中国火电正值青壮年

山东邹县电厂——总装机454万千瓦，是全国最大、国内综合节能和环保水平最高的燃煤电厂之一

江苏泰州电厂二期工程——我国百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电示范项目

编者按

能源禀赋以煤为主的特点决定了我国电力以火电为主、火电中以煤电为主的特点。改革开放40年，我国电力电量规模跃居世界首位，其中，煤电技术水平进入世界先进行列，在电力系统中发挥了主体电源作用。期间，以电价改革为核心的电力体制改革系统工程、以市场和政府手段相结合为特征的产业政策系统工程和以标准化、规范化、制度化为目标的标准化系统工程，共同推动了行业向前发展。展望未来，这三大政策领域的系统工程对于能源电力低碳转型，仍将发挥核心作用。

实现清洁高效，迈入世界前列

火电为电力产能和人均用电 水平的极大提高做出决定性贡献

改革开放以来，电力工业发生了翻天覆地的变化，我国不仅解决了长期以来的有电用户普遍性电力短缺问题，而且解决了无电人口的用电问题，逐步实现了电量上的低水平用电到中等水平用电，质量上的低标准供电到高标准供电的飞跃。期间，火电发挥了绝对主导作用。

具体来讲，1978年到2010年，我国火电发电装机和发电量占比分别在68%—76%和75%—83%之间波动。2010年后，随着可再生能源发电装机超高速建设，火电装机占比逐年下降，2017年下降到61.2%;火电发电量占比下降到71%。尽管如此，从电力电量的比重看，火电尤其是煤电的发展为中国电力发展做出了巨大贡献;从对未来一段时间的预测看，在电力系统中，煤电将继续发挥电力电量基础和主体电源的作用。

火电能源转换效率不断提高

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。单机30万千瓦及以上火电机组比例由1995年的27.8%增长至2017年的80%以上。2006年底，我国首台100万千瓦级煤电机组在浙江玉环电厂投运，到2017年百万千瓦等级煤电机组达到了103台。2017年，我国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为309克/千瓦时，与1978年的471克/千瓦时相比，降幅达到34.4%。到2017年底，我国煤电机组平均运行年龄11年，其中百万千瓦机组平均运行年龄4.5年，正值青壮年。

大气污染物排放总量大幅降低

我国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物3项大气污染物年排放量大幅下降，2017年分别比峰值时下降了96%、91%、89%;3项污染物排放之和为260万吨，较1978年降低73%，低于美国2016年361万吨的排放量。换言之，我国火电厂不论在污染控制技术上，还是在污染物排放强度上都已进入世界前列。

政策领域推进“三大系统工程”

从不同角度总结，火电发展经验可有千条万条，但最根本的一条是火电发展的壮丽画卷绘就在中国特色的画布之上，绘就在改革开放的背景之中。改革开放解放了思想、发挥了市场机制和政府管理的协同作用，调整了生产关系，发展了生产力。在火电发展实践中，政策领域的“三大系统工程”发挥了基础性、关键性作用。

推进以电价改革为核心的电力体制改革系统工程

由于电力行业是集基础性、公用性、国有企业为主体、技术密集、资金密集、长期实施计划经济等特点于一身的行业，因此中国电力体制改革是计划经济与市场经济交锋最激烈的领域之一。但是，40年来电改始终紧跟中国改革开放的步伐，走过了政企分开、政监分开(合一)、厂网分离、主辅分离的道路，正迈步在“放开两头、管住中间”、回归电力商品属性的改革阶段。但不论改革的阶段如何、内容如何，电价改革都是改革关键中的关键、核心中的核心——“电价调分厘、改革显威力，电价不前进、改革白费力”。

改革开放初期，为调动多方投资者办电积极性，1985年国务院出台了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》。上世纪九十年代末，国家将“按个别项目成本还本付息定价”改革为“以社会平均先进成本为基础的经营期定价方式”，使新建项目的上网电价平均降低5分钱左右，保持了电力项目还贷高峰时期电价基本稳定。2003年，《电价改革方案》提出了逐步建立与社会主义市场经济体制相适应的电价形成机制原则;价格主管部门配套颁发了《电力厂网价格分离方案》;2005年颁布了上网电价、输配电价、销售电价管理的价改实施办法。

2004年，国家在经营期电价的基础上，又改革为“标杆电价”机制。同年，为理顺煤电价格关系，国家又实施煤电价格联动机制;国家对燃煤发电企业安装烟气脱硫设备实施环保电价政策，此后这一政策扩大到脱硝和深度除尘，即在每千瓦时上网标杆电价基础上，烟气脱硫增加1.5分钱、脱硝增加1分钱、深度除尘增加0.2分钱、老机组超低排放再增加1分钱。这是一项对火电厂大气污染物控制采用环境经济激励政策的重要制度创新，具有将污染治理的正外部经济性内部化的中国特色政策，对于推动煤电企业降低污染排放作用巨大。

2015年新一轮以“逐步放开计划电量，放开发电侧和售电侧电价、管住输电侧电价，在电力交易市场平台上交易”为主要特征的电力体制改革启动。近日，国家发改委又对煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业的电力用户实施全面放开发、用电计划，在“基准电价+浮动机制”的框架内，由用户和发电企业自主协商确定供电价格机制。

推进以市场和政府手段相结合为特征的产业政策系统工程

我国通过法律体系、五年规划纲要体系、行政管理体系等途径，采用强化准入条件、项目审批(“路条”)、颁布负面清单、污染物排放总量控制、污染物排放标准、能耗限额控制、环境影响评价、节能评估、清洁生产审核等手段对煤电能效和污染物排放不断提出更高要求。同时，也高度重视引导和鼓励政策的运用。

在节能提效政策上，一是按照国务院五年节能减排规划，能源主管部门的能源、电力发展五年规划，以及不同性质、种类的专项规划提出要求，如要求“十一五”“十二五”“十三五”末火电供电煤耗分别要达到355克、325克、306克/千瓦时。二是2007年首次发布强制性国标GB21258《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》，对新建和现有燃煤机组提出强制性能耗限额要求，并分别于2013、2017年两次修订，以60万千瓦超临界等级机组为例，2007年的限额为320克/千瓦时，2013年修订为306克/千瓦时，2017年修订为300克/千瓦时。三是通过行政文件对老机组提出更高效率的目标，如2015年颁布的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求，到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。

在大气污染物控制政策上，一是出台国家层面的二氧化硫总量控制计划并经过各级各部门的计划层层分解到电厂。如2012年国务院颁布的《节能减排“十二五”规划》要求，在“十二五”期间，火电行业二氧化硫排放量由956万吨下降到800万吨，下降16%;火电行业氮氧化物排放量由1055万吨下降到750万吨，下降29%。二是在排放标准上，对污染物排放实施并不断修订强制性的污染物排放限值要求，1991年颁布了火电厂大气污染物排放标准，经过1996年、2003年、2011年多次修订，修订的平均时间间隔约为发达国家的一半，成为世界上最严的排放限值标准。三是行政文件对现役机组不断提出严要求，如从2014年9月起要求燃煤电厂开展“超低排放”改造。

电力行业的二氧化碳排放控制要求主要是通过电力结构调整和节能提效来实现。同时，针对电力二氧化碳排放，《“十三五”控制温室气体排放工作方案》提出“到2020年，大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内”，《电力发展“十三五”规划》提出“到2020年燃煤机组二氧化碳排放强度下降到865克每千瓦时”。

推进以标准化、规范化、制度化为目标的标准化系统工程

电力标准化管理工作一直得到我国政府部门的高度重视，不论政府部门体制如何调整，标准化工作一直没有中断。尤其是30年来标准化管理工作一直委托中国电力企业联合会统一管理，保持了标准体系的完整性、稳定性、先进性以及标准化工作的系统性和持续性。经过40年改革开放，我国电力标准整体上由前苏联模式，逐步发展成吸收国际和发达国家经验、兼容并蓄、符合中国特色的电力标准化格局。

40年来，火电领域标准化工作从领域看，以电力行业管理为主导，分别体现在政府标准管理部门及能源、电力、质量、环保、安全、建设、机械等部门;从过程或环节看，涵盖了电厂规划、设计、建设、运行、退役等生命周期全过程。根据标准制定所依据的法律层级不同、性质不同，有的是产业政策落实的重要载体，有的是产业政策制定的依据，有的是电力产业走向国际化的“通行证”，有的是企业自身遵循的基本要求。

例如，在节能减排方面，几十项有关燃煤电厂污染物排放检测、污染治理工艺及设备选择、设备运行及维护评价等重要标准，促进了清洁、安全、高效火电体系的建设。仅中电联管理的范围内就组建了2个全国和14个行业的标准化技术委员会，并主导编制并发布了多项国际标准。

综上可知，政策领域“三大系统工程”在火电发展中发挥了不可或缺的作用，其中电价改革解决动力机制问题，产业政策解决“红线”、发展道路及方向问题，标准化解决发展的方法、工具问题。三大体系之间互相联系、互相渗透、互为支撑，同时互相制约，共同推进了火电发展。

从能源系统整体优化出发，解决未来火电发展问题

能源转型不是以某一种能源的价格与另一种能源价格之间的简单比较就可以决定转型的速度和程度，而是要以整体能源系统、经济系统转型代价去衡量转型的速度和程度。任何以无条件单方面推进某种能源发展或者“先破后立”式大规模禁止或取消某种能源应用的做法，或者从单一目标出发“倒逼”整体能源转型的做法是不可取的。世界上任何一个国家的能源转型模式都是不同的，尤其是中国这样一个能源大国的转型，绝不能以某某国家为“榜样”，东施效颦、邯郸学步。

近些年出现的电网格局发展争论、新能源电量消纳难、补贴缺口大、煤电利用小时数急剧下降、煤炭价格高、煤电企业亏损严重等热点、难点问题，都是与没有正确处理好能源转型中的问题有直接关系。

能源转型难于上青天!从传统的高效率、低污染、高可靠性等评价煤电水平的指标来看，我国已是世界规模最大、最先进的燃煤发电系统。同时，煤电行业沉淀了数万亿人民币资产，也形成了与之配套的数万亿人民币电网资产。如此庞大的资产却遇到了全球以低碳发展为特征的能源转型。尽管我国也已成为世界上规模最大、技术先进的新能源发电系统，非化石能源发电量已占到30%，但一个以煤炭为主的高碳能源系统和煤电为主的高碳电力系统的转型任务之艰巨，是难以估量的。对于年青、巨大的中国煤电系统，在能源转型中，其将承担什么重任、发挥什么功能必须从能源系统优化的全局做好顶层设计。从系统优化角度看，在当前乃至较长时期，煤电技术发展要在传统的清洁、安全、高效、低成本价值导向下更加重视低碳发展要求，要更加重视对低碳转型的支撑作用。

未来中国电力需求仍呈持续增长趋势，但煤电发展除了能源战略布局和电力系统安全上的需要以及局部地区还有一定的增长外，总体上不再是增量型发展，而是由优化型逐步向减量型发展。煤电的总体功能由电力、电量的主体作用要向多元、复合功能转变。即在保障电力系统安全、满足供电需求、合理回报投资者目标的同时，要进一步发挥好以下几个方面的作用：一是充分利用现有煤电产能，提高散煤转换为电煤的比重，为解决散煤空气污染做贡献;二是在持续提高可再生能源发电比重过程中，提高电力系统调峰、调频能力，发挥灵活性电源作用;三是进一步提高现有煤电热(冷)电联产比例或者能力，从而提高能源系统总体效率;四是因地制宜提高煤电在产业、区域循环经济的作用，最大限度发挥能源资源综合利用的效果;五是通过技术创新、管理创新、智能化改造等手段进一步挖掘我国10亿千瓦煤电装机系统的低碳发展潜力。

当前乃至一段时期内，中国煤电将持续扮演电力系统主力军的重要角色，这是基于中国的现实及历史的需要，不以人的意志为转移。煤电发展问题是能源电力系统的整体转型问题，关键是要在推进电力转型过程中，从能源系统整体优化角度进一步优化政策领域的“三大系统工程”。

电价改革最近又迈新步，但考虑到电能商品的特殊属性，在进一步改革中关键是要把握好促进供给侧、需求侧两方利益的公平性，在鼓励竞争的同时，要维持电价的相对稳定性，守护好电力安全供应的“底线”和“红线”。

产业政策的关键是统筹协调，既要协调好“一枝独秀”或“单兵突进”缺乏配套、难以执行的政策，又要协调好政出多门、“一窝蜂”政策，尤其是要解决好政策间的重复、矛盾、难以适应不断变化的新形势、新要求的问题。在目标要求下找到最适宜的技术方法是企业天然、本质特长，因此，要特别慎重出台不是以问题导向、价值导向、目标导向而是以方法导向为核心的政策。

标准化的作用将要进一步加强，特别是要适应现代化技术创新的特点，将标准制定理念由传统的“跟随”型改革到“引领”型;由中国标准向国际认可的标准发展。电力转型过程中政策要法治化，首先是要解决能源、电力、环保等法律间相关制度的交叉、矛盾、各自为营的情况，如能耗指标、碳强度、绿证、配额、碳交易、优先上网、补贴之间到底是什么关系。

(作者系中国电力企业联合会专职副理事长，本文仅代表作者本人观点，不代表所在单位意见)