新中国成立以来，燃煤发电不论从装机容量比重还是发电量比重看，都处于我国电力的绝对主导地位。历史实践证明，煤电好则电力兴，煤电稳则电力强；煤电是支撑我国电力工业体系的“顶梁柱”，是保障电力系统安全可靠运行的“稳定器”。

　　自1978年改革开放以来，我国煤电行业逐步得到全面、快速发展，我国燃煤发电系统已脱胎换骨成为世界上规模最大的先进燃煤发电系统。然而，随着能源转型和以“大云物移智”为特征的技术革命急速而至，对我国以传统先进性为特征的煤电系统和电力系统带来巨大冲击。一方面新能源发展风起云涌，但风电、光伏电能消纳问题及补贴问题严重。另一方面，由于电力系统适应新能源发展的系统调节能力不足，灵活性电源严重缺乏，使煤电成了调峰主力；同时，受各种因素影响，煤电利用率和负荷率下降、煤电企业亏损严重。煤电行业遇到了前所未有的挑战。

煤电逐步得到全面快速发展

　　电力总量大幅度增加，电力结构由水、火二元向多元方向转变。

　　1978～2010年，我国火电发电装机和发电量长期占比分别在68%～76%、75%～83%之间波动（火电数据近似为煤电数据），其余几乎全为水电。1978年我国非化石能源发电量即水电发电量比重为17.4%，到2017年水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量比重为30.3%。火电发电装机与发电量也分别由1978年约69.7%、82.6%，到2010年73.4%、80.8%，下降到2017年的61.2%（煤电55.2%）、71%（煤电64.7%）；在火电机组中供热机组的比重不断提高，由2005年的14.2%提高至2016年的37%，由此可见煤电仍占主导地位。

　　燃煤发电设备更新换代，能效水平进入世界先进行列。

　　我国煤电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。百万千瓦级超超临界空冷机组、示范电站60万千瓦超临界循环流化床机组已经达到世界领先水平。在役机组广泛通过汽轮机通流改造、烟气余热深度利用改造、优化辅机改造、机组运行方式优化等，使机组的技术水平不断提高。改革开放初期，我国只有少数20万千瓦机组，而目前已形成以30万千瓦、60万千瓦、100万千瓦的大型国产发电机组为主力机组的发电系统。2017年全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗309克/千瓦时，比1978年的471克/千瓦时下降了162克/千瓦时。单位发电量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦时降至2017年的1.25千克/千瓦时，降幅近70%。与世界主要煤电国家相比，在不考虑负荷因素影响下，我国煤电效率与日本基本持平，总体上优于德国、美国。

　　煤电单位发电量污染物排放强度持续降低，污染物排放总量得到强力控制。

　　通过电力结构调整、提高机组技术水平、实施节能减排建（改）造工程、提高运行优化管理水平等综合措施，我国煤电污染物排放强度不断下降、总量得到强力控制，已不是造成环境污染的主要因素。从大气污染物控制来看，2017年与1978年相比，单位发电量煤电烟尘（颗粒物）、二氧化硫、氮氧化物排放量，分别为由约26、10、3.6克/千瓦时，下降到0.06、0.26和0.25克/千瓦时。煤电烟尘排放量由1978年约600万吨，降至2017年的26万吨左右，下降了近96%；二氧化硫排放量由2006年峰值1350万吨，降至2017年的120万吨左右，比峰值下降了91%；氮氧化物排放量由2011年峰值1000万吨左右，降至2017年的114万吨左右，比峰值下降了近89%。

　　低碳电力发展方面，通过电力结构调整、技术进步、管理优化等措施，电力碳排放强度明显下降。据估算，1978年生产1千瓦时电能，火电碳排放强度与全电力碳排放强度分别约为1312克/千瓦时（以二氧化碳计）和1083克/千瓦时，2017年降低到843克/千瓦时和598克/千瓦时，分别降低了35.7%、44.8%。

煤电当前及面向未来的问题与挑战

　　一是煤电运矛盾、煤电与新能源和电网矛盾尖锐而具有长期性。我国电煤供应在数量、价格、质量、运输上，长期以来未形成稳定、良性竞争关系，煤电矛盾起伏、尖锐，造成煤企、电企交替困难或双方困难，煤电运矛盾是能源发展中最复杂、难解的矛盾之一。近年来，煤价总体在高位运行，但“煤电价格联动”未能及时启动，成为煤电企业亏损的重要原因。煤电与新能源发展以及电网的矛盾也是电力工业发展的基本矛盾之一，具有客观性、系统性、长期性。

　　二是煤电经济、环境、社会效益有效发挥不足。我国煤电机组虽正值年青体壮之时，但设备利用率、负荷率不足，存在有力使不出、大马拉小车的情况，经济效益、社会效率都受到严重影响。在大用户直购电、市场电量的争夺中，明显低于发电成本的恶性竞争方式，使已经大面积亏损的煤电企业不断饮鸩止渴，

　　进一步扩大亏损面和亏损深度。

　　三是煤电节能减排的压力持续增大。电力工业每年转化了20亿吨左右的煤炭，如此大的用量客观上成为各级政府污染排放监管的重点，对企业各种环保要求持续趋严。近十多年来，污染治理设施几乎处于不停顿的改造之中，能源转化效率、水利用效率、固体废物综合利用水平、常规污染物排放强度等指标已是世界先进甚至领先水平，但是对煤电清洁、高效发展要求仍持续增强。在经过不断趋严而形成的极严排放标准下，电厂排放超标的风险不断增大，运行维护主体设备及环保设备的工作压力不断加大。

　　四是煤电高碳电力的帽子难摘。煤电是高碳电力的特性与生俱来，虽然单位发电量碳排放强度持续下降，但减排空间越来越小，煤电二氧化碳排放总量会随着煤电总量的增长继续增长一段时间。对企业长期发展而言，二氧化碳的高排放就是煤电生产和发展的“死穴”，而成本不断降低的可再生能源电力就是打击“死穴”的拳头。即使煤电常规污染物排放再低甚至趋近为零，但也遮不住高碳排放的短板；尤其是越新、越大的燃煤电厂，如果不找到合适的定位，会因其高碳性逐步变为发展的“包袱”。

　　因此，年青、先进、庞大的我国燃煤发电系统，在能源转型道路上既要承担支撑能源转型的新历史使命，又要经历“履霜坚冰”的艰辛，只有精准定位，扬长避短，才能功德圆满。

煤电在新历史使命中的任务及要求

　　一是煤电在近中期要继续发挥好电力、电量的主体作用。持续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，是我国能源转型的战略取向之一。随着可再生能源的发展，煤电的主体地位最终将被取代，但当前乃至二三十年内煤电仍是提供电力、电量的主体。

　　二是因地制宜、适当开展提高煤电机组灵活性调节性能的改造。煤电机组要提高灵活性运行性能，灵活应对电力调峰问题，促进其他可再生能源的利用，煤电也将逐步转变为提供可靠容量与电量的灵活性调节型电源。但是要充分注意的是，煤电机组灵活性改造不论从理论上还是从实践上看，都是逆煤电的技术特性和优势的一种举措，是与煤电机组自身清洁、低碳、安全、高效的运行目标相悖的措施。只是从我国能源系统和电力系统看，由于缺乏优质的灵活性电源，需要通过煤电机组的灵活性改造来达到促进新能源发展、并使能源系统整体上达到多目标优化效果。由于是一种不是最好而是不得已采取的措施，所以不应当成为先决性、普遍性、常规性措施。因此，煤电灵活性改造方案应有其严格的条件限制，要有前瞻性眼光和系统性考虑，应有对煤电机组在灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变有制度性支撑。在采用具体方案时，要因地制宜，充分论证，技术措施与政策措施相配套，防止“一刀切”。

　　三是燃煤发电技术继续在清洁、低碳、高效、安全的基础上向适应性方面发展。一方面，煤电继续以高效超超临界技术和更低的污染排放技术为主攻方向，以二次再热超超临界燃煤技术、超超临界机组的高低位错落布置技术、650摄氏度蒸汽参数甚至更高温度参数的机组技术、以污染物联合、系统治理技术为主要研发示范重点；另一方面，根据煤电作用定位发生变化以及“走出去”需求，应从能源电力系统优化上、区域和产业循环经济　 需求上、用户个性化需要上，在新建或改造煤电机组时，有针对性地选择或定制机组形式（多联产还是发电）、规模、参数和设备运行年限。要以价值目标为导向而不是以某种单纯的手段为导向，片面、极端追求机组的高参数、大容量和高效率，片面追求已无环境效益的极端低排放，更不能“一刀切”、盲目禁止煤电发展。

　　四是污染治理和综合利用措施要向精准、协同的方向拓展。预计到2020年，煤电排放到大气中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物3项污染物年排放总量会进一步降至200万吨以下，而且以后也不会再升高。煤电对雾霾的平均影响份额可以达到国际先进的环境质量标准10%以内甚至更低。排放标准制及环保要求的不断提高，要真正落实以环境质量需求为导向（而不是以严为导向）与技术经济条件相适应的《环保法》中规定的原则。要高度重视机组调节性能变化对污染控制措施的影响、污染控制设备稳定性可靠性经济性和低碳要求之间的协调、一次污染物与二次污染物控制协调、高架点源污染控制与无组源污染源控制协调、固体废物持续大比例和高附加值利用等问题。

　　五是煤电要发挥好调整煤炭消费结构作用，促进全社会煤炭污染问题解决。电煤占煤炭消费的比重，美国、澳大利亚在90%以上，德国、加拿大、英国等在70%～80%之间，而中国约占50%左右，要持续提高电煤比重。同时要注意，提高电煤比重并不意味着提高煤炭在能源中的比重。

　　六是要让煤电有合理的、承担历史使命的经营环境，高度防范煤电生产经营困境演变为系统性风险。一个长期、全面、深度亏损的煤电行业，一个被过早唱衰的支柱性行业，一个靠改造设备性能、拼设备寿命、饮鸩止渴维持生产和员工稳定的行业，不仅支撑不了能源电力加快转型，而且会成为电力、能源、经济运行中的严重风险。

　　（作者系中国电力企业联合会专职副理事长）