國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議決定,在2020年前,對(duì)燃煤機(jī)組全面實(shí)施超低排放和節(jié)能改造,使所有現(xiàn)役電廠(chǎng)每千瓦時(shí)平均煤耗低于310克、新建電廠(chǎng)平均煤耗低于300克,對(duì)落后產(chǎn)能和不符合相關(guān)強(qiáng)制性標(biāo)準(zhǔn)要求的堅(jiān)決淘汰關(guān)停,東、中部地區(qū)要提前至2017年和2018年達(dá)標(biāo)。改造完成后,每年可節(jié)約原煤約1億噸、減少二氧化碳排放1.8億噸,電力行業(yè)主要污染物排放總量可降低60%左右。

一、燃煤超低排放成效顯著。所謂的超低排放,普遍認(rèn)為是為減少燃煤電廠(chǎng)常規(guī)大氣污染物排放、有效改善環(huán)境質(zhì)量,比排放標(biāo)準(zhǔn)中對(duì)一般情況下的污染物排放限值更嚴(yán)要求下的污染治理后排放的簡(jiǎn)稱(chēng)。根據(jù)業(yè)內(nèi)人士的相關(guān)測(cè)算,實(shí)施燃煤機(jī)組超低排放增加的發(fā)電成本約為0.02元/千瓦時(shí),增加發(fā)電成本后的煤電度電成本不超過(guò)0.5元,仍低于天然氣發(fā)電、風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電的成本。未來(lái),通過(guò)提高機(jī)組準(zhǔn)入門(mén)檻、改造現(xiàn)役機(jī)組、淘汰落后機(jī)組,并繼續(xù)推動(dòng)技術(shù)攻關(guān),供電煤耗下降仍有空間。超低排放是通過(guò)技術(shù)手段使燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物排放濃度達(dá)到天然氣燃?xì)廨啓C(jī)組排放標(biāo)準(zhǔn)。去年發(fā)布的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》明確了燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值：在基準(zhǔn)氧含量6%條件下,煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。燃煤發(fā)電超低排放改造的經(jīng)濟(jì)效益明顯。目前,燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)為0.3-0.4元/千瓦時(shí),遠(yuǎn)低于天然氣發(fā)電0.8元/千瓦時(shí)左右的上網(wǎng)電價(jià)。超低排放改造后,用煤發(fā)電達(dá)到同樣的排放甚至更低,成本僅為天然氣發(fā)電的一半。相比其他國(guó)家的煤耗標(biāo)準(zhǔn),中國(guó)燃煤電廠(chǎng)的效率早已高于美國(guó),已經(jīng)接近歐盟和日韓的水平。全球范圍內(nèi)公認(rèn),火電領(lǐng)域供電煤耗每下降10克/千瓦時(shí),技術(shù)就領(lǐng)先一個(gè)時(shí)代。

根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)《中國(guó)電力工業(yè)現(xiàn)狀與展望》,2014年全國(guó)6000千瓦及以上電廠(chǎng)供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗318克/千瓦時(shí),同比降低3克/千瓦時(shí)。國(guó)家能源局用電數(shù)據(jù)顯示,2015年1-10月,全國(guó)供電煤耗率318克/千瓦時(shí),與2013年全面煤耗持平,煤電機(jī)組供電煤耗繼續(xù)保持世界先進(jìn)水平。同時(shí),2014年煤電平均除塵效率達(dá)到99.75%以上,比2013年提高0.1個(gè)百分點(diǎn)。統(tǒng)計(jì)口徑內(nèi)的燃煤發(fā)電機(jī)組基本上全部采取了脫硫措施,煙氣脫硫機(jī)組容量約7.55億千瓦,約占全國(guó)煤電機(jī)組容量的91.5%。截至2014年底,煙氣脫硝機(jī)組容量約6.6億千瓦,約占全國(guó)煤電裝機(jī)容量的80%,比2013年提高了近22個(gè)百分點(diǎn)。2014年煤電企業(yè)脫硫、脫硝、除塵建設(shè)和改造費(fèi)用就超過(guò)500億元,每年用于煤電環(huán)保設(shè)施運(yùn)行的費(fèi)用超過(guò)800億元。這意味著大部分煤電機(jī)組都完成了脫硫脫硝等改造。

與此同時(shí),煤電節(jié)能減排的標(biāo)準(zhǔn)一直在提高。按照2014年公布的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》,到2020年,現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時(shí),其中現(xiàn)役60萬(wàn)千瓦及以上機(jī)組改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時(shí)。針對(duì)煤電的排放標(biāo)準(zhǔn)在層層加碼,2014年7月1日,現(xiàn)役燃煤電廠(chǎng)開(kāi)始實(shí)施最嚴(yán)環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)《火電廠(chǎng)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223-2011),同年4月,環(huán)境保護(hù)部要求京津冀地區(qū)所有燃煤電廠(chǎng)在2014年底前完成特別排放限值改造。近年來(lái)針對(duì)火電廠(chǎng)的環(huán)保要求不斷推出,都很?chē)?yán)格,一線(xiàn)的情況顯示,大型發(fā)電集團(tuán)的脫硫脫硝、除塵等環(huán)保裝置都比較齊全,還可以做的就是同時(shí)加大后端投入,比如碳捕獲等技術(shù)的應(yīng)用,可以做到煤炭清潔利用。

二、燃煤超低排放對(duì)晉陜蒙電煤將產(chǎn)生影響。煤炭的高效清潔利用,要達(dá)到真正的超低排放,除了加大設(shè)備改造外,對(duì)煤炭的質(zhì)量指標(biāo)要求將越來(lái)越嚴(yán)格,尤其是對(duì)高硫煤更加苛刻,山西電煤硫分普遍偏高的老舊礦井將愈發(fā)不利。在我國(guó)電煤主要輸出地“三西”地區(qū)中,陜西神府、內(nèi)蒙古東勝煤田生產(chǎn)的電煤硫分均低于0.5%,最低至0.2-0.3%,而山西煤炭生產(chǎn)以老礦井為主,其煤炭資源賦存基本屬于上組低硫煤,下組高硫煤。隨著礦井開(kāi)采程度的加深,大部分礦井上組低硫煤開(kāi)采已經(jīng)所剩無(wú)幾,主力工作面以下組高硫煤為主。所以山西生產(chǎn)的煤炭硫分比陜西、內(nèi)蒙要高。山西大同地區(qū)侏羅紀(jì)煤層已基本開(kāi)采完畢,現(xiàn)開(kāi)采的石炭紀(jì)下組煤硫分均在1%左右;朔州地區(qū)主要礦井生產(chǎn)的原煤硫分大于1%,中煤集團(tuán)今年煤炭產(chǎn)量大幅下滑與此有關(guān)。山西中南部地區(qū)大部分礦井生產(chǎn)的原煤硫分均在1.5%左右,個(gè)別礦井硫分超過(guò)2%。因此,每年節(jié)約的約1億噸原煤,壓力很可能主要傳導(dǎo)到山西,將進(jìn)一步擠占山西的傳統(tǒng)市場(chǎng),而陜西、內(nèi)蒙古受到的影響將很弱。

三、面對(duì)燃煤超低排放,煤電產(chǎn)業(yè)仍大有可為。國(guó)務(wù)院《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》指出,到2020年煤炭消費(fèi)總量達(dá)到峰值---42億噸,將占一次能源消費(fèi)總量的62%。在《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)》的規(guī)劃目標(biāo)中,到2020年我國(guó)電煤比重將達(dá)到60%以上。按煤炭峰值消費(fèi)水平為42億噸計(jì)算,至2020年我國(guó)煤炭消費(fèi)量尚有近6.8億噸的增長(zhǎng)空間,其中電煤有5億噸的增長(zhǎng)空間。按照4500小時(shí)的煤電利用小時(shí)數(shù)計(jì)算,再考慮效率提升等因素,仍存在6億-7億千瓦左右的理論煤電增長(zhǎng)空間。

從我國(guó)能源資源分布和未來(lái)能源需求出發(fā),在近中期,煤電作為主體能源仍有一定的增長(zhǎng)空間。在改革開(kāi)放以來(lái)的經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展時(shí)期,煤電在滿(mǎn)足我國(guó)能源需求方面發(fā)揮了重大的歷史作用,有力地保障了我國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)和社會(huì)發(fā)展。我國(guó)能源戰(zhàn)略目標(biāo)之一是發(fā)電能源結(jié)構(gòu)實(shí)現(xiàn)低碳化,煤電的碳排放特點(diǎn)成為制約其發(fā)展的主要因素,但就近中期來(lái)看,煤電仍會(huì)是保障國(guó)家能源電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的主體能源。

我國(guó)煤電與新能源發(fā)展是相輔相成的,煤電逐漸從電量提供主體向容量提供主體轉(zhuǎn)變。在能源電力低碳發(fā)展的戰(zhàn)略目標(biāo)下,近年來(lái)我國(guó)新能源裝機(jī)容量和發(fā)電量都保持著超高的增長(zhǎng)速度,但新能源天然具有隨機(jī)性和間歇性特點(diǎn),有效容量低,無(wú)法大規(guī)模經(jīng)濟(jì)存儲(chǔ),在參與電力平衡時(shí)有效容量通常只有裝機(jī)容量的5%-10%,煤電在新能源發(fā)展上正在并持續(xù)扮演著重要角色。在電量上煤電為新能源“讓路”,利用小時(shí)數(shù)下降將成為常態(tài)。我國(guó)政策上以消納新能源電量為優(yōu)先目標(biāo),新能源在電量上必然“擠占”傳統(tǒng)煤電發(fā)電量。2014年我國(guó)新增發(fā)電量全部來(lái)自風(fēng)能、太陽(yáng)能和核能,煤電有史以來(lái)首次發(fā)電量負(fù)增長(zhǎng)。我國(guó)已向國(guó)際社會(huì)承諾,2020年“非化石能源占一次能源消費(fèi)比重達(dá)到15%”,未來(lái)新能源加大發(fā)電量占比的趨勢(shì)仍將延續(xù)。隨著新能源加速發(fā)展和用電結(jié)構(gòu)調(diào)整,系統(tǒng)對(duì)調(diào)峰容量的需求將不斷提高,煤電是當(dāng)前技術(shù)條件下最經(jīng)濟(jì)可靠的調(diào)峰電源。新能源大規(guī)模接入導(dǎo)致系統(tǒng)面臨的調(diào)峰壓力日益增大,尤其是風(fēng)電的反調(diào)峰特性更明顯增加了電網(wǎng)調(diào)峰的難度。隨著國(guó)家產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整步伐加快,第二產(chǎn)業(yè)用電比例持續(xù)下降,第三產(chǎn)業(yè)和居民用電比例逐步上升,使得系統(tǒng)負(fù)荷特性發(fā)生較大變化,系統(tǒng)峰谷差不斷加大,以華東電網(wǎng)為例,2014年最大峰谷差接近全網(wǎng)用電負(fù)荷的1/3,節(jié)日期間峰谷比變化值是年平均值的2-3倍,調(diào)峰難度顯著增加。

目前,我國(guó)系統(tǒng)中可選的調(diào)峰電源主要包括水電、氣電、儲(chǔ)能和煤電等。水電中抽水蓄能電站調(diào)節(jié)性能優(yōu)良,但受站址資源條件約束和審批建設(shè)緩慢影響,發(fā)展速度和總量有限。兩步制電價(jià)一定程度上完善了抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制,但收益問(wèn)題制約著各方投資抽水蓄能電站的積極性。氣電也有較強(qiáng)調(diào)峰能力,但我國(guó)天然氣資源相對(duì)缺乏,價(jià)格一直居高不下,按比價(jià)關(guān)系計(jì)算是煤價(jià)的3-4倍。且目前已建和在建的燃?xì)怆姀S(chǎng)大部分為聯(lián)合循環(huán)供熱機(jī)組,主要任務(wù)是滿(mǎn)足供電和供熱需求,調(diào)峰容量有限。我國(guó)目前煤電機(jī)組的技術(shù)調(diào)峰能力一般可達(dá)到機(jī)組容量的50%左右,新建機(jī)組的技術(shù)調(diào)峰能力更強(qiáng),且在煤耗方面不會(huì)有太大損失。從系統(tǒng)角度來(lái)看,煤電作為調(diào)峰電源具有技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)勢(shì),我國(guó)在一定時(shí)期內(nèi)仍要依賴(lài)煤電作為主要的調(diào)峰容量提供主體。由我國(guó)電源結(jié)構(gòu)可見(jiàn),2014年底我國(guó)水電比重占22.2%,氣電比重占4.1%,電源構(gòu)成以煤電為主,達(dá)63.3%。按2020年實(shí)現(xiàn)15%非化石能源利用目標(biāo)測(cè)算,屆時(shí)我國(guó)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量至少達(dá)到3億千瓦,為支撐新能源消納,仍然需要規(guī)劃新建一定規(guī)模的煤電機(jī)組提供調(diào)峰、調(diào)頻、電壓調(diào)節(jié)、黑啟動(dòng)等服務(wù)。

而充分發(fā)揮煤電的支撐作用,關(guān)鍵是要逐步建立健全市場(chǎng)機(jī)制,正確引導(dǎo)、深入開(kāi)展綜合效益評(píng)估與政策制定,逐步將煤電發(fā)展成為市場(chǎng)容量提供主體。對(duì)于現(xiàn)有煤電容量,應(yīng)充分利用,通過(guò)政策逐步建立完善容量市場(chǎng),引導(dǎo)煤電積極參與調(diào)峰等輔助服務(wù),加強(qiáng)對(duì)新能源消納的支撐。在全面實(shí)施燃煤電廠(chǎng)超低排放和節(jié)能改造的基礎(chǔ)之上,同時(shí)應(yīng)審視火電利用小時(shí)數(shù)這一重要評(píng)價(jià)指標(biāo)在新形勢(shì)下的適用度,考量火電定位的調(diào)整變化,建立包含發(fā)電量、輔助服務(wù)、容量供給等內(nèi)容在內(nèi)的火電利用小時(shí)新定義和內(nèi)涵,鼓勵(lì)有意愿、有能力、成本低的火電機(jī)組積極主動(dòng)參與深度調(diào)峰,為低谷時(shí)段風(fēng)電、核電釋放上網(wǎng)空間,同時(shí)將風(fēng)電、核電納入市場(chǎng)范疇,一定程度上實(shí)現(xiàn)風(fēng)電與火電、核電與火電之間的互濟(jì)互補(bǔ)。

總的來(lái)說(shuō),在經(jīng)濟(jì)發(fā)展新常態(tài)下,只要我們一方面對(duì)我國(guó)煤電發(fā)展科學(xué)統(tǒng)籌規(guī)劃;另一方面面向需求轉(zhuǎn)變定位,通過(guò)完善市場(chǎng)機(jī)制,全面實(shí)施燃煤電廠(chǎng)超低排放和節(jié)能改造,激勵(lì)煤電機(jī)組參與調(diào)峰、備用等輔助服務(wù),提高系統(tǒng)對(duì)新能源發(fā)電的接納能力,我國(guó)煤電能源主體支撐地位在可預(yù)見(jiàn)的將來(lái)不會(huì)發(fā)生根本改變,煤電將會(huì)越來(lái)越被洗“白”。