核心提示：在推进电力供给侧结构性改革中，既要防范煤电产能过剩风险、加快淘汰落后产能步伐，也要建设一批技术先进、成熟可靠、清洁高效的先进产能，同时，还要全面提升煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升工程，推动煤电企业持续健康发展。

我国能源资源禀赋和发展现状，决定了“煤老大”在较长一个时期内作为我国主体能源的地位不会发生变化。同样，在电力能源发展中，煤电的主体地位在较长一个时期内也不会改变。因此，做好煤电这篇文章，是建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的关键之一。

一、充分认识煤电在电力能源中的主体地位

随着大气污染防治力度加强，气候变化形势日益严峻，生态与环保刚性约束进一步趋紧，加上我国经济发展进入新常态，传统行业处于去产能、去库存阶段，能源电力需求放缓，对煤电行业的发展带来了很大的冲击，一些人对煤电的认识产生了误区，甚至有人提出，还要不要发展煤电。

在改革开放以来的经济高速发展时期，煤电在满足我国能源电力需求方面发挥了重要的历史作用，有力地保障了我国经济增长和社会发展。截至2016年底，我国发电装机16.5亿千瓦，其中煤电装机9.43亿千瓦，占比57.15%;2016年全国发电量59897亿千瓦时，其中燃煤发电量39058亿千瓦时，占比65.21%，接近三分之二。根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年，我国发电装机达到20亿千瓦，其中煤电装机11亿千瓦，占比55%，煤电仍然处于主体地位。

我国以煤为主的资源禀赋决定了以煤电为主的电源结构在短期内不会改变。从资源储量看，煤炭资源储量丰富，目前全国已查明资源储量接近1.5万亿吨，占一次能源资源总量的90%以上。从能源安全看，立足国内是我国能源战略的出发点，必须有一种稳定、可靠、经济的能源资源保障国家能源安全。从非化石能源发展看，虽然取得了很大成绩，但受技术经济安全等方面因素制约，短期内难以大规模替代传统化石能源，预计到2020年，非化石能源在我国能源总消费中的比例只能达到15%。因此，从我国能源资源特点和电力系统运行需要来看，近中期煤电仍是保障国家电力能源安全稳定供应的主体电源。

我们要遵循电力工业发展的客观规律，既要考虑我国能源、资源禀赋情况，又要结合我国的产业结构和区域布局，既要考虑电力供应保障能力，又要考虑资源环境的承载能力，加大节能减排力度。当前及今后一个时期，煤电在电力工业中仍然占主体地位，因此，必须高度重视并积极优化发展煤电，在注重节能减排的前提下，优质高效地推动煤电有序发展。在西北、华北等煤源资源富集地区积极建设大型煤电基地，推动煤电一体化和项目建设;在北方城市和工业负荷稳定的经济发展地区、产业区积极开发热电联产项目，更好地满足经济社会发展的用电和供热需求。

二、提高煤电发电效率和节能环保水平

当前能源技术创新进入高度活跃期，能源技术革命已经引发产业革命，甚至可能引发新一轮工业革命，这为能源企业转型升级提供了难得的机遇。煤电企业必须抓住机遇，高度重视能源战略性前沿技术和重大应用技术的研发，进一步提高煤电装备水平，提高煤电机组效率，全面推广世界一流水平的能效标准。必须充分发挥国家重点规划引领作用，全面落实《能源技术创新“十三五”规划》和《中国制造2025能源装备实施方案》，加快国家级重点实验室、研发中心等平台建设，尽快实现关键技术和重大装备实质性突破。要高度重视煤电清洁高效发电技术升级，以630℃二次再热、煤电灵活性改造、全污染物一体化脱除等技术为近期目标，以超超临界CFB锅炉、700℃材料应用等技术为中远期目标，加快研发应用更高参数更高效率更加环保的煤炭清洁高效发电技术，新建大型机组应采用超超临界等最先进的发电技术，同时，加快现役煤电机组升级改造，不断提高发电效率。

同时，煤电企业要全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造“提速扩围”工程，加大能耗高、污染重煤电机组改造和淘汰力度，推动实现燃煤电厂主要污染物排放基本达到燃气电厂排放水平，建立世界最清洁的煤电体系。我国煤电超低排放和节能改造工作自2014年启动以来，取得了突破性进展，截至2016年底，累计完成超低排放改造4.5亿千瓦、节能改造4.6亿千瓦，对有效降低煤电机组主要污染物排放、提高能源利用效率起到了重要作用。“十三五”期间，全国预计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，力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年，确保现役电厂煤耗低于310克/千瓦时、新建电厂煤耗低于300克/千瓦时;火电二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降50%以上;30万千瓦以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到760克/千瓦时左右。

三、防范和化解煤电产能过剩风险

在电力消费需求放缓和非化石能源快速发展的双层挤压下，煤电利用小时持续下滑，煤电区域性产能过剩风险增加。2016年，全国煤电机组利用小时降至4165小时，比2011年的5453小时，降低了1288小时，为1964年以来年度最低。且目前全国核准在建煤电机组约2.5亿千瓦，部分地区煤电产能过剩矛盾凸显。

为防范化解煤电产能过剩风险，2016年，按照“取消一批、缓核一批、缓建一批”的工作思路，淘汰落后煤电机组500万千瓦，取消了1240万千瓦不具备建设条件的煤电项目，暂缓核准了部分省区除民生热电外的自用煤电项目。2016年实际投产煤电装机4300万千瓦，比2015年减少了1600万千瓦。2017年为实现政府工作报告中提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”要求，将淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上。

针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险，煤电企业必须进一步贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策措施,调整煤电建设节奏，防范风险聚集，有效推动火电行业健康发展。要加大淘汰煤电落后产能力度，为清洁高效火电和新能源发电腾出发展空间。要加强燃煤自备电厂管理，将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，加快淘汰落后产能的燃煤自备电厂。

在防范化解煤电产能过剩风险的同时，我们也应该看到，随着新能源加速发展和用电结构调整，系统对调峰容量的需求将不断提高，与抽水蓄能、气电、储能相比，煤电灵活性改造后是我国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。在推进我国可再生能源逐步从补充能源向替代能源的转变过程中，支撑可再生能源消纳仍然需要规划新建一定规模大容量、高参数、低能耗、低排放“托底”的燃煤发电机组，提供调峰等辅助服务，保障系统的安全稳定运行。可再生能源装机越多，就需要越多的煤电“托底”机组。为保障可再生能源充分消纳，煤电将逐步从“电量电源”向“容量电源”转变。随着我国装机结构日趋多元化，煤电将更多地定位为容量电源，煤电的利用小时数将处于相对低位。因此，我们应重新审视煤电利用小时数在新形势下的新内涵，建立包含发电量、各种辅助服务、容量供给、以热定电等内容在内的煤电利用小时数的再认识，充分发挥煤电的容量效益。

总之，在推进电力供给侧结构性改革中，既要防范煤电产能过剩风险、加快淘汰落后产能步伐，也要建设一批技术先进、成熟可靠、清洁高效的先进产能，同时，还要全面提升煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升工程，确保电力安全稳定可靠供应。

四、推动煤电企业持续健康发展

目前，由于燃料成本高企、环保因素制约、部分区域存在产能过剩风险以及电价机制不顺等多重矛盾交织叠加，导致煤电企业经营效益大幅下滑，亏损面增大，经营形势日趋严峻，资产负债率居高不下。一些煤电企业为降低燃料成本，掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低，电力系统安全风险上升，企业可持续发展受到了严重的影响，应引起高度重视。推动煤电企业持续健康发展，当务之急应在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。

一是要改善经营环境。当前，要统筹考虑电力体制改革与煤炭、煤电化解过剩产能工作实施的节奏和力度，避免因上网电价降幅过大、煤价快速上升并长期保持高位运行，导致煤电全行业亏损、煤电发展不可持续。要尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域，降低燃料成本。要进一步完善煤电联动机制，缩短联动周期，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。

二是加强对电力直接交易的监管。针对市场运作不规范、发电企业被迫低水平恶性竞争、行政干预突出、向高耗能行业大幅度降价等问题，应尽快出台针对性措施，加快电力交易机构组建，进一步规范交易机构运行，探索完善和发挥市场管委会的职能作用，加强对电力交易机构规范运行的监管，促进市场公平竞争。要加强对各地开展电力直接交易的指导和督促，及时发现问题，研究提出解决方案。

三是进一步完善电力市场机制。根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年，我国将逐步建立完善的电力市场体系，组建相对独立和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。为体现公平、公正原则并保障煤电机组正当权益，不能仅仅通过行政手段，要求煤电机组开展灵活性改造并承担深度调峰职责。在电力市场机制建设中，必须建立煤电机组容量市场机制以体现煤电机组的备用价值和参与调峰的辅助服务价值，提高煤电企业参与深度调峰的积极性，提高系统调峰潜力。