王志轩：煤电要承担能源转型新使命

改革开放40年，中国经济和社会各项事业劈波斩浪，实现了从起飞、转型到跨越的非凡巨变。我国电力工业作为重要基础产业，发展硕果累累。煤电作为中国电力工业体系的“顶梁柱”，不仅自立自强走出一条波澜壮阔的进取之路，更以安全稳定的供给支撑国民经济高速增长。日前，中国电力企业联合会专职副理事长王志轩接受记者采访，讲述改革开放40年煤电行业的峥嵘岁月。

煤电比重在近10年逐步下降，但仍居主体地位

记者：自1978年改革开放至今，我国电力工业发展走过了40个春秋，成绩斐然，事业兴盛。煤电在我国电力结构中处于什么地位?

王志轩：

新中国成立以来，煤电不论从装机容量比重还是发电量比重看，都处于中国电力的绝对主导地位。自改革开放40年来，我国电力总量大幅度增加，电力结构由水、火二元向多元方向转变。1978～2010年，我国火电发电装机和发电量长期占比分别在68%～76%、75%～83%之间波动，其余几乎全为水电，而火电中煤电约占90%。1978年我国非化石能源发电量即水电发电量占比为17.4%，2017年水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量占比为30.3%。火电发电装机与发电量占比分别由1978年的约69.7%、82.6%，到2010年73.4%、80.8%，下降到2017年的61.2%(煤电55.2%)、71%(煤电65%);在火电机组中供热机组的比重不断提高，由2005年的14.2%提高至2016年的37.0%。由此可见煤电仍占主导地位。历史实践证明，煤电是支撑中国电力工业体系的“顶梁柱”，是保障电力系统安全可靠运行的“稳定器”。

煤电技术水平总体达世界先进 部分机组领先

记者：改革开放40年里，我国煤电行业全面、快速的发展过程经历了怎样的洗礼?

王志轩：

改革开放40年来，我国煤电系统脱胎换骨，世界上规模最大，技术水平先进。主要体现在以下五个方面：

(一)煤电设备更新换代，能效水平世界先进。我国煤电超超临界机组在单机容量、蒸汽参数、机组效率、供电煤耗等方面均达到世界先进水平。百万千瓦级超超临界空冷机组、示范电站60万千瓦超临界循环流化床机组已经达到世界领先水平。在役机组广泛通过汽轮机通流改造、烟气余热深度利用改造、优化辅机改造、机组运行方式优化等，使机组的技术水平不断提高。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。2017年全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗309克/千瓦时，比1978年的471克/千瓦时下降了162克/千瓦时。单位发电量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦时降至2017年的1.25千克/千瓦时，降幅近70%。与世界主要煤电国家相比，在不考虑负荷因素影响下，我国煤电效率与日本基本持平，总体上优于德国、美国。

(二)煤电大气污染物排放控制水平世界先进。污染控制设备不断升级。在烟尘(颗粒物)治理上，改革开放初期电厂锅炉烟气平均除尘器效率约85%，目前已达到99.95%左右。在二氧化硫排放控制上，由上世纪90年代个别煤电机组建设同步引进国外烟气脱硫设备及技术，到2005年左右广泛引进脱硫技术开始大规模建设烟气脱硫装置，目前已全面覆盖煤电机组，平均脱硫综合效率已达98%左右。在氮氧化物排放控制上，上世纪80年代中后期引进低氮燃烧技术，90年代初新建30万千瓦及以上煤电机组全面采用该技术;2003年前后通过新建项目从国外引进了烟气脱硝技术，“十一五”以大量引进、消化吸收再创新、国产化烟气脱硝技术设备为主导辅之以自主创新，加快了烟尘脱硝工程应用进程;“十二五”开始大规模建造烟气脱硝装置，目前，烟气脱硝已全覆盖燃煤机组。

单位发电量污染物排放强度和排放总量均显著下降。2017年与1978年相比，单位发电量煤电烟尘(颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物排放量，分别为由约26、10、3.6克/千瓦时(1978年数据为本人估算得出)，下降到0.06、0.26和0.25克/千瓦时。煤电烟尘排放量由1978年约600万吨，降至2017年的26万吨左右，下降了近96%;二氧化硫排放量由2006年峰值1350万吨，降至2017年的120万吨左右，比峰值下降了91%;氮氧化物排放量由2011年峰值1000万吨左右，降至2017年的114万吨左右，比峰值下降了近89%。

电力碳排放强度明显下降。据初步分析，1978年生产1千瓦时电能，火电碳排放强度与全电力碳排放强度分别约为1312克/千瓦时(以二氧化碳计)和1083克/千瓦时，2017年降低到843克/千瓦时和598克/千瓦时，分别降低了35.7%、44.8%。

(三)火电厂废水治理和控制技术走在世界前列。上世纪80年代初期开始解决一些燃煤电厂没有建设灰场、灰渣经水力除灰后排放到江河湖海的历史问题，经过十几年的努力，到1995年底原电力部直属电厂全部停止向江河排灰。同时，燃煤电厂逐步普遍采用废水回收利用、梯级利用、改造水力输灰为气力输灰、提高循环水浓缩倍率等方式减少排水量。2000年火电行业废水排放量为15.3亿吨，2005年达到顶峰约20.2亿吨，2017年降至2.7亿吨，较峰值下降了86.6%。火电行业单位发电量废水排放量由2000年的1.38千克/千瓦时降至2017年的0.06千克/千瓦时，降低95.7%。我国在火电厂用水优化设计、循环水高浓缩倍率水处理技术、超滤反渗透的应用边界拓展、高盐浓缩性废水处理等方面已经走在世界前列。

(四)燃煤电厂固体废物综合利用领域不断拓宽。燃煤电厂固体废物主要为粉煤灰与脱硫石膏。我国粉煤灰已广泛应用于水泥、加气混凝土、陶粒、砂浆等生产建筑材料，路面基层、水泥混凝土路面等生产筑路材料，回填矿坑、农业利用，以及提取漂珠等高附价值利用等方面。“十一五”以来，随着电煤消费量的提高和脱硫装置的普遍应用，脱硫石膏产量不断增加，综合利用途径也不断拓宽，现已广泛应用于水泥缓凝剂、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。2017年，全国燃煤电厂产生粉煤灰约5.1亿吨，综合利用率约72%;产生脱硫石膏约7550万吨，综合利用率约75%。

(五)发电成本得到严格控制。我国终端消费电价由政府定价，且存在复杂工商业用电补贴居民用电等交叉补贴，以及从电量中收取附加税、费的情况，难以从终端消费电价水平上分析发电成本情况。另外，煤电上网电价采取了体现区域特点的以成本为基础的标杆电价方法，但煤电总成本主要由建设投资和运行成本构成，在总成本中燃料成本已达70%左右，煤炭价格在波动中近年来持续处在高位，难以体现出发电行业自身控制成本的贡献。从单位千瓦煤电造价水平的变化以及发电企业劳动生产率的变化，可以基本反映出煤电成本控制情况。按可变价格计算(不考虑通货膨胀因素)，上世纪九十年代单机30万千瓦机组的千瓦造价约为5000千元人民左右，而今单机百万千瓦超超临界机组的造价约为4000元人民币;电厂人均劳动生产率提高百倍左右。煤电标杆电价全国大部分地区来看大约在0.26~0.45元人民币/千瓦时，显著低于气电、核电、可再生能源上网电价。煤电是支撑我国经济社会发展低成本用电的主体。

履霜坚冰，煤电要承担起支撑能源转型的新历史使命

记者：当前我国正在推动国内能源变革，电力工业也在加快转型，煤电被赋予什么使命?

王志轩：

近十多年来，随着全球以可再生能源替代传统能源等低碳发展为特征的能源转型和以“大云物移智”为特征的技术革命急速而至，对中国以传统先进性为特征的煤电系统和电力系统带来巨大影响。一方面我国顺势而为，奔上了能源转型之路，新能源发展风起云涌，但风电、光伏电能消纳问题及补贴不足问题严重。另一方面，由于电力系统适应新能源发展的系统调节能力不足，灵活性电源严重缺乏，使煤电成了调峰主力;同时，受各种因素的影响，煤电利用率和负荷率下降、煤电企业亏损严重。中国能源转型之难，在于我们经过40年的快速、高效发展，仍是一个高碳能源和高碳电力系统，这是由中国能源资源禀赋和经济社会发展阶段共同决定的，我们脱离不开这个实际。因此，不能把能源转型简单地理解为用一种能源勇往直前地去替代另一种能源，而是以清洁低碳、安全高效的要求为导向，因地制宜、多源协同、系统优化，持续、平衡促进能源电力转型。能源电力转型成功如春蚕破壳，煤电犹如蚕茧之壳，不能时机未到茧壳先破。平均运行年龄只有11年的年青、先进、庞大的中国煤电系统需精准定位，扬长避短，承担起能源电力转型中的新任务和要求。

一是煤电在近中期要继续发挥好电力、电量的主体作用。持续降低煤炭在能源结构中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清洁能源基本满足未来新增能源需求，实现单位国内生产总值碳排放量不断下降，是我国能源转型的战略取向之一。随着可再生能源的发展，煤电的主体地位最终将被取代，但当前乃至二三十年内煤电仍是提供电力、电量的主体。

二是因地制宜、适当开展提高煤电机组灵活性调节性能的改造。煤电机组要提高灵活性运行性能，灵活应对电力调峰问题，促进其他可再生能源的利用，煤电也将逐步转变为提供可靠容量与电量的灵活性调节型电源。但是要充分注意的是，煤电机组灵活性改造不论从理论上还是从实践上看，都是逆煤电的技术特性和优势的一种举措，是与煤电机组自身清洁、低碳、安全、高效的运行目标相悖的措施。只是从我国能源系统和电力系统看，由于缺乏优质的灵活性电源，需要通过煤电机组的灵活性改造来达到促进新能源发展、并使能源系统整体上达到多目标优化效果。为了不断适应可再生能源大量接入电网对系统的影响，电力供给侧和需求侧都在进行创新，如建设抽水蓄能电站、燃机电站、储能、储电设施建设以及持续推进电力需求响应等。未来，电力辅助服务必然是多种方法竞争，要充分认识到其他方式对煤电机组灵活性改造效益可能造成的影响。煤电灵活性改造要求，要有前瞻性眼光和系统性考虑，应有对煤电机组在灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变有制度性支撑。在采用具体方案时，要因地制宜，充分论证，技术措施与政策措施相配套，防止“一刀切”。

三是煤电技术继续在清洁、低碳、高效、安全的基础上向适应性方面发展。一方面，煤电继续以高效超超临界技术和更低的污染排放技术为主攻方向，以二次再热超超临界燃煤技术、超超临界机组的高低位错落布置技术、650摄氏度蒸汽参数甚至更高温度参数的机组技术、以污染物联合、系统治理技术为主要研发示范重点;另一方面，根据煤电作用定位发生变化以及“走出去”需求，应从能源电力系统优化上、区域和产业循环经济需求上、用户个性化需要上，在新建或改造煤电机组时，有针对性地选择或定制机组形式(多联产还是发电)、规模、参数和设备运行年限。要以价值目标为导向而不是以某种单纯的手段为导向，片面、极端追求机组的高参数、大容量和高效率，片面追求已无环境效益的极端低排放，更不能“一刀切”、盲目禁止煤电发展。

四是污染治理和综合利用措施要向精准、协同的方向拓展。预计到2020年，煤电排放到大气中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放总量会进一步降至200万吨以下，而且以后也不会再升高。煤电对雾霾的平均影响份额可以达到国际先进的环境质量标准10%以内甚至更低。排放标准制订及环保要求的不断提高，要真正落实以环境质量需求为导向(而不是以严为导向)与技术经济条件相适应的《环保法》中规定的原则。要高度重视机组调节性能变化对污染控制措施的影响、污染控制设备稳定性可靠性经济性和低碳要求之间的协调、一次污染物与二次污染物控制协调、高架点源污染控制与无组源污染源控制协调、固体废物持续大比例利用和高附加值利用的协调等问题。

五是煤电要发挥好调整煤炭消费结构作用，促进全社会煤炭污染问题解决。电煤占煤炭消费的比重美国、澳大利亚在90%以上，德国、加拿大、英国等在70%～80%之间，而我国约占50%左右，要持续提高电煤比重。同时要注意，提高电煤比重并不意味着提高煤炭在能源中的比重。

六是要让煤电有合理的、承担历史使命的经营环境，高度防范煤电生产经营困境演变为系统性风险。如果煤电行业成为一个长期、全面、深度亏损的行业，成为一个被过度节能减排要求而环境边际效益近乎于零、边际支出成本极大的行业，成为一个被过早唱衰的行业，不仅支撑不了能源电力加快转型，而且会成为电力、能源、经济运行中的严重风险。

储能将促进能源变革以及能源高质量发展

记者：在能源转型，特别是电力转型中，如何提升低碳发展、提高系统灵活性?

王志轩：

能源转型的核心是低碳转型，而低碳转型的核心是可再生能源转换为电能，可再生能源转换为电能的核心是电能上网，能否有效解决可再生能源发电的随机性、波动性、不稳定性对电力系统造成的安全性、稳定性和经济性问题就成为电力转型的关键。

决定电能质量好坏从用户来看除了用电的高保障性外，还体现在电压、频率的合格性，以及高精密用电的特殊质量要求等。解决方法简单讲，发电侧增加灵活性调节电源，如相对便于调节和调频的燃气轮机、灵活性火电机组、调节性能好的水电机组等，用电侧通过电力需求侧管理或者用户的需求响应来移峰填谷等，还可以通过电网大范围优化配置电能的功能进行调节。还有一种重要的方式，就是在电力系统中增加储能或者储电装置，如抽水蓄能电站、飞轮储能、超级电容储能、把电转变为氢气的化学储能以及电池储能等等。电力系统储能的基本特点是能进行电能与机械能、热能、电化学能的双向或者单向转换，其中电力向其他能量进行单向转换主要解决电量总体上供大于求的情况下电能的消纳问题;而进行大量、快速的电能与其他能量的双向转换对于平抑可再生能源对电力系统造成的波动性影响，以及作为系统备用、黑启动电源等更为有效。从实际应用看，抽水蓄能不论从电力上还是电量上都是主要的方式，从装机容量看约占全部储能容量的95%以上。近年来，随着材料和电池技术的创新发展，电池储能用于电力系统发展很快。随着技术进步、储能技术成本下降，用于电力系统的不同储能、储电工程技术应用将会越来越多，在可再生能源发电端、或者分布式能源端储能也将会得到快速发展。

记者：储能在能源发展中的机遇与挑战有哪些?

王志轩：

国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局2017年联合印发的《关于促进储能技术产业发展的指导意见》明确，“我国储能技术总体上已初步具备了产业化的基础”，高度概括了储能在能源发展中的机遇与挑战。从机遇讲，一是能源电力转型的要求给储能发展提供了广阔的技术发展和市场空间;二是成熟的商业化储能和具备了产业化基础的多种储能工程，如抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能等的快速扩大应用会进一步加快储能技术走向成熟期和大规模应用期，成本会进一步降低，性价比进一步提高，储能产业会形成新的经济增长点;三是能源消费侧的低碳转型会加快促进电动汽车的发展，从而促进电动汽车电池产业发展，提高电动汽车电池在电力系统中储能作用的发挥。

从挑战来讲，主要有三个方面。一是发电侧、需求侧以及储能方面都在进行不同程度的技术开发和工程建设，如火电机组的灵活性改造以及电力需求响应以提高电力系统的灵活性，不同储能技术的竞争实际上是适应性和经济性竞争，必须要高度重视各种技术发展的动态，不能将鸡蛋放到一个篮子里。二是电池材料技术、电池技术以及是电动汽车技术都在不断发展，技术路线选择不当造成的系统性风险仍然较高;三是政策风险仍然较大，在一定程度上讲，储能发展的快慢、成败决定于优惠政策导向、以及电力辅助服务市场完善的程度。因此，对于储能产业发展来讲，既要有充足的信心，也要积极推进政策落实，同时要因地制宜、因需制宜、科学决策选择好技术路线，要形成稳定的储能商业模式。既要积极促进，同时要防止“一刀切”和无序发展。(王雪辰)

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年12月14日第47期