党的十九大提出“构建清洁低碳，安全高效的现代能源体系”。为了尽快实现这个目标，电力行业既要加快能源转型步伐，大力发展清洁、低碳非化石能源，同时也要加强煤炭等化石能源的清洁高效利用。
“十三五”以来，我国煤电产业在节能减排、结构调整，以及为可再生能源提供基础性调节功能等方面不断优化提升，为电力行业清洁、安全、高效、低碳发展作出了积极贡献;但在现阶段，煤电产业仍然存在建设规模偏大、调峰调频调压能力没有被充分挖掘等情况;同时，在电煤价格持续高位运行、机组年利用小时数和终端电价呈现出逐年下降趋势下，部分煤电企业利润大幅下滑，煤电板块整体大面积亏损，煤电产业所面临的系统性风险不断加大。
面对新冠疫情冲击带来的经济下行压力，以及动荡的国际经济、政治局势，我国能源系统、经济社会发展面临诸多不确定因素。在持续变化的外部环境中，煤炭在“十四五”、“十五五”乃至更长的时间中，仍将以主要基础能源的形式，承担起确保能源安全、促进能源电力高质量发展的重任。
面对新形势、新任务、新要求，我国电力系统急需充分发挥煤电对电源清洁发展中的支撑作用，尽早形成以低碳、清洁化利用为主导的能源领域新格局;通过合理控制煤电规模、以市场手段促进煤电机组效率提升、以对标工作为抓手全面提高电力行业管理水平，为开创电力行业高质量发展的新局面打好基础，为践行新的能源安全发展观贡献力量。
煤电为电源清洁发展作出了积极贡献
“十三五”以来，我国煤电产业转型升级步伐加快，煤电结构不断优化，大容量、高参数机组比重逐步提高，单机效率、污染物控制水平进入世界先进行列，煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，为我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行作出了巨大贡献。
煤电发挥了基础性调节性作用，为支持可再生能源电力发展作出贡献
通过控制煤电新增容量，为发展可再生能源电力腾出了发展空间，促进了电源结构的调整。“十三五”前四年煤电年均新增装机3416万千瓦，与“十二五”期间煤电年均新增装机4558万千瓦相比，增速有所放缓。“十三五”期间煤电装机容量年均增长3.7%,远低于全国装机容量8.8%的增长速度。截至2019年底，全口径发电装机容量20.1亿千瓦，其中煤电10.4亿千瓦，占电源容量比重由“十二五”末的59%降至52%，电源结构在清洁低碳化发展中迈出了新步伐。
在目前各类储能技术经济性差，抽水蓄能、燃气机组等调节性电源容量不足的前提下，煤电对清洁可再生能源电力电量消纳发挥了支撑作用，通过灵活性改造，提升了调峰调频调压的能力，通过备用容量服务，发挥了兜底保供的基础性作用，为电力热力系统的安全优质可靠运行提供了保障。
煤电节能减排成效显著，为促进煤炭清洁节约利用作出贡献
电力行业积极贯彻落实国家各项节能减排政策要求，投入大量的资金进行多轮设备改造，为全国单位GDP能耗下降和污染物减排目标的实现作出了突出贡献。“十三五”前四年，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量从2016年的35万吨、170万吨和155万吨分别下降至2019年的18万吨、89万吨和93万吨，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放从2016年的0.08克/千瓦时、0.39克/千瓦时、0.36克/千瓦时降至2019年的0.038克/千瓦时、0.187克/千瓦时、0.195克/千瓦时，四年单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别下降了52.5%、52.1%、45.8%。截至2019年底，全国达到超低排放限值的煤电机组容量8.9亿千瓦，占全国煤电装机总容量的85%以上，大气污染物排放水平接近或达到燃气机组排放限值。东、中部地区列入改造范围的煤电机组已全面完成超低排放改造，西部地区正在抓紧推进改造，其中新疆、宁夏、四川等部分省(区)已完成改造任务。煤炭作为燃料用来发电是相对清洁高效便捷的利用方式，我国煤电板块烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物排放水平，远远低于其他板块煤炭消费污染物排放水平，煤电为我国煤炭清洁节约利用作出了突出贡献。
煤电机组结构不断优化，为促进电力工业高质量发展作出贡献
近些年来，煤电机组坚持高质量发展，通过“上大压小”持续优化结构，“十一五”、“十二五”分别关停淘汰落后产能7683万千瓦和3218万千瓦，“十三五”前四年，淘汰关停落后产能3000万千瓦以上。大容量、高参数煤电机组比重稳步提升，超临界、超超临界机组比重显著提高。截至2019年底，单机60万千瓦及以上煤电机组容量比重达到44.7%，比“十二五”末提高了7.9个百分点，在运百万千瓦煤电机组130台。
煤电机组节能改造持续加强，节能降耗工作成效明显。目前全国已超过7.5亿千瓦煤电机组实施了深度节能改造，全国6000千瓦及以上电厂火电机组的平均供电煤耗由2015年的315克/千瓦时降至2019年的306.9克/千瓦时。据2019年火电机组能效对标数据显示，30万千瓦机组平均供电煤耗304.66克/千瓦时，60万千瓦机组平均供电煤耗304.26克/千瓦时，百万千瓦机组平均供电煤耗283.4克/千瓦时，先进的百万千瓦二次再热机组供电煤耗达到270.37克/千瓦时，我国煤电能耗及污染物排放水平走在了世界前列。
现阶段煤电发展面临的突出问题
环境问题是21世纪人类面对的三大课题(人口、能源、环境)之一，近些年来，抑制气候变化已成为各国政府和业内专家致力解决的重大问题，目前的科学研究表明，气候变化是多种因素造成的，二氧化碳等温室气体过多排放是导致全球气温上升的主要因素，化石燃料燃烧是排放二氧化碳的主要来源，减少化石能源消费是降低二氧化碳等温室气体排放的主要措施。要下决心在能源领域加快推进电能替代和清洁替代(简称“两个替代”)，提高电能在终端能源消费中的比重，推动能源电力绿色低碳发展，形成清洁能源为主导的能源新格局，从根本上解决能源和环境问题，电力行业特别是煤电企业对此要有清醒的认识。目前看，我们工作中还存在煤电在建规模偏大、系统调节能力不足、煤电投资收益难以保证等问题。
煤电在建规模仍然偏大，与新形势下煤电定位结合不紧
我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，决定了煤炭和煤电在较长时期内是我国能源电力的稳定器和压舱石。但随着清洁可再生能源发电快速发展，煤电市场定位已由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供灵活性调节电源和兜底保供的基础电源。我国对世界承诺，到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%，非化石能源占一次能源消耗比重达到20%，二氧化碳排放2030年达到峰值并争取早日实现。目前，全国煤电容量占比仍然较高，二氧化碳减排压力大。
2019年底全国全口径煤电机组容量10.4亿千瓦，煤电全年发电量45538亿千瓦时，煤电机组利用小时数4416小时，比上年降低79小时。2019年全国风电发电量4053亿千瓦时，太阳能电量2237亿千瓦时，水电量13021亿千瓦时，若风电量和太阳能电量全由煤电机组发，煤电机组利用小时为4980小时，再加上水电量全由煤电机组发，煤电机组利用小时为6232小时。截至2020年6月底，全国全口径发电装机容量20.5亿千瓦，其中煤电装机10.52亿千瓦，占比51.3%，煤电在建规模1.4亿千瓦以上，存在容量过剩风险，适合带基荷的高参数、大容量机组高效低污染的作用得不到发挥，适合系统灵活性调节的机组参与调峰调频调压的能力还没有充分挖掘使用。
系统调节能力明显不足，与清洁能源发展不相适应
风电、太阳能光伏发电具有随机性、波动性的特点，高比例接入电力系统后，给系统运行带来了全时段的影响，为保证系统运行的安全可靠性，需要配套相应的系统调节能力。目前我国电力系统峰谷差已达最大负荷的30%以上，部分地区高达40%以上，燃气、抽水蓄能等灵活调节电源比重不足6%，“三北”地区不足4%;水电以径流式电站为主，具有调节能力的抽水蓄能电站及龙头电站建设滞后，调节能力有限;核电受安全和经济性约束，也不宜频繁大幅调节;天然气发电受气源、气价限制，不具备大规模建设条件;储能受技术成熟度和经济性影响，尚不具备大规模商业化应用条件，电力系统灵活调节能力明显不足。
综合来看，煤电机组运行稳定可靠，经过改造可以在较大范围进行负荷变动，是现有技术条件和能源资源禀赋下最经济可靠的大型灵活调节电源，是目前参与电力系统调峰、调频、调压的主力军。但由于缺乏有力的政策支持，煤电机组灵活性改造进度严重滞后，截至2019年底，全国完成煤电机组灵活性改造5775万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的27%(《电力发展“十三五”规划》中提出热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦)。为提升系统调节能力，应完善政策支持，因地制宜对部分煤电机组加快实施灵活性改造。
煤电企业经营持续困难，投资收益难以保证
自2016年下半年以来，煤价大幅上涨、电价逐年降低、机组利用小时不高，加之供暖热价低、环保成本增加得不到合理补偿等，煤电企业利润大幅度下滑，煤电板块大面积亏损，亏损面40%~60%。燃料占煤电成本的70%左右，电煤价格持续高位是煤电亏损的主要因素，2016年下半年5500大卡/千克电煤市场价格由上半年的不足400元/吨快速上涨至600元/吨，2017、2018年分别在650~700元/吨、571~635元/吨高位徘徊，2019年绝大部分时间超过600元/吨，最高达到770元/吨，均超过国家规定的绿色区间上线。
今年上半年，受新冠肺炎疫情影响，煤电机组利用小时同比降低133小时，严重影响煤电企业经营收入和经济效益。据统计，主要发电集团煤电板块持续整体亏损局面，资产负债率超过100%的煤电企业比上年同期又有所增加。近几年来，煤电企业为清洁发展和降低社会用能成本作出了积极贡献，但煤电企业持续大面积亏损，损害了企业正常生产经营的基础，部分企业资金链濒临断裂，有的企业破产清算，投资收益风险加大。
煤电清洁高效发展的几点建议
今年，受新冠肺炎疫情的影响，经济下行压力进一步加大，不确定因素进一步增多，但我国经济社会发展稳中向好、长期向好的基本趋势没有改变。在“十四五”、“十五五”甚至更长时期内，煤炭依然是我国的主要基础能源，煤炭作为燃料用来发电是相对安全、经济、清洁、便利的利用方式，同时，煤电也是清洁可再生能源电力发展的主要调节和支撑力量。未来一段时期内，煤电机组仍将继续发挥重要作用，但要适应新形势，新任务，新要求。
合理控制煤电规模，优化煤电结构布局
新形势下，我国能源发展的任务是优化结构，提高效率，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，在保障能源安全建设美丽中国的同时，兑现对世界碳减排的承诺。下一步，能源绿色转型的力度会进一步加大，煤电机组在系统中灵活调节和兜底保供的作用会进一步发挥，但总体上要控制煤电规模，特别是要严格控制新增规模。“十四五”电源发展规划中，应统筹协调常规能源与新能源的关系，从安全可靠、经济环保的角度，系统配置全国能源电力资源，科学规划不同地区化石能源与非化石能源发电的规模比重，推进电力工业转型升级高质量发展。
具体来说，煤电产业应坚持“控制增量、用好存量、优化布局”的原则。“控制增量”，就是严控新增规模，防控煤电产能过剩风险，认真平衡化石能源与非化石能源电力电量的关系，把有限的新增容量用于全国能源资源优化配置的支撑项目。“用好存量”，就是对寿命到期或即将到期的30万千瓦及以上煤电机组进行延寿评估，对安全可靠、经济环保达到要求的煤电机组适度延寿10~15年，这样既替代了新增规模，又节省了大量煤电投资，还降低了投资收益风险。“优化布局”就是依据煤电的新定位扮演好新角色，科学合理布局灵活性调节机组、集中供热机组、带基荷机组，科学合理布局煤炭产地富集区煤电一体化项目，科学合理布局国内煤与国外煤协同供给渠道，提升电力系统灵活调节能力，提升网源荷储协调发展能力，提升能源电力资源在更大范围优化配置能力，保障国家能源安全，促进电力工业清洁低碳安全高效高质量发展。
加快煤电机组灵活性改造，提升系统调节能力
随着风电、光伏等清洁可再生能源发电装机规模的快速增长和经济社会生产生活水平的提高，对系统灵活性调节能力提出了更高的要求。系统灵活性调节能力关系到系统安全经济运行，关系到供电供热质量，关系到清洁可再生能源合理消纳，是目前电力工业高质量发展必须解决的问题。通常情况下，煤电机组都具备一定的调节能力，通过技改灵活性调节能力会大幅提升。近几年的实践证明，煤电机组灵活性改造技术成熟，单位容量技改成本相比新上抽蓄、气电、储能装置均具有比较优势，推进煤电机组灵活性改造，是目前快速提升系统灵活性调节能力的现实选择。应进一步完善辅助服务补偿政策，按照“成本+合理收益”和“谁受益、谁补偿”的原则，保障煤电机组灵活性改造项目取得合理收益，鼓励煤电企业积极参与灵活性改造。应认真研究系统调节需求和区域电厂机组的特点，优化煤电机组灵活性改造技术路线，加强规划引领，有序安排30万等级和部分60万等级煤电机组灵活性改造项目，合理把握改造容量和节奏，既满足系统调节需求，又防止灵活性改造过剩。应发挥市场机制作用，逐步推动补偿政策向市场机制过渡，完善灵活性资源交易品种，做好现货市场与辅助服务政策衔接。应研究制定煤电机组灵活性改造标准规范，做好改造机组运行维护和寿命管理，加强关键部件检测检验，确保机组安全稳定运行。
推进煤电机组延寿工作，防控煤电投资收益风险
我国煤电机组设计运行寿命为30年，目前一些30万、60万等级煤电机组已到或接近设计寿命，这些机组在服役期间，经过多次安全、节能、环保改造，绝大多数健康状况良好，到期退役关停存在能源资源浪费问题。据美国能源信息管理局统计数据，2008年以来美国退役的煤电机组平均服役时间为52年，现役煤电机组平均服役时间已达39年。我国在早些年间也曾开展过火电机组超期服役评估工作，1998年原电力工业部曾编发《火电厂超期服役机组寿命评估技术导则》，指导超期服役火电机组进行寿命评估，华能山东黄台发电厂上世纪60年代初投产的2.5万和5万千瓦机组服役期分别为47年和42年，现役的1987年和1990年投产的30万千瓦机组经过专业机构评估，报国家能源局山东监管办审核，已取得延寿10年的许可。实践证明，经过评估挖掘煤电机组的潜在寿命是安全经济可行的。
为了抑制气候变化，世界各国都在制定低碳排放发展战略，有些国家提出，到2050年实现碳中和(即到2050年，化石能源燃烧排放的二氧化碳要全部被自然系统所吸收)，欧洲国家提出了淘汰煤电计划，西班牙计划在2020年淘汰煤电，英国、法国计划2025年前全部关停煤电，德国2038年淘汰所有煤电，北欧国家大都在2030年左右淘汰所有煤电。从全球看，今后10~20年内，对煤电机组及煤炭作为燃料的消费压减力度比较大。目前，全球近一半的煤炭是我国消费的，一半左右的煤电发电量是我国生产的。近几年来，太阳能和风力发电在技术和规模上快速发展，在成本上大幅下降，逐步显现出清洁、可再生和经济的比较优势，将来系统的峰谷差也将通过电源结构优化调整和需求侧改革管理以及智能化和储能技术的发展等多种方式平抑解决，10年后我国煤电在系统中的地位作用如何，现在新上的煤电项目投资收益如何，都是电力人应该关注思考的问题。综合看，通过煤电机组延寿，减少新增规模，对节约能源资源，防控过剩风险，特别是防控煤电投资收益风险是必要的。当然，煤电机组延寿工作也应制定评估标准、支持政策、约束条件等，确保延寿工作健康稳妥地进行。
深入开展对标工作，不断提升煤电机组能效水平
多年来，在国家能源局、中国能源化学工会等部门的大力支持下，在发电企业的积极参与下，火电机组能效水平对标竞赛工作取得显著成效，为全国单位GDP能耗下降和污染物减排目标的实现作出了积极贡献，2019年7月4日，全国能源化学地质工会将火电机组能效对标竞赛列入了全国能源化学系统11个重点劳动竞赛项目，进一步激发了做好全国火电机组能效对标竞赛工作的积极性和主动性。
一要进一步扩大能效对标覆盖面。2020年，参与火电机组对标的30万、60万和百万千瓦机组占全国运行一年以上机组比重分别为43.98%、69.77%和86.43%，对标覆盖面仍有较大提升空间。要继续加强能效对标工作的宣传和推广，进一步扩大覆盖范围，争取更多地方发电集团(投资公司)、自备电厂符合条件的机组参与能效对标工作，提高能效对标工作的系统性和完整性。要继续完善能效对标指标体系，深化机组可靠性对标工作，探索把机组灵活性调节能力纳入对标范围，促进行业能效水平整体提升。
二要进一步提升能效对标价值和影响力。火电机组能效对标指标涵盖了机组可靠性、经济性、环保性和技术监督等四大类17项主要运行指标，为政府宏观管理提供了重要的决策依据，为行业企业的设备管理提供了有力的数据支撑，各发电企业将对标结果纳入了生产管理体系考核范围，能效对标工作已成为企业生产管理的重要抓手。下一步，要注意利用多种场合、多种渠道宣树能效对标的典型，更好地发挥标杆引领示范作用，促进先进技术和管理方法的推广应用。要加强能效数据的精益化管理，进一步提升能效对标的价值，为政府部门宏观管理和行业企业经济运行提供更精准有效的服务。
三是进一步开创能效对标新局面。多年来，特别是“十二五”、“十三五”期间，各发电企业通过能效对标在节能减排方面取得了长足的进步，积累了很多先进经验，应认真总结推广。能效对标要适应“十四五”能源电力发展的新形势、新任务、新要求，努力开创新局面。要顺应行业产业发展的形势任务要求，完善能效对标的技术路线和工作方案，发挥好能效对标对行业产业高质量发展的促进作用。要围绕国际一流企业创建活动，探索研究国际一流企业对标平台建设，发挥好能效对标对行业企业高水平管理的促进作用。要听取行业企业的建议意见，更好地体现能效对标的科学性、公平性和先进性，发挥好能效对标对提升企业经济效益和社会效益的促进作用。
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