煤电的运行方式对经济性影响十分明显，政府应当通过加强制度建设和实时监管，保障煤电机组运行在安全经济的方式下。
1、煤电发展受限是大势所趋
根据巴黎气候协定，185个缔约方同意加强对气候变化威胁的全球应对，将全球平均温度升幅限定值二氧化碳排放比2005年下降60～65%。去年9月3日中国和美国共同交存《巴黎协定》批准文件，这标志着中美两个大国向全世界作出庄严承诺。尽管今年6月1日特朗谱宣布美国将退出《巴黎协定》，但是通过减少二氧化碳排放控制气候变暖的世界共识与努力不会因此而改变。
据报道，4月5日，代表全欧洲3500家公司的电力行业组织欧洲电力工业联盟(Eurelectric)在布鲁塞尔宣布，欧洲电力行业计划2020年以后不再投资建设燃煤电厂。英国是世界上第一个使用煤电的国家，现在也将成为第一个彻底淘汰煤电的大型经济体。英国煤炭发电的占比由2015的23%降到2016年的9%。2016年还实现了时长为19小时的无煤发电。4月21日，英国国家电网公司宣布，成功停止燃煤发电24小时。
国家统计局2016年度公报显示，2016年煤电发电装机增长率和发电量增长率均低于其他能源发电增长率(装机增速高于水电)。表明中国正在全面落实《巴黎协定》，积极推进能源结构调整，大力发展可再生能源，逐步减少煤炭使用，有效降低碳排放和燃煤对环境的污染。
中电联发布的数据显示，2016年煤电企业利润已经出现了断崖式下降，五大发电集团在2016年的利润同比下降68.6%，其中第四季度同比下降96.6%，降幅呈持续扩大态势，煤炭价格上升和机组发电利用小时不足是主要原因。全国煤电设备利用小时数在2016年已经下降到了4250小时，为1964年以来的年度最低水平。华北电力大学煤控课题组发布的《“十三五”电力行业控煤政策研究执行报告》称，以“十三五”规划提出的2020年11亿千瓦煤电装机规模来估计，2020年煤电装机过剩规模约为1.4亿千瓦。由此可见，煤电产能过剩导致的后果已经日益显现，煤电去产能成为绕不过去的坎儿。
国家能源局为防范化解煤电产能过剩风险，促进煤电健康发展，建立煤电建设经济性、装机充裕度和资源约束性指标构成的风险预警指标体系，预警结果由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级，反映各省市建设煤电项目的可行性，完善了煤电规划建设风险预警机制。此次对各省市作出的预警，有25个省市处于红色等级，仅有2个省市在绿色等级，可见，煤电建设发展已处于较大风险阶段。
减少煤炭使用是保护环境、落实《巴黎协定》控制气候变暖的有效措施。煤电无论从装机容量还是发电量在我国电力结构中都占据了主导地位，消耗了全国50%以上的煤炭。碳排放等其他环境指标要求的不断提高，新能源的快速发展与低运行成本优势的显现，碳交易市场的开启，煤电将受到前所未有的不利影响。
2、煤电优势将逐步减退
我国煤炭资源丰富，煤电建设周期短、投资和运行成本低等优点，使其在电力结构中的主导地位短期内难以改变，但是煤电的比较优势将逐步减退，主要表现在：
一是煤炭是高碳燃料。所有化石燃料中，煤炭燃烧后碳排放量最高。与天然气发电相比，单位热值的碳排放要高出50%左右，单位千瓦时电能的碳排放要高出三分之二。若要控制碳排放，实施低碳电力、限制煤电是大势所趋。
二是环境保护政策对煤炭使用要求更严。尽管我国近几年来对煤电实施了超低排放改造，二氧化硫、氮氧化物和粉尘排放指标远超过国家标准，有的比天然气发电的排放指标还好。但是，煤炭是固体燃料，成分多样复杂，有80余种微量元素，其中有害或潜在有害的微量元素有22种。这些有害或潜在有害的微量元素在煤炭的燃烧或气化过程中挥发，以不同的形式排放到大气中造成大气污染。尽管与常量有害污染物相比其浓度不高，但对生态的破坏相当严重，譬如汞、镉、砷等重金属。
三是价格优势将逐步变小。2016年煤炭价格与2015年同期相比提高了约200元/吨，目前秦皇岛港口5500大卡热值的煤价在580/吨左右。因此，2016年大部分煤电企业利润大幅度下降。而风电、太阳能发电的造价在大幅度下降，日益接近火电机组造价水平，风电和太阳能发电的上网电价也将逼近煤电上网电价。随着天然气市场的市场化进展，天然气价格也将不断下降，对煤电同样会造成不小的价格冲击。随着核电的快速发展，低建设成本的核电具有竞争力，如秦山核电电价已经低于浙江煤电标杆电价。
四是煤电机组的热循环效率提高困难，与天然气联合发电机组相比差10个百分点左右。2015年投产的国电泰州电厂二期2台百万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，是我国燃煤发电示范项目，其发电效率(发电煤耗)、环境指标等各项技术参数跻身世界前列。该型机组的设计发电效率为47.9%，比国内常规超超临界一次再热机组平均效率提高约2.1个百分点。该型机组的设计发电煤耗为256.2克/千瓦时，比一般超超临界百万机组降低发电煤耗约14克/千瓦时。
我国现役燃气蒸汽联合循环机组以6F、9E和9F机型为主。试验表明：其发电效率分别55%(6F)、52%(9E))和58.5%(9F)。西门子生产的SGT5-8000H燃气蒸汽联合循环发电机组效率将达到61.5%，出力603.8兆瓦。燃气机组的厂用电率约为2%，全国平均燃煤发电机组厂用电率为6%左右。最先进的煤电机组煤耗比不过任何燃气蒸汽联合循环机组。
五是电力需求趋缓，电力消费增长动力不足，清洁能源的快速发展挤占煤电空间。我国的经济增长已进入新常态，GDP年增长率在6%～7%。随着产业结构的转型升级，单位GDP能耗逐年下降，电力需求增长必然同步下降。核电等大量清洁能源的开发建设，在有限的电量增长下，煤电的空间将持续被挤占。我国的发电装机容量和电力消费总量已是世界第一，不少省市的人均年用电量(浙江人均年消费电量约6800千瓦时)已接近或达到发达国家水平，电力呈两位数增长已成为历史。
3、煤电发展与脱困的若干措施探讨
煤电发展的黄金时期已经过去，将面临新的风险与困难。煤电企业应当适时转变观念，树立市场意识，持续改革创新，拓宽服务领域，积极应对新挑战。
1.建设最新技术的煤电机组。有条件建设纯凝煤电机组的，应当采用超超临界、二次再热、超低排放技术的机组，以实现高效、清洁发电。同时要具有较好调峰能力，以适应电网调峰需要，更多地参与辅助服务，提高市场竞争力。对具有供热条件的，将机组设计成高参数供热机组，积极为当地企业和社会供热，此举可以明显提高煤电企业的经济性，同时服务于地方环境保护，有利于得到地方政府的政策支持。
2.煤电联营，防范煤价波动风险。2003年以来，不少中央和地方煤电企业投资开发煤矿，有独资也有合资，有煤电联营也有合资开发煤矿，取得了很好的风险控制能力。如浙能集团与淮南煤矿集团联合组建了淮浙煤电有限责任公司，开发煤矿并建成了凤台电厂，使得煤电和煤矿在经营上的风险大大降低。这是符合我国国情的有效举措。
3.对煤电机组进行节能改造，深化挖潜增效。亚临界参数机组占我国煤电机组很大比重，具有较大的节能潜力。根据浙江经验，600兆瓦亚临界机组在完成汽轮机高压缸、中压缸内部通流改造以及高压阀组改造后，汽轮机高压缸效率达到89.5%、中压缸效率达到92%，分别比改造前效率测试值提高7和4个百分点，折合机组供电煤耗(下降)约6～7克/千瓦时。机组经夏季工况试验以及实际运行考核，并能保证660兆瓦负荷稳定运行。在国家能源局的大力推动下，节能改造煤电已经取得了可喜的成绩，但仍然有不少机组需要改造。
4.对煤电进行灵活性改造，提高机组调峰等辅助服务能力。国家能源出台了《燃煤电厂提升灵活性改造行动计划》，要求在“十三五”期间对全国2亿千瓦燃煤机组进行灵活性改造。灵活性改造目的是为了解满足电网调峰需要，更好地吸纳可再生能源电量，保障电网调峰能力的提高，适应日益增大的峰谷差和运行的稳定性。煤电在灵活性方面有其优势，如调峰出力范围可以进一步扩大，调峰速率可以进一步提高，两班制运行值得试验研究。根据浙能兰溪电厂4台600兆瓦机组的试验研究，在全厂800～1800兆瓦方式下运行10小时以上时，则采用两班制运行方式比单机深度调峰运行具有显著的经济性，平均每次可节约标准煤约120吨。
5.对煤电机组进行供热改造。根据浙江的经验，煤电机组除了节能增容和灵活性改造外，还可以进行供热改造，利用汽轮机抽汽供热，能更有效提高能源利用效率和环保效益。如浙江北仑发电厂经供热改造，将电厂富余蒸汽接入当地热网，现在每年向当地社会企业供热约250万吨蒸汽(每天约7000吨蒸汽)，替代(关停)了当地原有的热电机组，但不影响供热企业的经营(原热电厂转型为热网运营公司)，获得了多赢。浙江统调燃煤电厂已在向社会企业供热方面做了大量工作并取得实效。
6.对煤电机组进行污泥掺烧改造获取环保和经济效益。城市污(雨)水和工业污水处理(包括自来水厂)厂会产生大量的污泥，采用填埋污泥处理的方式很容易产生二次污染并需要占用大量土地。为防止二次污染，国内外越来越多采用了污泥焚烧处理。嘉兴电厂将污泥干化与300兆瓦级燃煤电站锅炉、尾气处理系统相结合，既利用了已有的焚烧设备和尾气处理系统处置污泥，又实现了能源的梯级利用，提高了能源综合利用效率和系统运行的经济性，具有良好的经济和环保价值，并已在合肥等电厂推广应用。从国内外的经验来看，将污泥干化后直接掺入电站煤粉炉焚烧，不需额外增加焚烧和焚烧后尾气处理设备，也不需要对原有燃烧系统进行改造，可以大大降低污泥处理的投资和运行费用。因此，在公用燃煤电厂中掺烧污泥是解决污泥处理难题的较佳途径，也是煤电脱困的一条有效之路，有条件的煤电企业应当积极为之。
7.有条件的煤电机组兼燃生物质，减少煤炭的使用量。生物质能是蕴藏在生物质中的能量，是绿色植物将太阳能转化为化学能而贮存生物内部的能量，是可再生的清洁能源。我国是一个农业大国，生物质资源丰富，生物质能源化利用是一种可行的方法。国电长源电力股份有限公司投资建设了生物质气化再燃发电项目，并于2012年7月完成调试投产，上网电价为0.75元/千瓦时，远高于当地煤电标杆电价(0.3981元/千瓦时)，差额部分由地方政府财政补贴。近期大唐集团拟在吉林开展煤耦合生物质气化发电技术改造试点，得到了国家能源局和地方能源局的支持。
8.具有投资能力的煤电公司应当前瞻性地投资建设一定量的天然气发电机组。从全球看，天然气发电所占比重越来越大，这是因为天然气发电比煤电更具有低碳、清洁和更高的能源效率，大部分发达国家天然气发电在电力结构中占比30%左右，而且占比将继续增大，而我国远不到10%。天然气在全球能源结构中的比重会越来越大，天然气价格也将逐步下降，我国也不例外。特别是天然气分布式电站的建设，实现冷、热、电三联供具有很好的经济性，而且可以直接对用户供电。煤电企业应当看到这一前景，以此结构调整化解煤电发展的困难。
4、煤电发展与化解风险需要国家政策支持
1.超超临界机组技术进步需要国家政策支持。根据热力学第二定律，煤电机组发电效率取决于蒸汽进入汽轮机的温度和排出汽轮机的温度，两者温差越大，则效率越高。汽轮机排汽温度取决于环境温度，难以人为降低，因此，只有提高进汽温度才能进一步提升发电效率。而进汽温度的提升，受制于锅炉受热面材料的耐高温强度和抗腐蚀能力。我国煤电发电效率最高的泰州二期工程为47.94%，主蒸汽温度为600℃，再热蒸汽温度为610℃/610℃。如果蒸汽温度提高到700℃，则发电效率将超过50%。新材料的研究开发和锅炉汽轮机设备制造都不是电力行业所能承担的，必须依赖于冶金和机械行业的技术进步。国家应当从战略角度，着力支持高强度耐高温材料的研究与开发，以此推动煤电技术的进步，促进发电效率的进一步提高。
2.国家对煤电参与电力市场辅助服务政策应当调整。根据当前的电力结构，电网峰谷差日趋增大，电力相对富余的情形下，电网运行往往不是正备用不足，而是负备用不足。这种情况下，抽水蓄能电站对解决电网负备用不足的作用有限，而主要靠煤电的深度调峰或者调停。调峰、调频、调压、事故备用、电网间CCS等辅助服务，是电厂为电网与用户服务的，需要消耗能量和增加运行成本，根据谁使用谁付费的原则，辅助服务费用应由用户和电网承担。而现行政府政策，主要承担电网辅助服务的是煤电企业，政府对其进行严格考核，如果未能满足考核(两个细则)要求，还得支付辅助服务考核费用，显然极不合理。建议政府管理电力的行政部门对煤电辅助服务政策及时作出调整，使煤电参与辅助服务可以获得正当收益，以保障煤电的合法权益，提高煤电参与辅助服务积极性。
3.各级政府应鼓励并支持煤电开展供热、焚烧污泥(包括垃圾)和分布式天然气多联供机组的建设。主要是对热价、电价和污泥(垃圾)处理补助价格等方面给予支持，其价格政策应和当地的独立热电等企业一视同仁。在分布式电源建设上给予土地和财政等支持，督促电力企业保障接入系统适时建设，以保障煤电企业的合法权益。
4.电力行政管理(监管)部门应当加大对电网运行方式编制和日常调度等的监管，使煤电机组运行在安全、经济的方式下。煤电的运行方式对经济性影响十分明显。试验表明，一台600兆瓦超临界机组负荷从600兆瓦降低到300兆瓦运行，煤耗相差26克/千瓦时。因此，煤电机组负荷率在保障电网稳定运行的前提下应尽可能的高，这依赖于电力调度机构运行方式的安排与实时调度。电力调度应是一个公权力机构，但现在是电网内部机构，煤电企业对调度的话语权非常有限，电力调度机构也习惯于对发电企业发号施令，承担合理的安全和经济调度责任并不自觉。因此，政府应当通过加强制度建设和实时监管，保障煤电机组运行在安全经济的方式下。
