煤电发展面临多维挑战

煤炭是我国最重要的化石能源，剩余探明储量2440亿吨，按目前开发强度只能开采38年。用好煤炭资源、发挥煤炭作用，对保障国家能源安全、实现可持续发展至关重要。发电是煤炭集约高效使用的最主要方式。目前，我国煤电装机10亿千瓦，占全国总装机53%。今后较长一段时期煤电仍是我国的主力电源，但也面临碳排放、环境、成本等诸多约束。

碳减排和污染防治任务艰巨

燃煤发电排放大量二氧化碳和二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物，给我国碳减排和环境治理带来巨大压力。

在碳减排方面，我国对世界作出庄重承诺：二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰；2030年，单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%—65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。煤炭产生的二氧化碳占全社会总排放量的80%，其中电煤燃烧排放占总排放量的43%，“控煤”是实现碳减排关键，限制发电用煤是必然趋势。采用碳捕捉与碳封存方式，解决煤电碳排放问题，技术还不成熟，而且投资大、运行费用高，不经济。

在环境治理方面，长期以来我国环境污染问题突出，特别是东中部地区雾霾、酸雨严重。2017年长三角、京津冀、珠三角地区的平均霾日数分别为53.3天、42.3天和17.9天。为治理污染排放，近年来我国电力行业在常规脱硫、脱硝和除尘等环保措施基础上，对7亿千瓦以上的煤电装机实施了超低排放改造，取得了积极成效，但也付出代价。仅环保治理，煤电度电成本平均增加约5分钱，按2018年全国煤电发电量4.5万亿千瓦时计算，燃煤发电企业每年多付出成本超过2000亿元，目前国家在电价中补贴约3.7分钱/千瓦时，显著增加了全社会用能成本。

布局不合理

2015年以来，东中部新增煤电装机9600万千瓦，占同期全国新增煤电装机的61%，目前东中部煤电装机总量6.2亿千瓦，占全国煤电总装机的62%。长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江平均每10公里就建有一座发电厂。东中部地区煤炭资源有限，探明储量仅占全国的12.6%，需要大量从区外远距离运煤，既不经济，也不环保。煤炭经铁路、公路、港口长途运输和堆放，还造成污染。

另一方面，东中部地区土地资源紧张，环境污染严重。东中部单位国土面积的二氧化硫排放量为西部的5.2倍，全国100多个重酸雨城市主要集中在东中部。远距离输煤，在东中部建电厂，将进一步加剧煤电运、环境、用地等矛盾。打赢蓝天保卫战、建设美丽中国，优化全国煤电布局，压降东中部煤电势在必行。但从目前看，东中部煤电远远没有得到有效控制。

竞争力日益下降

成本低是煤电的重要优势，但随着技术进步和规模化发展，风电、光伏发电经济性快速提升，煤电将失去低成本优势。2018年我国风电、光伏发电平均度电成本分别降至0.35—0.46元、0.42—0.62元，已接近西部北部煤电脱硫标杆上网电价。由三峡集团等投资建设并于2018年底并网的青海格尔木光伏项目平均电价0.316元/千瓦时，低于青海火电标杆电价0.325元/千瓦时。国家电力投资集团乌兰察布风电基地600万千瓦示范项目，是国内首个风电平价上网项目，不需要国家补贴。若计及碳减排成本，煤电的经济性将更差。

煤电发展已经面临多方面、根本性的挑战，需要认真研究、反思，找出切实可行的转型之道。解决煤电发展问题，是电力供给侧结构性改革的重点，关键要控制总量、优化布局、转变功能，为清洁能源发展腾出空间，促进能源结构由化石能源为主向清洁能源为主转变。

要严控新增规模。从世界范围看，主动弃煤的国家不断增加。除波兰和希腊外，欧盟各国承诺2020年以后不再新建燃煤电厂；西班牙、法国、英国、加拿大分别计划2020年、2021年、2025年、2030年前关闭燃煤电厂。为兑现国家碳减排承诺，实现本世纪末全球温升控制在2℃目标，我国承担了巨大的碳减排压力，必须加快压降新增煤电规模，确保煤电装机2020年控制在11亿千瓦以内，2025年前后达峰（12.5亿千瓦），2035年后不再新建燃煤电厂（机组），2050年降至6亿千瓦左右，比当前减少4亿千瓦。

优化煤电布局。下大决心严格控制东中部煤电规模，2022年后，东中部地区不再新建煤电，新增煤电全部布局到西部和北部地区，建设大型煤电基地，通过大电网将煤电与风电、太阳能发电打捆输送至东中部地区。到2030年，东中部煤电占全国的比重从2015年的65%下降至50%左右，新增电力需求主要由区外送入。

提高煤电调节能力。从世界范围看，煤电正逐步向调节性电源转型。2018年4月30日，德国实现全天64%的电力来自可再生能源，大部分火力发电厂当天停运，仅保留部分机组作为调节电源使用。随着清洁能源快速发展，煤电向调节性电源转型的速度将比预期更快。我国应加大煤电灵活性改造力度，加快实施煤电机组调峰能力提升工程，推动存量煤电逐步由电量型向电力型转变。