改革開放40年，中國經濟和社會各項事業劈波斬浪，實現了從起飛、轉型到跨越的非凡巨變。我國電力工業作為重要基礎產業，發展碩果累累。煤電作為中國電力工業體系的“頂梁柱”，不僅自立自強走出一條波瀾壯闊的進取之路，更以安全穩定的供給支撐國民經濟高速增長。日前，中國電力企業聯合會專職副理事長王志軒接受記者采訪，講述改革開放40年煤電行業的崢嶸歲月。

煤電比重在近10年逐步下降，但仍居主體地位

記者：自1978年改革開放至今，我國電力工業發展走過了40個春秋，成績斐然，事業興盛。煤電在我國電力結構中處于什么地位?

王志軒：

新中國成立以來，煤電不論從裝機容量比重還是發電量比重看，都處于中國電力的絕對主導地位。自改革開放40年來，我國電力總量大幅度增加，電力結構由水、火二元向多元方向轉變。1978～2010年，我國火電發電裝機和發電量長期占比分別在68%～76%、75%～83%之間波動，其余幾乎全為水電，而火電中煤電約占90%。1978年我國非化石能源發電量即水電發電量占比為17.4%，2017年水電、核電、并網風電和太陽能發電等非化石能源發電量占比為30.3%。火電發電裝機與發電量占比分別由1978年的約69.7%、82.6%，到2010年73.4%、80.8%，下降到2017年的61.2%(煤電55.2%)、71%(煤電65%);在火電機組中供熱機組的比重不斷提高，由2005年的14.2%提高至2016年的37.0%。由此可見煤電仍占主導地位。歷史實踐證明，煤電是支撐中國電力工業體系的“頂梁柱”，是保障電力系統安全可靠運行的“穩定器”。

煤電技術水平總體達世界先進 部分機組領先

記者：改革開放40年里，我國煤電行業全面、快速的發展過程經歷了怎樣的洗禮?

王志軒：

改革開放40年來，我國煤電系統脫胎換骨，世界上規模最大，技術水平先進。主要體現在以下五個方面：

(一)煤電設備更新換代，能效水平世界先進。我國煤電超超臨界機組在單機容量、蒸汽參數、機組效率、供電煤耗等方面均達到世界先進水平。百萬千瓦級超超臨界空冷機組、示范電站60萬千瓦超臨界循環流化床機組已經達到世界領先水平。在役機組廣泛通過汽輪機通流改造、煙氣余熱深度利用改造、優化輔機改造、機組運行方式優化等，使機組的技術水平不斷提高。改革開放初期，我國只有少數20萬千瓦機組，而目前已形成以30萬千瓦、60萬千瓦、100萬千瓦的大型國產發電機組為主力機組的發電系統。2017年全國6000千瓦及以上火電機組供電煤耗309克/千瓦時，比1978年的471克/千瓦時下降了162克/千瓦時。單位發電量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦時降至2017年的1.25千克/千瓦時，降幅近70%。與世界主要煤電國家相比，在不考慮負荷因素影響下，我國煤電效率與日本基本持平，總體上優于德國、美國。

(二)煤電大氣污染物排放控制水平世界先進。污染控制設備不斷升級。在煙塵(顆粒物)治理上，改革開放初期電廠鍋爐煙氣平均除塵器效率約85%，目前已達到99.95%左右。在二氧化硫排放控制上，由上世紀90年代個別煤電機組建設同步引進國外煙氣脫硫設備及技術，到2005年左右廣泛引進脫硫技術開始大規模建設煙氣脫硫裝置，目前已全面覆蓋煤電機組，平均脫硫綜合效率已達98%左右。在氮氧化物排放控制上，上世紀80年代中后期引進低氮燃燒技術，90年代初新建30萬千瓦及以上煤電機組全面采用該技術;2003年前后通過新建項目從國外引進了煙氣脫硝技術，“十一五”以大量引進、消化吸收再創新、國產化煙氣脫硝技術設備為主導輔之以自主創新，加快了煙塵脫硝工程應用進程;“十二五”開始大規模建造煙氣脫硝裝置，目前，煙氣脫硝已全覆蓋燃煤機組。

單位發電量污染物排放強度和排放總量均顯著下降。2017年與1978年相比，單位發電量煤電煙塵(顆粒物)、二氧化硫、氮氧化物排放量，分別為由約26、10、3.6克/千瓦時(1978年數據為本人估算得出)，下降到0.06、0.26和0.25克/千瓦時。煤電煙塵排放量由1978年約600萬噸，降至2017年的26萬噸左右，下降了近96%;二氧化硫排放量由2006年峰值1350萬噸，降至2017年的120萬噸左右，比峰值下降了91%;氮氧化物排放量由2011年峰值1000萬噸左右，降至2017年的114萬噸左右，比峰值下降了近89%。

電力碳排放強度明顯下降。據初步分析，1978年生產1千瓦時電能，火電碳排放強度與全電力碳排放強度分別約為1312克/千瓦時(以二氧化碳計)和1083克/千瓦時，2017年降低到843克/千瓦時和598克/千瓦時，分別降低了35.7%、44.8%。

(三)火電廠廢水治理和控制技術走在世界前列。上世紀80年代初期開始解決一些燃煤電廠沒有建設灰場、灰渣經水力除灰后排放到江河湖海的歷史問題，經過十幾年的努力，到1995年底原電力部直屬電廠全部停止向江河排灰。同時，燃煤電廠逐步普遍采用廢水回收利用、梯級利用、改造水力輸灰為氣力輸灰、提高循環水濃縮倍率等方式減少排水量。2000年火電行業廢水排放量為15.3億噸，2005年達到頂峰約20.2億噸，2017年降至2.7億噸，較峰值下降了86.6%。火電行業單位發電量廢水排放量由2000年的1.38千克/千瓦時降至2017年的0.06千克/千瓦時，降低95.7%。我國在火電廠用水優化設計、循環水高濃縮倍率水處理技術、超濾反滲透的應用邊界拓展、高鹽濃縮性廢水處理等方面已經走在世界前列。

(四)燃煤電廠固體廢物綜合利用領域不斷拓寬。燃煤電廠固體廢物主要為粉煤灰與脫硫石膏。我國粉煤灰已廣泛應用于水泥、加氣混凝土、陶粒、砂漿等生產建筑材料，路面基層、水泥混凝土路面等生產筑路材料，回填礦坑、農業利用，以及提取漂珠等高附價值利用等方面。“十一五”以來，隨著電煤消費量的提高和脫硫裝置的普遍應用，脫硫石膏產量不斷增加，綜合利用途徑也不斷拓寬，現已廣泛應用于水泥緩凝劑、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。2017年，全國燃煤電廠產生粉煤灰約5.1億噸，綜合利用率約72%;產生脫硫石膏約7550萬噸，綜合利用率約75%。

(五)發電成本得到嚴格控制。我國終端消費電價由政府定價，且存在復雜工商業用電補貼居民用電等交叉補貼，以及從電量中收取附加稅、費的情況，難以從終端消費電價水平上分析發電成本情況。另外，煤電上網電價采取了體現區域特點的以成本為基礎的標桿電價方法，但煤電總成本主要由建設投資和運行成本構成，在總成本中燃料成本已達70%左右，煤炭價格在波動中近年來持續處在高位，難以體現出發電行業自身控制成本的貢獻。從單位千瓦煤電造價水平的變化以及發電企業勞動生產率的變化，可以基本反映出煤電成本控制情況。按可變價格計算(不考慮通貨膨脹因素)，上世紀九十年代單機30萬千瓦機組的千瓦造價約為5000千元人民左右，而今單機百萬千瓦超超臨界機組的造價約為4000元人民幣;電廠人均勞動生產率提高百倍左右。煤電標桿電價全國大部分地區來看大約在0.26~0.45元人民幣/千瓦時，顯著低于氣電、核電、可再生能源上網電價。煤電是支撐我國經濟社會發展低成本用電的主體。

履霜堅冰，煤電要承擔起支撐能源轉型的新歷史使命

記者：當前我國正在推動國內能源變革，電力工業也在加快轉型，煤電被賦予什么使命?

王志軒：

近十多年來，隨著全球以可再生能源替代傳統能源等低碳發展為特征的能源轉型和以“大云物移智”為特征的技術革命急速而至，對中國以傳統先進性為特征的煤電系統和電力系統帶來巨大影響。一方面我國順勢而為，奔上了能源轉型之路，新能源發展風起云涌，但風電、光伏電能消納問題及補貼不足問題嚴重。另一方面，由于電力系統適應新能源發展的系統調節能力不足，靈活性電源嚴重缺乏，使煤電成了調峰主力;同時，受各種因素的影響，煤電利用率和負荷率下降、煤電企業虧損嚴重。中國能源轉型之難，在于我們經過40年的快速、高效發展，仍是一個高碳能源和高碳電力系統，這是由中國能源資源稟賦和經濟社會發展階段共同決定的，我們脫離不開這個實際。因此，不能把能源轉型簡單地理解為用一種能源勇往直前地去替代另一種能源，而是以清潔低碳、安全高效的要求為導向，因地制宜、多源協同、系統優化，持續、平衡促進能源電力轉型。能源電力轉型成功如春蠶破殼，煤電猶如蠶繭之殼，不能時機未到繭殼先破。平均運行年齡只有11年的年青、先進、龐大的中國煤電系統需精準定位，揚長避短，承擔起能源電力轉型中的新任務和要求。

一是煤電在近中期要繼續發揮好電力、電量的主體作用。持續降低煤炭在能源結構中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清潔能源基本滿足未來新增能源需求，實現單位國內生產總值碳排放量不斷下降，是我國能源轉型的戰略取向之一。隨著可再生能源的發展，煤電的主體地位最終將被取代，但當前乃至二三十年內煤電仍是提供電力、電量的主體。

二是因地制宜、適當開展提高煤電機組靈活性調節性能的改造。煤電機組要提高靈活性運行性能，靈活應對電力調峰問題，促進其他可再生能源的利用，煤電也將逐步轉變為提供可靠容量與電量的靈活性調節型電源。但是要充分注意的是，煤電機組靈活性改造不論從理論上還是從實踐上看，都是逆煤電的技術特性和優勢的一種舉措，是與煤電機組自身清潔、低碳、安全、高效的運行目標相悖的措施。只是從我國能源系統和電力系統看，由于缺乏優質的靈活性電源，需要通過煤電機組的靈活性改造來達到促進新能源發展、并使能源系統整體上達到多目標優化效果。為了不斷適應可再生能源大量接入電網對系統的影響，電力供給側和需求側都在進行創新，如建設抽水蓄能電站、燃機電站、儲能、儲電設施建設以及持續推進電力需求響應等。未來，電力輔助服務必然是多種方法競爭，要充分認識到其他方式對煤電機組靈活性改造效益可能造成的影響。煤電靈活性改造要求，要有前瞻性眼光和系統性考慮，應有對煤電機組在靈活性改造后壽命、效率、環保、經濟性能等方面的改變有制度性支撐。在采用具體方案時，要因地制宜，充分論證，技術措施與政策措施相配套，防止“一刀切”。

三是煤電技術繼續在清潔、低碳、高效、安全的基礎上向適應性方面發展。一方面，煤電繼續以高效超超臨界技術和更低的污染排放技術為主攻方向，以二次再熱超超臨界燃煤技術、超超臨界機組的高低位錯落布置技術、650攝氏度蒸汽參數甚至更高溫度參數的機組技術、以污染物聯合、系統治理技術為主要研發示范重點;另一方面，根據煤電作用定位發生變化以及“走出去”需求，應從能源電力系統優化上、區域和產業循環經濟需求上、用戶個性化需要上，在新建或改造煤電機組時，有針對性地選擇或定制機組形式(多聯產還是發電)、規模、參數和設備運行年限。要以價值目標為導向而不是以某種單純的手段為導向，片面、極端追求機組的高參數、大容量和高效率，片面追求已無環境效益的極端低排放，更不能“一刀切”、盲目禁止煤電發展。

四是污染治理和綜合利用措施要向精準、協同的方向拓展。預計到2020年，煤電排放到大氣中的顆粒物、二氧化硫、氮氧化物三項污染物年排放總量會進一步降至200萬噸以下，而且以后也不會再升高。煤電對霧霾的平均影響份額可以達到國際先進的環境質量標準10%以內甚至更低。排放標準制訂及環保要求的不斷提高，要真正落實以環境質量需求為導向(而不是以嚴為導向)與技術經濟條件相適應的《環保法》中規定的原則。要高度重視機組調節性能變化對污染控制措施的影響、污染控制設備穩定性可靠性經濟性和低碳要求之間的協調、一次污染物與二次污染物控制協調、高架點源污染控制與無組源污染源控制協調、固體廢物持續大比例利用和高附加值利用的協調等問題。

五是煤電要發揮好調整煤炭消費結構作用，促進全社會煤炭污染問題解決。電煤占煤炭消費的比重美國、澳大利亞在90%以上，德國、加拿大、英國等在70%～80%之間，而我國約占50%左右，要持續提高電煤比重。同時要注意，提高電煤比重并不意味著提高煤炭在能源中的比重。

六是要讓煤電有合理的、承擔歷史使命的經營環境，高度防范煤電生產經營困境演變為系統性風險。如果煤電行業成為一個長期、全面、深度虧損的行業，成為一個被過度節能減排要求而環境邊際效益近乎于零、邊際支出成本極大的行業，成為一個被過早唱衰的行業，不僅支撐不了能源電力加快轉型，而且會成為電力、能源、經濟運行中的嚴重風險。

儲能將促進能源變革以及能源高質量發展

記者：在能源轉型，特別是電力轉型中，如何提升低碳發展、提高系統靈活性?

王志軒：

能源轉型的核心是低碳轉型，而低碳轉型的核心是可再生能源轉換為電能，可再生能源轉換為電能的核心是電能上網，能否有效解決可再生能源發電的隨機性、波動性、不穩定性對電力系統造成的安全性、穩定性和經濟性問題就成為電力轉型的關鍵。

決定電能質量好壞從用戶來看除了用電的高保障性外，還體現在電壓、頻率的合格性，以及高精密用電的特殊質量要求等。解決方法簡單講，發電側增加靈活性調節電源，如相對便于調節和調頻的燃氣輪機、靈活性火電機組、調節性能好的水電機組等，用電側通過電力需求側管理或者用戶的需求響應來移峰填谷等，還可以通過電網大范圍優化配置電能的功能進行調節。還有一種重要的方式，就是在電力系統中增加儲能或者儲電裝置，如抽水蓄能電站、飛輪儲能、超級電容儲能、把電轉變為氫氣的化學儲能以及電池儲能等等。電力系統儲能的基本特點是能進行電能與機械能、熱能、電化學能的雙向或者單向轉換，其中電力向其他能量進行單向轉換主要解決電量總體上供大于求的情況下電能的消納問題;而進行大量、快速的電能與其他能量的雙向轉換對于平抑可再生能源對電力系統造成的波動性影響，以及作為系統備用、黑啟動電源等更為有效。從實際應用看，抽水蓄能不論從電力上還是電量上都是主要的方式，從裝機容量看約占全部儲能容量的95%以上。近年來，隨著材料和電池技術的創新發展，電池儲能用于電力系統發展很快。隨著技術進步、儲能技術成本下降，用于電力系統的不同儲能、儲電工程技術應用將會越來越多，在可再生能源發電端、或者分布式能源端儲能也將會得到快速發展。

記者：儲能在能源發展中的機遇與挑戰有哪些?

王志軒：

國家發展改革委、財政部、科學技術部、工業和信息化部、國家能源局2017年聯合印發的《關于促進儲能技術產業發展的指導意見》明確，“我國儲能技術總體上已初步具備了產業化的基礎”，高度概括了儲能在能源發展中的機遇與挑戰。從機遇講，一是能源電力轉型的要求給儲能發展提供了廣闊的技術發展和市場空間;二是成熟的商業化儲能和具備了產業化基礎的多種儲能工程，如抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能等的快速擴大應用會進一步加快儲能技術走向成熟期和大規模應用期，成本會進一步降低，性價比進一步提高，儲能產業會形成新的經濟增長點;三是能源消費側的低碳轉型會加快促進電動汽車的發展，從而促進電動汽車電池產業發展，提高電動汽車電池在電力系統中儲能作用的發揮。

從挑戰來講，主要有三個方面。一是發電側、需求側以及儲能方面都在進行不同程度的技術開發和工程建設，如火電機組的靈活性改造以及電力需求響應以提高電力系統的靈活性，不同儲能技術的競爭實際上是適應性和經濟性競爭，必須要高度重視各種技術發展的動態，不能將雞蛋放到一個籃子里。二是電池材料技術、電池技術以及是電動汽車技術都在不斷發展，技術路線選擇不當造成的系統性風險仍然較高;三是政策風險仍然較大，在一定程度上講，儲能發展的快慢、成敗決定于優惠政策導向、以及電力輔助服務市場完善的程度。因此，對于儲能產業發展來講，既要有充足的信心，也要積極推進政策落實，同時要因地制宜、因需制宜、科學決策選擇好技術路線，要形成穩定的儲能商業模式。既要積極促進，同時要防止“一刀切”和無序發展。(王雪辰)

原文首發于《電力決策與輿情參考》2018年12月14日第47期