中国的煤电已经走在世界前列，但是中国煤电的生存条件堪忧，要给煤电创造条件，让煤电优雅地活到该活的年限。

一、煤电在电源中的比重会下降，但煤电的重要性不可忽视

今年全国两会期间，有关代表、委员都发表了许多促进电力健康发展的建议，我特别赞赏全国政协委员、国家电力投资集团董事长王炳华对煤电的建议：“产业政策出台一定要稳定，这么多年煤电的矛盾始终没有解决好，这是不正常的，如果有煤电联动机制，就要保证机制的稳定运行，要常态化。”“现阶段清洁能源占比越来越高，火电扮演重要的调峰角色。只要参与正常调峰的火电站，在收益上要平衡，这样才有深度调峰的积极性，从产业政策上要搞清楚。”(见《中国能源报》2017年3月13日第4版《能源结构转型需要联动》)。他的意思是要想加快发展可再生能源发电，还离不开煤电，要让煤电全心全意地为发展可再生能源服务，就得让煤电优雅地活到该活的年限。

中国要继续发展可再生能源发电没有错，但中国发展可再生能源发电要想完全脱离火电，尤其是煤电，是不可能的。因为在通过技术创新解决可再生能源发电的间歇性、随机性、季节性之前，离开煤电是不可能的。中国可以逐步减少煤炭在一次能源消费中的比重，中国可以逐步减少煤电的比重，但是中国想要解决以煤为主的能源结构需要很长的时间。因此煤电作为可再生能源电力的配套电力也必然要维持很长时间。在发展风电、光伏发电以前，中国的电源结构是煤电为主，还有水电和少量核电，煤电是调峰、调频，又是水电丰枯调节电源。自从大力发展水电、风电、光伏发电之后，就出现了很大变化，这就是全国政协委员、大唐集团董事长陈进行所说的，火电要“让路”还要“托底”。“例如，原来发电利用小时数是衡量电力工业的重要指标，但电力工业结构发生变化后，大量开发风电、光伏等新能源，其属性与火电、水电大为不同，新能源具有间歇性、季节性，且与需求侧不对称，这意味着火电需要承担更重要的责任。”“一方面，火电要为新能源发电‘让路’，另一方面，还要发挥‘托底’作用，新能源不发电时，如果有需求，火电就要顶起来。所以，火电发挥了更大更重要的作用。原来仅是保供应，现在还要承担‘让路’和‘托底’双重责任，这就需要火电在未来发展中，不仅要更安全，更可靠，而且要更清洁、更高效、更灵活。”(见《中国能源报》2017年3月13日第4版《火电要“让路”还要“托底”》)。从我国能源的情况来看，在相当长的时间里，煤炭还是主要能源，煤电也还是主要电源，煤炭在能源消费中的比重，煤电在电源中的比重会下降，但煤炭和煤电的重要性不可忽视，目前要纠正对煤电的一些误解。

二、当前对煤电存在误解和争议，需要科学理清

01把电力当一般商品来对待是不适宜的，电力是特殊商品。

自从有电一百几十年里，电力一直按特殊商品看待。在最近几十年里，英美掀起了私有化、自由化的电力改革，引入竞争机制，英国无论是电力库模式还是新电力交易制度模式，都未能保证发电厂的合理回报，电力建设停滞了，缺电危机到来了，电力改革宣告失败。我国电力体制与英美不同，主要由国有企业经营，煤价急剧上涨，电价不动，发电企业回报减少，在企业亏损情况下，靠提高负债率来解决亏损，却使电力从缺电走向供应宽松，这是中国式国有电力企业的优越性。但是在市场化改革深化，国有发电企业的负债率居高，国家又要求降低杠杆率的条件下，电力应当走特殊商品的道路。国家发展改革委曾制定了煤电联动办法，以保证煤电的合理回报，这是市场经济国家为满足电力作为特殊商品的一种调价办法。还有容量电价、电量电价等，也都是为了电力作为特殊商品的定价方法，但有些不了解电力特殊性的专家，拿一般商品的定价来否定煤电联动等办法，使得煤电联动的工作不能正常开展。

02没有电力过剩程度的判断标准，对煤电是否过剩各方认识不一。

我国目前电力是否过剩，过剩程度如何，没有一个公认的、科学的判断标准，各方认识不一，目前突出的争论是以火电设备利用小时数来衡量火电装机容量是否过剩。大家对于发电设备利用小时数的变化认识不一致，对于发电设备是否过剩产生不同的看法。

发电设备利用小时数在一定条件下，是衡量发电设备是否过剩的一个指标。当电源结构基本稳定，电力供需状况没有太大变化的情况下，发电设备利用小时数变化不大，可以作为衡量指标。但是当电源结构和电力供需有很大变化的情况下，发电设备利用小时数会有很大变化，就很难作为发电设备是否过剩的判断指标。中国在严重缺电情况下，火电设备利用小时数曾达6000～7000小时/年;在电力基本平衡之后，火电设备利用小时达到5500～6000小时/年左右;大力发展水电，水电比重提高到20%～30%后，火电设备利用小时数达5000～5500小时/年;新能源发电比重提高后，火电设备的利用小时数下降到2000～4500小时/年。目前是我国电源结构大变动时期，正在大力发展水电、核电、风电和太阳能发电，发电设备利用小时数必然要下降，且这种综合发电设备利用小时数、火电设备利用小时数的下降，究竟多少是电源结构变化引起的，多少是电力过剩引起的，很难分清楚，所以用火电设备利用小时数来计算过剩装机容量是有困难的。

现在对于电力产能是否过剩，是有不同看法的。有的认为没有过剩，有的认为全面过剩，有的认为是存在过剩，有的认为煤电产能还不能肯定地讲“过剩”，只能说存在过剩风险，但有的认为煤电过剩非常严重。这些说法都来自电力界的权威人士和权威单位，证明煤电或火电过剩的依据都是发电设备利用小时数。关键在于煤电的标准利用小时数缺乏科学依据，对非化石能源的调峰能力和调峰要求缺乏科学的依据。有人从三个方面，即从满足电量需求、满足电力需求和满足灵活性需求进行测算，认为2020年煤电的合理水平最高不超过9.8亿千瓦，这里所谓最高不超过9.8亿千瓦，是按照煤电标准设备利用小时数计算出来的。另外有人拿煤电标准利用小时数来计算过剩容量，他认为“十三五”期间核准在建项目和违规项目如果全部在“十三五”期间投产，到2020年煤电装机容量可能达到13亿千瓦。(实际上这种情况是不可能出现的，因为“十三五”电力规划中已明确要严控煤电，到2020年煤电装机容量不超过11亿千瓦。因此，用13亿千瓦来计算煤电过剩是没有意义的。)另外，认为13亿千瓦煤电，2020年煤电过剩3～3.5亿千瓦，也就是所谓2020年相当于1/4煤电机组是无效投资。这两种测算中的主要问题是对非化石能源电力的工作出力和调峰能力估计偏高，对煤电的标准利用小时偏高，把煤电和火电混为一谈。如常规水电的工作出力与装机容量等同，没有扣除水电站的受阻容量，例如葛洲坝及类似的低水头、调节库容小的水电站工作出力和装机容量差别很大，葛洲坝装机270万千瓦，到汛期只能发电70万千瓦;另外，水电丰水期要在基荷运行，枯水期要在峰荷和腰荷运行，需要火电配合运行。又如天然气发电按全部装机为工作出力和调峰容量，这是做不到的，因天然气发电站有不少装机是热电联产和冷热电联产，要以热定电运行。“十三五”规划中，天然气电站新增5000万千瓦，调峰容量仅500万千瓦，1.1亿千瓦不可全部做工作容量和调峰容量。因此，国家制定的电力规划中要求2020年煤电装机容量小于11亿千瓦是比较合理的。

03燃煤发电企业效益明显下滑，风险不断扩大。

新的电力体制改革的有关文件规定：“直接交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成。”“放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格。”改革实施后，出现了煤电上网电价下调，电煤价格大幅反弹，煤电机组利用小时持续下降，市场交易电量快速增加，行政手段干预电力市场问题突出，节能减排任务繁重，导致煤电企业生存发展困难。但是在这个问题上，认识也存在严重分歧，煤电企业纷纷呼吁要调整煤电政策，否则2017年可能出现全面亏损。但也有认为煤电并没有什么困难，煤电严重过剩，按照市场经济规律，应当降低价格。前面已经说过，电力不是一般商品，电价不能因供求大幅波动。

煤电企业效益从去年开始明显下降，原因一是从去年年初开始下调燃煤电厂的上网电价，每千瓦时下调3分钱，相应减少发电企业利润1110亿元，使燃煤电厂利润下降一半。二是煤价从2016年5月开始节节攀升，使煤电企业转盈为亏。五大发电集团板块利润大幅缩水，2016年9月由盈转亏，当月亏损2.59亿元，10月和11月亏损额分别增加到7.91亿元和12.86亿元。三是煤电的设备利用小时数下降，影响了煤电效益。2015年煤电利用小时数下降162小时，2016年进一步下降199小时，2016年煤电设备利用小时数已下降到4165小时，比过去下降1000～1500小时，不仅提高了电力成本，还减少了售电收入。四是地方政府行政干预压低售电价格，降低发电企业的收入。在前几年大用户直购中，地方政府行政干预压低直购电价。在新的电力体制改革后，以市场化交易为名压低电价。煤价上涨后，过去还可以用煤电联动提高电价，现在实行市场定价之后，就不再有煤电联动，现在地方政府施压使发电企业单边降价，使用电企业在买电上获得好处，与电力市场化改革初衷背道而驰。据说2016年全国市场化交易电量已突破1万亿千瓦时，平均每千瓦时压低价格7.23分，发电企业将亏损723亿元人民币。从上面的分析可以看出，煤电企业确实存在实际困难。

04火电应分清燃煤、燃气、燃油发电，不要把燃煤电站和燃气电站混为一谈。

世界上许多国家，包括我国，在发电设备利用小时数统计中，往往把燃煤、燃气、燃油电站混在一起统计火电设备利用小时数。实际上这几种电源的性质不同，发电设备利用小时数也有较大差别。天然气发电作为风电、太阳能光伏发电等新能源电力的辅助电源和调峰、调频电源，设备利用小时数低。因此为了弄清楚灵活电源的数量，天然气发电应该另作统计。

煤电设备利用小时数比火电高，如火电设备利用小时数代替煤电设备利用小时数，容易夸大煤电设备利用小时数的降幅，我国煤电装机比重大，燃气电站比重小，问题还不突出，当燃气电站大力发展之后，这个问题就会凸显出来。从下表可以看到，2015年6000千瓦及以上的火电利用小时为4216小时/年，煤电为4332小时/年，气电为2521小时/年，火电比煤电少了75小时/年。

我国在火电统计中，还包括秸秆、蔗渣、林木质发电和垃圾焚烧发电，这些电站也应分开统计，在国际能源署(IEA)统计中，专列一项生物质能源和垃圾发电。因为生物质能源和垃圾发电属于非化石能源，不能与煤炭等化石能源混在一起统计。在电力统计中，往往把电源分成化石能源发电和非化石能源发电：煤炭、燃气、燃油发电统计为化石能源发电;而生物质能源和垃圾发电应与风电、水电、潮汐发电等统计为非化石能源发电。

从上面的分析可以看出，火电中燃煤、燃气、燃油、垃圾和生物质发电属于不同性质的发电厂，应当分别统计。燃煤电厂中超低排放及经过调峰改造的电厂也应当分别统计。

05对煤电的污染要有科学认识，不要否定煤电的超低排放。

世界能源结构转型，第一期是由秸秆转向煤炭，第二期是由煤炭转向油气，第三期由油气转向可再生能源和新能源。问题是我国没有完成第二期能源结构转型，现在一次能源结构还停留在煤炭时代。我国目前进口石油已达60%，进口天然气已达30%，但是一次能源结构还是以煤为主。我们希望跟上发达国家早日完成第二期能源转型，但是难度实在太大。因此，我们只能逐步降低一次能源消费量中的煤炭比重，在不得不继续使用煤炭的情况下，尽量减少煤炭的污染，减少二氧化碳的排放量。

由于煤炭在我国相当长时间内还要利用，与其让它继续污染环境，不如清洁高效开发煤炭。因此，习近平总书记指示：“大力推进煤炭清洁高效利用。”李克强总理也指出：“把推动煤炭清洁高效开发利用作为能源转型发展的立足点和首要任务。”1吨散烧煤，燃煤排放的污染物是煤电用煤排放的5～10倍，在极端气候条件下，散烧煤排放的污染物可以达到污染总量的40%左右，发达国家完成了油气替代煤炭，在一次能源消费中煤炭的比重较小，他们的煤炭主要用于发电，所以煤烟污染影响不大。为消除煤烟污染，我们要用电力和天然气去替代散烧煤，把尽可能多的煤炭供发电厂使用。另一方面燃煤电厂要精益求精，尽量做到超低排放、近零排放，不仅要减少污染物排放，在发电领域还要做到高效，如过去每发1千瓦时的电要消耗500克标准煤，现在发1千瓦时的电只消耗300克标准煤，等于减少了2/5污染物的排放，减少2/5的二氧化碳的排放。科学技术发展后，煤电还可以搞二氧化碳的捕捉和储存、利用，煤炭清洁高效利用，有可能与新能源发电一样，成为一种干净能源。可是现在有人否定煤炭清洁高效利用，认为煤炭清洁高效利用，解决不了减排二氧化碳，而减排二氧化碳是当今世界的主要任务。我们不要忘记，中国一次能源消费以煤为主，中国在减排上有两大任务，一是要解决化石能源对大气和水体的污染，二是要减排二氧化碳。我们不同于发达国家，不能只有减排二氧化碳的任务，不能否定煤电的超低排放。

中国的煤电没有辜负中央的嘱托，中国的煤电技术、中国煤电的清洁高效技术，已经走在世界前列，但是中国煤电的生存条件堪忧，要给煤电创造条件，让煤电优雅地活到该活的年限，则中国电力工业幸甚，可再生能源发电、新能源发电幸甚。

作者：原能源部政策法规司副司长 朱成章