中國的煤電已經走在世界前列，但是中國煤電的生存條件堪憂，要給煤電創造條件，讓煤電優雅地活到該活的年限。

一、煤電在電源中的比重會下降，但煤電的重要性不可忽視

今年全國兩會期間，有關代表、委員都發表了許多促進電力健康發展的建議，我特別贊賞全國政協委員、國家電力投資集團董事長王炳華對煤電的建議：“產業政策出臺一定要穩定，這么多年煤電的矛盾始終沒有解決好，這是不正常的，如果有煤電聯動機制，就要保證機制的穩定運行，要常態化。”“現階段清潔能源占比越來越高，火電扮演重要的調峰角色。只要參與正常調峰的火電站，在收益上要平衡，這樣才有深度調峰的積極性，從產業政策上要搞清楚。”(見《中國能源報》2017年3月13日第4版《能源結構轉型需要聯動》)。他的意思是要想加快發展可再生能源發電，還離不開煤電，要讓煤電全心全意地為發展可再生能源服務，就得讓煤電優雅地活到該活的年限。

中國要繼續發展可再生能源發電沒有錯，但中國發展可再生能源發電要想完全脫離火電，尤其是煤電，是不可能的。因為在通過技術創新解決可再生能源發電的間歇性、隨機性、季節性之前，離開煤電是不可能的。中國可以逐步減少煤炭在一次能源消費中的比重，中國可以逐步減少煤電的比重，但是中國想要解決以煤為主的能源結構需要很長的時間。因此煤電作為可再生能源電力的配套電力也必然要維持很長時間。在發展風電、光伏發電以前，中國的電源結構是煤電為主，還有水電和少量核電，煤電是調峰、調頻，又是水電豐枯調節電源。自從大力發展水電、風電、光伏發電之后，就出現了很大變化，這就是全國政協委員、大唐集團董事長陳進行所說的，火電要“讓路”還要“托底”。“例如，原來發電利用小時數是衡量電力工業的重要指標，但電力工業結構發生變化后，大量開發風電、光伏等新能源，其屬性與火電、水電大為不同，新能源具有間歇性、季節性，且與需求側不對稱，這意味著火電需要承擔更重要的責任。”“一方面，火電要為新能源發電‘讓路’，另一方面，還要發揮‘托底’作用，新能源不發電時，如果有需求，火電就要頂起來。所以，火電發揮了更大更重要的作用。原來僅是保供應，現在還要承擔‘讓路’和‘托底’雙重責任，這就需要火電在未來發展中，不僅要更安全，更可靠，而且要更清潔、更高效、更靈活。”(見《中國能源報》2017年3月13日第4版《火電要“讓路”還要“托底”》)。從我國能源的情況來看，在相當長的時間里，煤炭還是主要能源，煤電也還是主要電源，煤炭在能源消費中的比重，煤電在電源中的比重會下降，但煤炭和煤電的重要性不可忽視，目前要糾正對煤電的一些誤解。

二、當前對煤電存在誤解和爭議，需要科學理清

01 把電力當一般商品來對待是不適宜的，電力是特殊商品。

自從有電一百幾十年里，電力一直按特殊商品看待。在最近幾十年里，英美掀起了私有化、自由化的電力改革，引入競爭機制，英國無論是電力庫模式還是新電力交易制度模式，都未能保證發電廠的合理回報，電力建設停滯了，缺電危機到來了，電力改革宣告失敗。我國電力體制與英美不同，主要由國有企業經營，煤價急劇上漲，電價不動，發電企業回報減少，在企業虧損情況下，靠提高負債率來解決虧損，卻使電力從缺電走向供應寬松，這是中國式國有電力企業的優越性。但是在市場化改革深化，國有發電企業的負債率居高，國家又要求降低杠桿率的條件下，電力應當走特殊商品的道路。國家發展改革委曾制定了煤電聯動辦法，以保證煤電的合理回報，這是市場經濟國家為滿足電力作為特殊商品的一種調價辦法。還有容量電價、電量電價等，也都是為了電力作為特殊商品的定價方法，但有些不了解電力特殊性的專家，拿一般商品的定價來否定煤電聯動等辦法，使得煤電聯動的工作不能正常開展。

02 沒有電力過剩程度的判斷標準，對煤電是否過剩各方認識不一。

我國目前電力是否過剩，過剩程度如何，沒有一個公認的、科學的判斷標準，各方認識不一，目前突出的爭論是以火電設備利用小時數來衡量火電裝機容量是否過剩。大家對于發電設備利用小時數的變化認識不一致，對于發電設備是否過剩產生不同的看法。

發電設備利用小時數在一定條件下，是衡量發電設備是否過剩的一個指標。當電源結構基本穩定，電力供需狀況沒有太大變化的情況下，發電設備利用小時數變化不大，可以作為衡量指標。但是當電源結構和電力供需有很大變化的情況下，發電設備利用小時數會有很大變化，就很難作為發電設備是否過剩的判斷指標。中國在嚴重缺電情況下，火電設備利用小時數曾達6000～7000小時/年;在電力基本平衡之后，火電設備利用小時達到5500～6000小時/年左右;大力發展水電，水電比重提高到20%～30%后，火電設備利用小時數達5000～5500小時/年;新能源發電比重提高后，火電設備的利用小時數下降到2000～4500小時/年。目前是我國電源結構大變動時期，正在大力發展水電、核電、風電和太陽能發電，發電設備利用小時數必然要下降，且這種綜合發電設備利用小時數、火電設備利用小時數的下降，究竟多少是電源結構變化引起的，多少是電力過剩引起的，很難分清楚，所以用火電設備利用小時數來計算過剩裝機容量是有困難的。

現在對于電力產能是否過剩，是有不同看法的。有的認為沒有過剩，有的認為全面過剩，有的認為是存在過剩，有的認為煤電產能還不能肯定地講“過剩”，只能說存在過剩風險，但有的認為煤電過剩非常嚴重。這些說法都來自電力界的權威人士和權威單位，證明煤電或火電過剩的依據都是發電設備利用小時數。關鍵在于煤電的標準利用小時數缺乏科學依據，對非化石能源的調峰能力和調峰要求缺乏科學的依據。有人從三個方面，即從滿足電量需求、滿足電力需求和滿足靈活性需求進行測算，認為2020年煤電的合理水平最高不超過9.8億千瓦，這里所謂最高不超過9.8億千瓦，是按照煤電標準設備利用小時數計算出來的。另外有人拿煤電標準利用小時數來計算過剩容量，他認為“十三五”期間核準在建項目和違規項目如果全部在“十三五”期間投產，到2020年煤電裝機容量可能達到13億千瓦。(實際上這種情況是不可能出現的，因為“十三五”電力規劃中已明確要嚴控煤電，到2020年煤電裝機容量不超過11億千瓦。因此，用13億千瓦來計算煤電過剩是沒有意義的。)另外，認為13億千瓦煤電，2020年煤電過剩3～3.5億千瓦，也就是所謂2020年相當于1/4煤電機組是無效投資。這兩種測算中的主要問題是對非化石能源電力的工作出力和調峰能力估計偏高，對煤電的標準利用小時偏高，把煤電和火電混為一談。如常規水電的工作出力與裝機容量等同，沒有扣除水電站的受阻容量，例如葛洲壩及類似的低水頭、調節庫容小的水電站工作出力和裝機容量差別很大，葛洲壩裝機270萬千瓦，到汛期只能發電70萬千瓦;另外，水電豐水期要在基荷運行，枯水期要在峰荷和腰荷運行，需要火電配合運行。又如天然氣發電按全部裝機為工作出力和調峰容量，這是做不到的，因天然氣發電站有不少裝機是熱電聯產和冷熱電聯產，要以熱定電運行。“十三五”規劃中，天然氣電站新增5000萬千瓦，調峰容量僅500萬千瓦，1.1億千瓦不可全部做工作容量和調峰容量。因此，國家制定的電力規劃中要求2020年煤電裝機容量小于11億千瓦是比較合理的。

03 燃煤發電企業效益明顯下滑，風險不斷擴大。

新的電力體制改革的有關文件規定：“直接交易的電量，上網電價和銷售電價初步實現由市場形成。”“放開的發用電計劃部分通過市場交易形成價格。”改革實施后，出現了煤電上網電價下調，電煤價格大幅反彈，煤電機組利用小時持續下降，市場交易電量快速增加，行政手段干預電力市場問題突出，節能減排任務繁重，導致煤電企業生存發展困難。但是在這個問題上，認識也存在嚴重分歧，煤電企業紛紛呼吁要調整煤電政策，否則2017年可能出現全面虧損。但也有認為煤電并沒有什么困難，煤電嚴重過剩，按照市場經濟規律，應當降低價格。前面已經說過，電力不是一般商品，電價不能因供求大幅波動。

煤電企業效益從去年開始明顯下降，原因一是從去年年初開始下調燃煤電廠的上網電價，每千瓦時下調3分錢，相應減少發電企業利潤1110億元，使燃煤電廠利潤下降一半。二是煤價從2016年5月開始節節攀升，使煤電企業轉盈為虧。五大發電集團板塊利潤大幅縮水，2016年9月由盈轉虧，當月虧損2.59億元，10月和11月虧損額分別增加到7.91億元和12.86億元。三是煤電的設備利用小時數下降，影響了煤電效益。2015年煤電利用小時數下降162小時，2016年進一步下降199小時，2016年煤電設備利用小時數已下降到4165小時，比過去下降1000～1500小時，不僅提高了電力成本，還減少了售電收入。四是地方政府行政干預壓低售電價格，降低發電企業的收入。在前幾年大用戶直購中，地方政府行政干預壓低直購電價。在新的電力體制改革后，以市場化交易為名壓低電價。煤價上漲后，過去還可以用煤電聯動提高電價，現在實行市場定價之后，就不再有煤電聯動，現在地方政府施壓使發電企業單邊降價，使用電企業在買電上獲得好處，與電力市場化改革初衷背道而馳。據說2016年全國市場化交易電量已突破1萬億千瓦時，平均每千瓦時壓低價格7.23分，發電企業將虧損723億元人民幣。從上面的分析可以看出，煤電企業確實存在實際困難。

04 火電應分清燃煤、燃氣、燃油發電，不要把燃煤電站和燃氣電站混為一談。

世界上許多國家，包括我國，在發電設備利用小時數統計中，往往把燃煤、燃氣、燃油電站混在一起統計火電設備利用小時數。實際上這幾種電源的性質不同，發電設備利用小時數也有較大差別。天然氣發電作為風電、太陽能光伏發電等新能源電力的輔助電源和調峰、調頻電源，設備利用小時數低。因此為了弄清楚靈活電源的數量，天然氣發電應該另作統計。

煤電設備利用小時數比火電高，如火電設備利用小時數代替煤電設備利用小時數，容易夸大煤電設備利用小時數的降幅，我國煤電裝機比重大，燃氣電站比重小，問題還不突出，當燃氣電站大力發展之后，這個問題就會凸顯出來。從下表可以看到，2015年6000千瓦及以上的火電利用小時為4216小時/年，煤電為4332小時/年，氣電為2521小時/年，火電比煤電少了75小時/年。

我國在火電統計中，還包括秸稈、蔗渣、林木質發電和垃圾焚燒發電，這些電站也應分開統計，在國際能源署(IEA)統計中，專列一項生物質能源和垃圾發電。因為生物質能源和垃圾發電屬于非化石能源，不能與煤炭等化石能源混在一起統計。在電力統計中，往往把電源分成化石能源發電和非化石能源發電：煤炭、燃氣、燃油發電統計為化石能源發電;而生物質能源和垃圾發電應與風電、水電、潮汐發電等統計為非化石能源發電。

從上面的分析可以看出，火電中燃煤、燃氣、燃油、垃圾和生物質發電屬于不同性質的發電廠，應當分別統計。燃煤電廠中超低排放及經過調峰改造的電廠也應當分別統計。

05 對煤電的污染要有科學認識，不要否定煤電的超低排放。

世界能源結構轉型，第一期是由秸稈轉向煤炭，第二期是由煤炭轉向油氣，第三期由油氣轉向可再生能源和新能源。問題是我國沒有完成第二期能源結構轉型，現在一次能源結構還停留在煤炭時代。我國目前進口石油已達60%，進口天然氣已達30%，但是一次能源結構還是以煤為主。我們希望跟上發達國家早日完成第二期能源轉型，但是難度實在太大。因此，我們只能逐步降低一次能源消費量中的煤炭比重，在不得不繼續使用煤炭的情況下，盡量減少煤炭的污染，減少二氧化碳的排放量。

由于煤炭在我國相當長時間內還要利用，與其讓它繼續污染環境，不如清潔高效開發煤炭。因此，習近平總書記指示：“大力推進煤炭清潔高效利用。”李克強總理也指出：“把推動煤炭清潔高效開發利用作為能源轉型發展的立足點和首要任務。”1噸散燒煤，燃煤排放的污染物是煤電用煤排放的5～10倍，在極端氣候條件下，散燒煤排放的污染物可以達到污染總量的40%左右，發達國家完成了油氣替代煤炭，在一次能源消費中煤炭的比重較小，他們的煤炭主要用于發電，所以煤煙污染影響不大。為消除煤煙污染，我們要用電力和天然氣去替代散燒煤，把盡可能多的煤炭供發電廠使用。另一方面燃煤電廠要精益求精，盡量做到超低排放、近零排放，不僅要減少污染物排放，在發電領域還要做到高效，如過去每發1千瓦時的電要消耗500克標準煤，現在發1千瓦時的電只消耗300克標準煤，等于減少了2/5污染物的排放，減少2/5的二氧化碳的排放。科學技術發展后，煤電還可以搞二氧化碳的捕捉和儲存、利用，煤炭清潔高效利用，有可能與新能源發電一樣，成為一種干凈能源。可是現在有人否定煤炭清潔高效利用，認為煤炭清潔高效利用，解決不了減排二氧化碳，而減排二氧化碳是當今世界的主要任務。我們不要忘記，中國一次能源消費以煤為主，中國在減排上有兩大任務，一是要解決化石能源對大氣和水體的污染，二是要減排二氧化碳。我們不同于發達國家，不能只有減排二氧化碳的任務，不能否定煤電的超低排放。

中國的煤電沒有辜負中央的囑托，中國的煤電技術、中國煤電的清潔高效技術，已經走在世界前列，但是中國煤電的生存條件堪憂，要給煤電創造條件，讓煤電優雅地活到該活的年限，則中國電力工業幸甚，可再生能源發電、新能源發電幸甚。