煤電的運行方式對經濟性影響十分明顯，政府應當通過加強制度建設和實時監管，保障煤電機組運行在安全經濟的方式下。

1、煤電發展受限是大勢所趨

根據巴黎氣候協定，185個締約方同意加強對氣候變化威脅的全球應對，將全球平均溫度升幅限定值二氧化碳排放比2005年下降60～65%。去年9月3日中國和美國共同交存《巴黎協定》批準文件，這標志著中美兩個大國向全世界作出莊嚴承諾。盡管今年6月1日特朗譜宣布美國將退出《巴黎協定》，但是通過減少二氧化碳排放控制氣候變暖的世界共識與努力不會因此而改變。

據報道，4月5日，代表全歐洲3500家公司的電力行業組織歐洲電力工業聯盟（Eurelectric）在布魯塞爾宣布，歐洲電力行業計劃2020年以后不再投資建設燃煤電廠。英國是世界上第一個使用煤電的國家，現在也將成為第一個徹底淘汰煤電的大型經濟體。英國煤炭發電的占比由2015的23%降到2016年的9%。2016年還實現了時長為19小時的無煤發電。4月21日，英國國家電網公司宣布，成功停止燃煤發電24小時。

國家統計局2016年度公報顯示，2016年煤電發電裝機增長率和發電量增長率均低于其他能源發電增長率（裝機增速高于水電）。表明中國正在全面落實《巴黎協定》，積極推進能源結構調整，大力發展可再生能源，逐步減少煤炭使用，有效降低碳排放和燃煤對環境的污染。

中電聯發布的數據顯示，2016年煤電企業利潤已經出現了斷崖式下降，五大發電集團在2016年的利潤同比下降68.6%，其中第四季度同比下降96.6%，降幅呈持續擴大態勢，煤炭價格上升和機組發電利用小時不足是主要原因。全國煤電設備利用小時數在2016年已經下降到了4250小時，為1964年以來的年度最低水平。華北電力大學煤控課題組發布的《“十三五”電力行業控煤政策研究執行報告》稱，以“十三五”規劃提出的2020年11億千瓦煤電裝機規模來估計，2020年煤電裝機過剩規模約為1.4億千瓦。由此可見，煤電產能過剩導致的后果已經日益顯現，煤電去產能成為繞不過去的坎兒。

國家能源局為防范化解煤電產能過剩風險，促進煤電健康發展，建立煤電建設經濟性、裝機充裕度和資源約束性指標構成的風險預警指標體系，預警結果由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級，反映各省市建設煤電項目的可行性，完善了煤電規劃建設風險預警機制。此次對各省市作出的預警，有25個省市處于紅色等級，僅有2個省市在綠色等級，可見，煤電建設發展已處于較大風險階段。

減少煤炭使用是保護環境、落實《巴黎協定》控制氣候變暖的有效措施。煤電無論從裝機容量還是發電量在我國電力結構中都占據了主導地位，消耗了全國50%以上的煤炭。碳排放等其他環境指標要求的不斷提高，新能源的快速發展與低運行成本優勢的顯現，碳交易市場的開啟，煤電將受到前所未有的不利影響。

2、煤電優勢將逐步減退

我國煤炭資源豐富，煤電建設周期短、投資和運行成本低等優點，使其在電力結構中的主導地位短期內難以改變，但是煤電的比較優勢將逐步減退，主要表現在：

一是煤炭是高碳燃料。所有化石燃料中，煤炭燃燒后碳排放量最高。與天然氣發電相比，單位熱值的碳排放要高出50%左右，單位千瓦時電能的碳排放要高出三分之二。若要控制碳排放，實施低碳電力、限制煤電是大勢所趨。

二是環境保護政策對煤炭使用要求更嚴。盡管我國近幾年來對煤電實施了超低排放改造，二氧化硫、氮氧化物和粉塵排放指標遠超過國家標準，有的比天然氣發電的排放指標還好。但是，煤炭是固體燃料，成分多樣復雜，有80余種微量元素，其中有害或潛在有害的微量元素有22種。這些有害或潛在有害的微量元素在煤炭的燃燒或氣化過程中揮發，以不同的形式排放到大氣中造成大氣污染。盡管與常量有害污染物相比其濃度不高，但對生態的破壞相當嚴重，譬如汞、鎘、砷等重金屬。

三是價格優勢將逐步變小。2016年煤炭價格與2015年同期相比提高了約200元/噸，目前秦皇島港口5500大卡熱值的煤價在580/噸左右。因此，2016年大部分煤電企業利潤大幅度下降。而風電、太陽能發電的造價在大幅度下降，日益接近火電機組造價水平，風電和太陽能發電的上網電價也將逼近煤電上網電價。隨著天然氣市場的市場化進展，天然氣價格也將不斷下降，對煤電同樣會造成不小的價格沖擊。隨著核電的快速發展，低建設成本的核電具有競爭力，如秦山核電電價已經低于浙江煤電標桿電價。

四是煤電機組的熱循環效率提高困難，與天然氣聯合發電機組相比差10個百分點左右。2015年投產的國電泰州電廠二期2臺百萬千瓦超超臨界二次再熱燃煤發電機組，是我國燃煤發電示范項目，其發電效率（發電煤耗）、環境指標等各項技術參數躋身世界前列。該型機組的設計發電效率為47.9%，比國內常規超超臨界一次再熱機組平均效率提高約2.1個百分點。該型機組的設計發電煤耗為256.2克/千瓦時，比一般超超臨界百萬機組降低發電煤耗約14克/千瓦時。

我國現役燃氣蒸汽聯合循環機組以6F、9E和9F機型為主。試驗表明：其發電效率分別55%（6F）、52%（9E））和58.5%（9F）。西門子生產的SGT5-8000H燃氣蒸汽聯合循環發電機組效率將達到61.5%，出力603.8兆瓦。燃氣機組的廠用電率約為2%，全國平均燃煤發電機組廠用電率為6%左右。最先進的煤電機組煤耗比不過任何燃氣蒸汽聯合循環機組。

五是電力需求趨緩，電力消費增長動力不足，清潔能源的快速發展擠占煤電空間。我國的經濟增長已進入新常態，GDP年增長率在6%～7%。隨著產業結構的轉型升級，單位GDP能耗逐年下降，電力需求增長必然同步下降。核電等大量清潔能源的開發建設，在有限的電量增長下，煤電的空間將持續被擠占。我國的發電裝機容量和電力消費總量已是世界第一，不少省市的人均年用電量（浙江人均年消費電量約6800千瓦時）已接近或達到發達國家水平，電力呈兩位數增長已成為歷史。

3、煤電發展與脫困的若干措施探討

煤電發展的黃金時期已經過去，將面臨新的風險與困難。煤電企業應當適時轉變觀念，樹立市場意識，持續改革創新，拓寬服務領域，積極應對新挑戰。

1.建設最新技術的煤電機組。有條件建設純凝煤電機組的，應當采用超超臨界、二次再熱、超低排放技術的機組，以實現高效、清潔發電。同時要具有較好調峰能力，以適應電網調峰需要，更多地參與輔助服務，提高市場競爭力。對具有供熱條件的，將機組設計成高參數供熱機組，積極為當地企業和社會供熱，此舉可以明顯提高煤電企業的經濟性，同時服務于地方環境保護，有利于得到地方政府的政策支持。

2.煤電聯營，防范煤價波動風險。2003年以來，不少中央和地方煤電企業投資開發煤礦，有獨資也有合資，有煤電聯營也有合資開發煤礦，取得了很好的風險控制能力。如浙能集團與淮南煤礦集團聯合組建了淮浙煤電有限責任公司，開發煤礦并建成了鳳臺電廠，使得煤電和煤礦在經營上的風險大大降低。這是符合我國國情的有效舉措。

3.對煤電機組進行節能改造，深化挖潛增效。亞臨界參數機組占我國煤電機組很大比重，具有較大的節能潛力。根據浙江經驗，600兆瓦亞臨界機組在完成汽輪機高壓缸、中壓缸內部通流改造以及高壓閥組改造后，汽輪機高壓缸效率達到89.5%、中壓缸效率達到92%，分別比改造前效率測試值提高7和4個百分點，折合機組供電煤耗（下降）約6～7克/千瓦時。機組經夏季工況試驗以及實際運行考核，并能保證660兆瓦負荷穩定運行。在國家能源局的大力推動下，節能改造煤電已經取得了可喜的成績，但仍然有不少機組需要改造。

4.對煤電進行靈活性改造，提高機組調峰等輔助服務能力。國家能源出臺了《燃煤電廠提升靈活性改造行動計劃》，要求在“十三五”期間對全國2億千瓦燃煤機組進行靈活性改造。靈活性改造目的是為了解滿足電網調峰需要，更好地吸納可再生能源電量，保障電網調峰能力的提高，適應日益增大的峰谷差和運行的穩定性。煤電在靈活性方面有其優勢，如調峰出力范圍可以進一步擴大，調峰速率可以進一步提高，兩班制運行值得試驗研究。根據浙能蘭溪電廠4臺600兆瓦機組的試驗研究，在全廠800～1800兆瓦方式下運行10小時以上時，則采用兩班制運行方式比單機深度調峰運行具有顯著的經濟性，平均每次可節約標準煤約120噸。

5.對煤電機組進行供熱改造。根據浙江的經驗，煤電機組除了節能增容和靈活性改造外，還可以進行供熱改造，利用汽輪機抽汽供熱，能更有效提高能源利用效率和環保效益。如浙江北侖發電廠經供熱改造，將電廠富余蒸汽接入當地熱網，現在每年向當地社會企業供熱約250萬噸蒸汽（每天約7000噸蒸汽），替代（關停）了當地原有的熱電機組，但不影響供熱企業的經營（原熱電廠轉型為熱網運營公司），獲得了多贏。浙江統調燃煤電廠已在向社會企業供熱方面做了大量工作并取得實效。

6.對煤電機組進行污泥摻燒改造獲取環保和經濟效益。城市污（雨）水和工業污水處理（包括自來水廠）廠會產生大量的污泥，采用填埋污泥處理的方式很容易產生二次污染并需要占用大量土地。為防止二次污染，國內外越來越多采用了污泥焚燒處理。嘉興電廠將污泥干化與300兆瓦級燃煤電站鍋爐、尾氣處理系統相結合，既利用了已有的焚燒設備和尾氣處理系統處置污泥，又實現了能源的梯級利用，提高了能源綜合利用效率和系統運行的經濟性，具有良好的經濟和環保價值，并已在合肥等電廠推廣應用。從國內外的經驗來看，將污泥干化后直接摻入電站煤粉爐焚燒，不需額外增加焚燒和焚燒后尾氣處理設備，也不需要對原有燃燒系統進行改造，可以大大降低污泥處理的投資和運行費用。因此，在公用燃煤電廠中摻燒污泥是解決污泥處理難題的較佳途徑，也是煤電脫困的一條有效之路，有條件的煤電企業應當積極為之。

7.有條件的煤電機組兼燃生物質，減少煤炭的使用量。生物質能是蘊藏在生物質中的能量，是綠色植物將太陽能轉化為化學能而貯存生物內部的能量，是可再生的清潔能源。我國是一個農業大國，生物質資源豐富，生物質能源化利用是一種可行的方法。國電長源電力股份有限公司投資建設了生物質氣化再燃發電項目，并于2012年7月完成調試投產，上網電價為0.75元/千瓦時，遠高于當地煤電標桿電價（0.3981元/千瓦時），差額部分由地方政府財政補貼。近期大唐集團擬在吉林開展煤耦合生物質氣化發電技術改造試點，得到了國家能源局和地方能源局的支持。

8.具有投資能力的煤電公司應當前瞻性地投資建設一定量的天然氣發電機組。從全球看，天然氣發電所占比重越來越大，這是因為天然氣發電比煤電更具有低碳、清潔和更高的能源效率，大部分發達國家天然氣發電在電力結構中占比30%左右，而且占比將繼續增大，而我國遠不到10%。天然氣在全球能源結構中的比重會越來越大，天然氣價格也將逐步下降，我國也不例外。特別是天然氣分布式電站的建設，實現冷、熱、電三聯供具有很好的經濟性，而且可以直接對用戶供電。煤電企業應當看到這一前景，以此結構調整化解煤電發展的困難。

4、煤電發展與化解風險需要國家政策支持

1.超超臨界機組技術進步需要國家政策支持。根據熱力學第二定律，煤電機組發電效率取決于蒸汽進入汽輪機的溫度和排出汽輪機的溫度，兩者溫差越大，則效率越高。汽輪機排汽溫度取決于環境溫度，難以人為降低，因此，只有提高進汽溫度才能進一步提升發電效率。而進汽溫度的提升，受制于鍋爐受熱面材料的耐高溫強度和抗腐蝕能力。我國煤電發電效率最高的泰州二期工程為47.94%，主蒸汽溫度為600℃，再熱蒸汽溫度為610℃/610℃。如果蒸汽溫度提高到700℃，則發電效率將超過50%。新材料的研究開發和鍋爐汽輪機設備制造都不是電力行業所能承擔的，必須依賴于冶金和機械行業的技術進步。國家應當從戰略角度，著力支持高強度耐高溫材料的研究與開發，以此推動煤電技術的進步，促進發電效率的進一步提高。

2.國家對煤電參與電力市場輔助服務政策應當調整。根據當前的電力結構，電網峰谷差日趨增大，電力相對富余的情形下，電網運行往往不是正備用不足，而是負備用不足。這種情況下，抽水蓄能電站對解決電網負備用不足的作用有限，而主要靠煤電的深度調峰或者調停。調峰、調頻、調壓、事故備用、電網間CCS等輔助服務，是電廠為電網與用戶服務的，需要消耗能量和增加運行成本，根據誰使用誰付費的原則，輔助服務費用應由用戶和電網承擔。而現行政府政策，主要承擔電網輔助服務的是煤電企業，政府對其進行嚴格考核，如果未能滿足考核（兩個細則）要求，還得支付輔助服務考核費用，顯然極不合理。建議政府管理電力的行政部門對煤電輔助服務政策及時作出調整，使煤電參與輔助服務可以獲得正當收益，以保障煤電的合法權益，提高煤電參與輔助服務積極性。

3.各級政府應鼓勵并支持煤電開展供熱、焚燒污泥（包括垃圾）和分布式天然氣多聯供機組的建設。主要是對熱價、電價和污泥（垃圾）處理補助價格等方面給予支持，其價格政策應和當地的獨立熱電等企業一視同仁。在分布式電源建設上給予土地和財政等支持，督促電力企業保障接入系統適時建設，以保障煤電企業的合法權益。

4.電力行政管理（監管）部門應當加大對電網運行方式編制和日常調度等的監管，使煤電機組運行在安全、經濟的方式下。煤電的運行方式對經濟性影響十分明顯。試驗表明，一臺600兆瓦超臨界機組負荷從600兆瓦降低到300兆瓦運行，煤耗相差26克/千瓦時。因此，煤電機組負荷率在保障電網穩定運行的前提下應盡可能的高，這依賴于電力調度機構運行方式的安排與實時調度。電力調度應是一個公權力機構，但現在是電網內部機構，煤電企業對調度的話語權非常有限，電力調度機構也習慣于對發電企業發號施令，承擔合理的安全和經濟調度責任并不自覺。因此，政府應當通過加強制度建設和實時監管，保障煤電機組運行在安全經濟的方式下。