因此，改造方案應有其嚴格的條件限制，要有前瞻性眼光和系統性考慮，具體方案必須因地制宜，充分論證，技術措施與政策措施相配套，防止“一刀切”。
三是燃煤發電技術繼續在清潔、低碳、高效、安全的基礎上向適應性方面發展。一方面，煤電繼續以高效超超臨界技術和更低的污染排放技術為主攻方向，以二次再熱超超臨界燃煤技術、超超臨界機組的高低位錯落布置技術、650攝氏度蒸汽參數甚至更高溫度參數的機組技術、以污染物聯合、系統治理技術為主要研發示范重點；另一方面，根據煤電作用定位發生變化以及“走出去”需求，應從能源電力系統優化上、區域和產業循環經濟需求上、用戶個性化需要上，在新建或改造煤電機組時，有針對性地選擇或定制機組形式（多聯產還是發電）、規模、參數和設備運行年限。不能片面、極端追求高參數、大容量和高效率、低排放的普遍性目標，更不能“一刀切”禁止煤電發展。
四是污染治理和綜合利用措施要向精準、協同的方向拓展。預計到2020年，煤電排放到大氣中的顆粒物、二氧化硫、氮氧化物三項污染物年排放總量會進一步降至200萬噸以下，而且以后不會再升高。煤電對霧霾的平均影響份額可以達到國際先進的環境質量標準10%以內。隨著排放標準制及環保要求提高，要真正落實以環境質量需求為導向（而不是以嚴為導向）的措施。要高度重視機組調節性能變化對污染控制措施的影響、污染控制設備穩定性可靠性經濟性和低碳要求之間的協調、一次污染物與二次污染物控制協調、高架點源污染控制與無組源污染源控制協調、固體廢物持續大比例和高附加值利用等問題。
五是煤電要發揮好調整煤炭消費結構作用，促進全社會煤炭污染問題解決。全球電煤占煤炭消費的比重平均約56%，美國、澳大利亞在90%以上，德國、加拿大、英國等在70%～80%之間，而我國約占50%左右，要持續提高電煤比重。同時要注意，提高電煤比重并不意味著提高煤炭在能源中的比重。
六是要讓煤電有合理的、承擔歷史使命的經營環境，高度防范煤電生產經營困境演變為系統性風險。一個長期、全面、深度虧損的煤電行業，一個被過早唱衰的支柱性行業，一個靠改造設備性能、拼設備壽命、飲鴆止渴維持生產和員工穩定的行業，不僅支撐不了能源電力加快轉型，而且會成為電力、能源、經濟運行中的嚴重風險。
結語
煤電新歷史使命是國情使然、規律使然。能源轉型是歷史必然，中國煤電支撐能源轉型也是歷史必然，但轉型的道路是長期的、艱巨的、曲折的。如果我國不是一個將能源安全要求建立在14億人口基礎上的大國而只是一個人口小國，如果我國的能源資源不是以煤炭為主且煤炭產業與其他產業有著千絲萬縷的聯系，如果我國煤電系統同美國、英國一樣是由平均運行了四十年左右燃煤電廠所構成（現在還有55歲的燃煤電廠在運行）而不是現在只是十年左右的燃煤電廠所構成，如果我們沒有在煤炭、煤電產業中沉淀大量的資本，如果我們的電力系統不是建立在以煤電為主體的基礎上且電網承擔著“西電東送”等大范圍資源優化配置的任務，如果……如果我們不是在一張剛完成的、絢麗多彩的能源新圖畫上再添色彩，而是在一張白紙上畫畫或者是棄舊圖新，那么我們就可以自豪地、高調地向全世界宣布，我國煤電正在壽終正寢。中國能源轉型之難就難在我們不能把能源轉型簡單地理解為用一種能源勇往直前地去替代另一種能源，而是價值導向、因地制宜、多源協同、系統優化。能源電力轉型成功如春蠶破殼，煤電猶如蠶繭之殼，不能時機未到繭殼先破！
作者系中國電力企業聯合會專職副理事長
注：本文只代表作者本人觀點，不代表作者供職單位觀點。
原文首發于《能源情報研究》2018年8月
自1978年改革開放四十年來，中國煤電行業逐步得到全面、快速發展。主要體現在電力主體設備全面更新上、結構優化上、管理水平提升上；從指標看，體現在效率、可靠性、污染排放強度及排放總量、碳排放強度、耗水強度、固體廢物綜合利用率、發電成本等全面改進上。中國燃煤發電系統已脫胎換骨成為世界上規模最大的先進的燃煤發電系統。
近十多年來，隨著全球以可再生能源替代傳統能源等低碳發展為特征的能源轉型和以“大云物移智”為特征的技術革命急速而至，對中國以傳統先進性為特征的煤電系統和電力系統帶來巨大沖擊。一方面我國順勢而為，奔上了能源轉型之路，新能源發展風起云涌，但風電、光伏電能消納問題及補貼問題嚴重。另一方面，由于電力系統適應新能源發展的系統調節能力不足，靈活性電源嚴重缺乏，使煤電成了調峰主力；同時，受各種因素的影響，煤電利用率和負荷率下降、煤電企業虧損嚴重。煤電行業遇到了前所未有的挑戰。
一改革開放四十年煤電脫胎換骨
1電力總量大幅度增加，電力結構由水、火二元向多元方向轉變
1978～2017年，我國電力裝機容量及發電量分別從5712萬千瓦、2566億千瓦時提高至17.77億千瓦、6.42萬億千瓦時，分別提高了30倍、24倍，解決了長期以來的電力短缺問題。
1978～2010年，我國火電發電裝機和發電量長期占比分別在68%～76%、75%～83%之間波動（我國公布的統計資料是火電而未分煤電，據分析，煤電占火電的比重約為90%～95%，因此一般將火電數據近似為煤電數據），其余幾乎全為水電。在改革開放初期，核電、風電、太陽能發電基本為零。核電發電裝機和發電量到2017年達到3582萬千瓦、2481億千瓦時。從“十一五”開始，風電、太陽能發電超高速發展，2005～2017年的十二年間，并網風電和太陽能發電裝機容量從105.6萬千瓦提高至29267萬千瓦（并網風電16325萬千瓦、并網太陽能12942萬千瓦），提高了276倍；發電量由16.4億千瓦時提高到4200億千瓦時（并網風電3034億千瓦時、并網太陽能1166億千瓦時），提高了255倍。1978年我國非化石能源發電量即水電發電量比重為17.4%，到2017年水電、核電、并網風電和太陽能發電等非化石能源發電量比重為30.3%。火電發電裝機與發電量也分別由1978年的約69.7%、82.6%，到2010年73.4%、80.8%，下降到2017年的61.2%（煤電55.2%）、71%（煤電64.7%）；在火電機組中供熱機組的比重不斷提高，由2005年的14.2%提高至2016年的37.0%，由此可見煤電仍占主導地位。
2燃煤發電設備更新換代，能效水平進入世界先進行列
我國煤電超超臨界機組在單機容量、蒸汽參數、機組效率、供電煤耗等方面均達到世界先進水平。百萬千瓦級超超臨界空冷機組、示范電站60萬千瓦超臨界循環流化床機組已經達到世界領先水平。在役機組廣泛通過汽輪機通流改造、煙氣余熱深度利用改造、優化輔機改造、機組運行方式優化等，使機組的技術水平不斷提高。
改革開放初期，我國只有少數20萬千瓦機組，而目前已形成以30萬千瓦、60萬千瓦、100萬千瓦的大型國產發電機組為主力機組的發電系統。單機30萬千瓦及以上火電機組比例由1995年的27.8%增長至2017年的80%以上，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到44.7%。2006年年底，我國首臺100萬千瓦級煤電機組才投運，到2017年達到了103臺。
2017年全國6000千瓦及以上火電機組供電煤耗309克/千瓦時，比1978年的471克/千瓦時下降了162克/千瓦時。單位發電量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦時降至2017年的1.25千克/千瓦時，降幅近70%。與世界主要煤電國家相比，在不考慮負荷因素影響下，我國煤電效率與日本基本持平，總體上優于德國、美國。
3煤電污染控制技術及設備不斷升級，固體廢物綜合利用領域不斷拓寬
大氣污染物治理方面：在煙塵（顆粒物）治理上，改革開放初期，電廠鍋爐煙氣平均除塵器效率約85%，上世紀90年代中期約95%，2000年達到約98%，2010年達到約99.2%，目前達到99.95%左右。在二氧化硫排放控制上，上世紀90年代由個別煤電機組建設同步引進國外煙氣脫硫設備及技術，到2005年左右廣泛引進脫硫技術開始大規模建設煙氣脫硫裝置，目前脫硫裝置已全面覆蓋煤電機組，平均脫硫綜合效率已達98%左右。在氮氧化物排放控制上，上世紀80年代中后期引進低氮燃燒技術，并在90年代初新建30萬千瓦及以上煤電機組全面采用；2003年前后通過新建項目從國外引進了煙氣脫硝技術，“十一五”以大量引進、消化吸收再創新、國產化煙氣脫硝技術設備為主導輔之以自主創新，加快了煙塵脫硝工程應用進程；“十二五”開始大規模建造煙氣脫硝裝置，目前，煙氣脫硝已全覆蓋常規燃煤機組。
廢水治理方面：在上世紀80年代初期就開始解決歷史上一些燃煤電廠沒有建設灰場、灰渣經水力除灰后排放到江河湖海的問題，如1979年有1028萬噸渣排到江河，經過十幾年的努力，到1995年底原電力部直屬電廠全部停止向江河排灰。同時，燃煤電廠逐步普遍采用廢水回收利用、梯級利用、改造水力輸灰為氣力輸灰、提高循環水濃縮倍率等方式減少排水量。我國在火電廠用水優化設計、循環水高濃縮倍率水處理技術、超濾反滲透的應用邊界拓展、高鹽濃縮性廢水處理等方面已經走在世界前列。
固廢綜合利用方面：燃煤電廠固體廢物主要為粉煤灰與脫硫石膏。我國粉煤灰已廣泛應用于水泥、加氣混凝土、陶粒、砂漿等生產建筑材料，路面基層、水泥混凝土路面等生產筑路材料，回填礦坑、農業利用，以及提取漂珠等高附價值利用方面。“十一五”以來，隨著電煤消費量的提高和脫硫裝置的普遍應用，脫硫石膏產量不斷增加，綜合利用途徑也不斷拓寬，現已廣泛應用于水泥緩凝劑、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。2017年，全國燃煤電廠產生粉煤灰約5.1億噸，綜合利用率約72%；產生脫硫石膏約7550萬噸，綜合利用率約75%。
4煤電單位發電量污染物排放強度持續降低，污染物排放總量得到強力控制
通過結構電力調整、提高機組技術水平、實施節能減排建（改）造工程、提高運行優化管理水平等綜合措施，中國煤電污染物排放強度不斷下降、總量得到強力控制，已不是造成環境污染的主要因素。
從大氣污染物控制來看，2017年與1978年相比，單位發電量煤電煙塵（顆粒物）、二氧化硫、氮氧化物排放量，分別為由約26、10、3.6克/千瓦時（1978年數據由作者估算得出），下降到0.06、0.26和0.25克/千瓦時。煤電煙塵排放量由1978年約600萬噸，降至2017年的26萬噸左右，下降了近96%；二氧化硫排放量由2006年峰值1350萬噸，降至2017年的120萬噸左右，比峰值下降了91%；氮氧化物排放量由2011年峰值1000萬噸左右，降至2017年的114萬噸左右，比峰值下降了近89%。
低碳電力發展方面，通過電力結構調整、技術進步、管理優化等措施，電力碳排放強度明顯下降。據筆者估算，1978年生產1千瓦時電能，火電碳排放強度與全電力碳排放強度分別約為1312克/千瓦時（以二氧化碳計）和1083克/千瓦時，2017年降低到843克/千瓦時和598克/千瓦時，分別降低了35.7%、44.8%。
廢水控制方面，2000年火電行業廢水排放量為15.3億噸，2005年達到頂峰約20.2億噸，2017年降至2.7億噸，較峰值下降了86.6%。火電行業單位發電量廢水排放量由2000年的1.38千克/千瓦時降至2017年的0.06千克/千瓦時，降低95.7%。
5電力工業發展的內在需求，改革開放的時代背景，政府強制性手段與激勵機制相結合，共同推動了中國煤電脫胎換骨
保障電力充足供給及安全、高效、清潔發展，是電力工業發展的內在需求。正是改革開放，開拓了利用外資、內資辦電的渠道；擴大了引進先進技術和設備的空間，通過對技術、設備引進、消化、吸收、再創新，加快實現技術及裝備國產化；通過“走出去、請進來”學習國際先進管理經驗，極大促進了電廠科學管理水平的提高。從政策和體制上看，在國家強制性節能、環保政策為主導，輔之以激勵、引導政策的雙重作用下，在電力行業國企占絕對優勢地位、中央發電企業約占半壁江山的情況下，電力企業嚴格、快速貫徹節能環保要求，加快了中國燃煤電廠污染控制和清潔生產進程。
在改革開放初期，燃煤電廠污染排放約束主要是1973年年底由國家計委、基建委、衛生部聯合頒布的《工業“三廢”排放試行標準》中對“電站”煙囪排放的二氧化硫和煙塵的要求。上世紀80年代中期，在“老帳逐步還清，不再欠新賬”的環保指導思想下，煤電機組通過“以大代小”“以新代老”等方式，消減污染物排放，以及實現行業主管部門污染防治計劃目標。在2000年以后，隨著政府機構改革、環保管理強化以及電力體制改革的不斷推進，環保要求更多地體現在國家新環保目標、新環保部門、新行業管理部門的新政策體系上。如五年規劃綱要體系，黨中央、國務院關于生態文明建設的“意見”、大氣、水、土壤治理等“行動計劃”（簡稱“氣十條”“水十條”“土十條”），以及各級政府部門節能減排“文件”要求，此外還有國資委、中央企業的自我加壓等。其中，強制性、半強制性手段包括：項目準入、淘汰落后產能要求、污染物排放總量控制、排放標準、能耗水耗限額控制、環境影響評價、節能評估、清潔生產審核等。激勵性、半激勵性手段有財政補貼、稅收優惠、價格等政策。在二氧化碳排放控制方面，除了節能要求不斷強化外，近年來對電力行業二氧化碳控制還提出了針對性要求，如國家頒布了“控制溫室氣體排放工作方案”提出“大型發電集團每千瓦時供電二氧化碳排放控制在550克以內”、以及《電力發展“十三五”規劃》提出“到2020年燃煤機組每千瓦時供電的二氧化碳排放強度下降到865克”。在水效政策方面，主要有取水許可、水資源費征收、計劃用水管理和水資源開發利用控制、用水效率控制、水功能區限制納污“三條紅線”控制等。
在政策支持上，如通過提高環保電價，使環保成本傳遞到電力用戶是最重要、最有效、最根本的措施。目前，燃煤電廠脫硫、脫硝、除塵設施建設及達到要求的電廠，上網電價每千瓦時平均提高了約0.027元人民幣，現役機組超低排放電價每千瓦時一般再提高0.01元。
二履霜堅冰，煤電要承擔起支撐能源轉型的新歷史使命
1煤電當前及面向未來的問題與挑戰
一是煤電運矛盾、煤電與新能源和電網矛盾尖銳而具有長期性。煤電與煤炭是天生唇齒相依的行業，但我國的電煤供應與美國、德國、日本等國家的電煤供應的長期性、穩定性相比有巨大反差。我國電煤供應在數量、價格、質量、運輸上，長期以來未形成穩定、良性競爭關系，煤電矛盾起伏、尖銳，造成煤企、電企交替困難或雙方困難，煤電運矛盾是能源發展中最復雜、難解的矛盾之一。近年來，煤價總體在高位運行，但“煤電價格聯動”未能及時啟動，成為煤電企業虧損的重要原因。煤電矛盾雖然反映在煤企、電企及運輸企業身上，但根子卻扎在市場機制與政府作用的矛盾上，扎在中央企業和地方企業、中央政府與地方政府以及地方政府之間的矛盾上。煤電與新能源發展以及電網的矛盾是也電力工業發展的基本矛盾之一，具有客觀性、系統性、長期性。體現在建設、生產和經營活動中，是新能源替代煤電所帶來的傳統電力系統運行規律變化和利益關系調整中的矛盾，是共同電力用戶下，發電企業間在發展速度、布局、輔助服務責任、效益分配上的矛盾，總之，其核心是利益矛盾，不是能源道德問題。
二是煤電經濟、環境、社會效益有效發揮不足。我國煤電機組雖正值年青體壯之時，但設備利用率、負荷率不足，存在有力使不出、大馬拉小車的情況，經濟效益、社會效率都受到嚴重影響。在回歸電力商品屬性的電力體制改革中，由于初期市場機制設計不完善，在大用戶直購電、市場電量的爭奪中，明顯低于發電成本的惡性競爭方式，使已經大面積虧損的煤電企業不斷飲鴆止渴，進一步擴大虧損面和虧損深度。
三是煤電節能減排的壓力不減。電力工業每年轉化了20億噸左右的煤炭，如此大的用量必然是各級政府污染排放監管的重點。盡管對企業環保要求持續趨嚴，短短十年污染治理設施幾乎處于不停頓的改造之中，能效、水效水平、綜合利用水平、常規污染物排放強度已是世界先進甚至領先水平，但是對煤電繼續強化清潔生產和監管要求的趨勢不會改變，企業環保社會責任的壓力、運行維護的工作壓力將持續存在。
四是煤電高碳電力的帽子難摘。煤電是高碳電力的特性與生俱來，雖然單位發電量碳排放強度持續下降，但減排空間越來越小，二氧化碳排放總量會隨著煤電總量的增長繼續增長一段時間。由于煤電機組平均年齡小，碳鎖定效應明顯，會成為中國能源電力轉型的關鍵問題。對企業長期發展而言，二氧化碳高排放的煤電就是煤電生產和發展的“死穴”，而成本不斷降低的可再生能源電力就是打擊“死穴”的拳頭。即使煤電常規污染物排放再低甚至趨近為零——對環境質量改變已無實質性意義，但也遮不住高碳排放的本色；而今天越新、越大的燃煤電廠，在明天會因其高碳性反而會逐步變為發展的“包袱”。
因此，年青、先進、龐大的中國燃煤發電系統，在能源轉型道路上既要承擔支撐能源轉型的新歷史使命，又要經歷“履霜堅冰”的艱辛，只有精準定位，揚長避短，才能功德圓滿。
2煤電在新歷史使命中的任務及要求
一是煤電在近中期要繼續發揮好電力、電量的主體作用。持續降低煤炭在能源結構中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清潔能源基本滿足未來新增能源需求，實現單位國內生產總值碳排放量不斷下降，是我國能源轉型的戰略取向之一。隨著可再生能源的發展，煤電的主體地位最終將被取代，但當前乃至二三十年內煤電仍是提供電力、電量的主體。
二是因地制宜、適當開展提高煤電機組靈活性調節性能的改造。不論從當前解決矛盾的需要看，還是從發展趨勢看，煤電機組要提高靈活性運行性能，使煤電機組能夠更為靈活應對電力調峰問題，促進其他可再生能源的利用，煤電也將逐步轉變為提供可靠容量與電量的靈活性調節型電源。但是要充分注意的是，煤電機組靈活性改造并不是煤電自身的需要，而是從能源系統、電力系統整體最優的角度考慮的一種不得已方案，是為補救不合理的電源結構以及電源、電網不配套、運行難協調的一種措施，而不應當成為一種常態。因此，改造方案應有其嚴格的條件限制，要有前瞻性眼光和系統性考慮，具體方案必須因地制宜，充分論證，技術措施與政策措施相配套，防止“一刀切”。
三是燃煤發電技術繼續在清潔、低碳、高效、安全的基礎上向適應性方面發展。一方面，煤電繼續以高效超超臨界技術和更低的污染排放技術為主攻方向，以二次再熱超超臨界燃煤技術、超超臨界機組的高低位錯落布置技術、650攝氏度蒸汽參數甚至更高溫度參數的機組技術、以污染物聯合、系統治理技術為主要研發示范重點；另一方面，根據煤電作用定位發生變化以及“走出去”需求，應從能源電力系統優化上、區域和產業循環經濟需求上、用戶個性化需要上，在新建或改造煤電機組時，有針對性地選擇或定制機組形式（多聯產還是發電）、規模、參數和設備運行年限。不能片面、極端追求高參數、大容量和高效率、低排放的普遍性目標，更不能“一刀切”禁止煤電發展。
四是污染治理和綜合利用措施要向精準、協同的方向拓展。預計到2020年，煤電排放到大氣中的顆粒物、二氧化硫、氮氧化物三項污染物年排放總量會進一步降至200萬噸以下，而且以后不會再升高。煤電對霧霾的平均影響份額可以達到國際先進的環境質量標準10%以內。隨著排放標準制及環保要求提高，要真正落實以環境質量需求為導向（而不是以嚴為導向）的措施。要高度重視機組調節性能變化對污染控制措施的影響、污染控制設備穩定性可靠性經濟性和低碳要求之間的協調、一次污染物與二次污染物控制協調、高架點源污染控制與無組源污染源控制協調、固體廢物持續大比例和高附加值利用等問題。
五是煤電要發揮好調整煤炭消費結構作用，促進全社會煤炭污染問題解決。全球電煤占煤炭消費的比重平均約56%，美國、澳大利亞在90%以上，德國、加拿大、英國等在70%～80%之間，而我國約占50%左右，要持續提高電煤比重。同時要注意，提高電煤比重并不意味著提高煤炭在能源中的比重。
六是要讓煤電有合理的、承擔歷史使命的經營環境，高度防范煤電生產經營困境演變為系統性風險。一個長期、全面、深度虧損的煤電行業，一個被過早唱衰的支柱性行業，一個靠改造設備性能、拼設備壽命、飲鴆止渴維持生產和員工穩定的行業，不僅支撐不了能源電力加快轉型，而且會成為電力、能源、經濟運行中的嚴重風險。
結語
煤電新歷史使命是國情使然、規律使然。能源轉型是歷史必然，中國煤電支撐能源轉型也是歷史必然，但轉型的道路是長期的、艱巨的、曲折的。如果我國不是一個將能源安全要求建立在14億人口基礎上的大國而只是一個人口小國，如果我國的能源資源不是以煤炭為主且煤炭產業與其他產業有著千絲萬縷的聯系，如果我國煤電系統同美國、英國一樣是由平均運行了四十年左右燃煤電廠所構成（現在還有55歲的燃煤電廠在運行）而不是現在只是十年左右的燃煤電廠所構成，如果我們沒有在煤炭、煤電產業中沉淀大量的資本，如果我們的電力系統不是建立在以煤電為主體的基礎上且電網承擔著“西電東送”等大范圍資源優化配置的任務，如果……如果我們不是在一張剛完成的、絢麗多彩的能源新圖畫上再添色彩，而是在一張白紙上畫畫或者是棄舊圖新，那么我們就可以自豪地、高調地向全世界宣布，我國煤電正在壽終正寢。中國能源轉型之難就難在我們不能把能源轉型簡單地理解為用一種能源勇往直前地去替代另一種能源，而是價值導向、因地制宜、多源協同、系統優化。能源電力轉型成功如春蠶破殼，煤電猶如蠶繭之殼，不能時機未到繭殼先破！
作者系中國電力企業聯合會專職副理事長
注：本文只代表作者本人觀點，不代表作者供職單位觀點。
原文首發于《能源情報研究》2018年8月
