改革开放40年，中国经济和社会各项事业劈波斩浪，构建了从降落、转型到横跨的非凡巨变。我国电力工业作为最重要基础产业，发展硕果累累。煤电作为中国电力工业体系的顶梁柱，不仅自立自强走进一条波澜壮阔的星舰之路，更加以安全性平稳的供给承托国民经济高速快速增长。日前，中国电力企业联合会专职副理事长煤电技术水平总体约世界先进设备部分机组领先记者：改革开放40年里，我国煤电行业全面、较慢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，世界上规模仅次于，技术水平先进设备。

主要反映在以下五个方面：(一)煤电设备更新换代，能效水平世界先进设备。我国煤电超强超临界机组在单机容量、蒸汽参数、机组效率、供电煤耗等方面皆超过世界先进设备水平。百万千瓦级超强超临界机冻机组、样板电站60万千瓦超临界循环流化床机组早已超过世界领先水平。

在役机组普遍通过汽轮机通流改建、烟气余热深度利用改建、优化辅机改建、机组运营方式优化等，使机组的技术水平大大提升。改革开放初期，我国只有少数20万千瓦机组，而目前已构成以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/千瓦时上升了162克/千瓦时。单位发电量耗水量由2000年的4.1千克/千瓦时降到2017年的1.25千克/千瓦时，降幅近70%。

与世界主要煤电国家比起，在不考虑到负荷因素影响下，我国煤电效率与日本基本持平，总体上高于德国、美国。(二)煤电大气污染物排放掌控水平世界先进设备。污染掌控设备大大升级。

在烟尘(颗粒物)管理上，改革开放初期电厂锅炉烟气平均值除尘器效率大约85%，目前已超过99.95%左右。在二氧化硫废气掌控上，由上世纪90年代个别煤电机组建设实时引入国外烟气副产物设备及技术，到2005年左右普遍引入副产物技术开始大规模建设烟气副产物装置，目前已全面覆盖面积煤电机组，平均值副产物综合效率已约98%左右。

在氮氧化物废气掌控上，上世纪80年代中后期引入较低氮自燃技术，90年代初新建30万千瓦及以上煤电机组全面使用该技术;2003年前后通过新建项目从国外引入了烟气脱硝技术，十一五以大量引入、消化吸收再行创意、国产化烟气脱硝技术设备为主导辅之以自主创新，减缓了烟尘脱硝工程应用于进程;十二五开始大规模修建烟气脱硝装置，目前，烟气脱硝已仅有覆盖面积燃煤机组。单位发电量污染物废气强度和废气总量皆明显上升。2017年与1978年比起，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年数据为本人估计得出结论)，上升到0.06、0.26和0.25克/千瓦时。煤电烟尘排放量由1978年大约600万吨，降到2017年的26万吨左右，上升了近96%;二氧化硫排放量由2006年峰值1350万吨，降到2017年的120万吨左右，比峰值上升了91%;氮氧化物排放量由2011年峰值1000万吨左右，降到2017年的114万吨左右，比峰值上升了近89%。

电力碳排放强度显著上升。据可行性分析，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大约为1312克/千瓦时(以二氧化碳计)和1083克/千瓦时，2017年减少到843克/千瓦时和598克/千瓦时，分别减少了35.7%、44.8%。(三)火电厂废水管理和控制技术回头在世界前茅。

上世纪80年代初期开始解决问题一些燃煤电厂没建设灰场、灰渣经水力除灰后废气到江河湖海的历史问题，经过十几年的希望，到1995年底原电力部直属电厂全部暂停向江河排灰。同时，燃煤电厂逐步广泛使用废水重复使用利用、梯级利用、改建水力输灰为气力输灰、提升循环水稀释倍率等方式增加排水量。2000年火电行业废水排放量为15.3亿吨，2005年超过顶峰大约20.2亿吨，2017年降到2.7亿吨，较峰值上升了86.6%。

火电行业单位发电量废水排放量由2000年的1.38千克/千瓦时降到2017年的0.06千克/千瓦时，减少95.7%。我国在火电厂用水优化设计、循环水低稀释倍率水处理技术、有界反渗透的应用于边界扩展、低盐稀释性废水处理等方面早已回头在世界前茅。(四)燃煤电厂固体废物综合利用领域大大拓宽。

燃煤电厂固体废物主要为粉煤灰与副产物石膏。我国粉煤灰已普遍应用于水泥、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，开挖矿坑、农业利用，以及萃取漂珠等低附价值利用等方面。十一五以来，随着电煤消费量的提升和副产物装置的广泛应用于，副产物石膏产量大大减少，综合利用途径也大大拓宽，现普遍应用于水泥缓凝剂、石膏建材、改进土壤、开挖路基材料等。

2017年，全国燃煤电厂产生粉煤灰大约5.1亿吨，综合利用率约72%;产生副产物石膏大约7550万吨，综合利用率约75%。(五)发电成本获得严格控制。

我国终端消费电价由政府定价，且不存在简单工商业用电补贴居民用电等交叉补贴，以及从电量中缴纳附加税、酬劳的情况，无法从终端消费电价水平上分析发电成本情况。另外，煤电网际网路电价采行了反映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营成本包含，在总成本中燃料成本已约70%左右，煤炭价格在波动中近年来持续处在高位，无法反映出有发电行业自身掌控成本的贡献。

从单位千瓦煤电耗资水平的变化以及发电企业劳动生产率的变化，可以基本体现出有煤电成本掌控情况。按星型价格计算出来(不考虑到通货膨胀因素)，上世纪九十年代单机30万千瓦机组的千瓦耗资大约为5000千元人民左右，而今单机百万千瓦超强超临界机组的耗资大约为4000元人民币;电厂人均劳动生产率提升百倍左右。煤电标杆电价全国大部分地区来看约在0.26~0.45元人民币/千瓦时，明显高于气电、核电、可再生能源网际网路电价。煤电是承托我国经济社会发展低成本用电的主体。

履霜坚冰，煤电要分担起承托能源转型的新历史使命记者：当前我国正在推展国内能源变革，电力工业也在减缓转型，煤电被彰显什么愿景?王志轩：将近十多年来，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后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给极大影响。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严重不足问题相当严重。

另一方面，由于电力系统适应环境新能源发展的系统调节能力严重不足，灵活性电源相当严重缺少，使煤电出了调峰主力;同时，不受各种因素的影响，煤电利用率和负荷亲率上升、煤电企业亏损相当严重。中国能源转型之无以，在于我们经过40年的较慢、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联合要求的，我们干必不可少这个实际。

因此，无法把能源转型非常简单地解读为用一种能源勇往直前地去替代另一种能源，而是以洗手低碳、安全性高效的拒绝为导向，因地制宜、多源协同、系统优化，持续、均衡增进能源电力转型。能源电力转型顺利如春蚕破壳，煤电有如蚕茧之壳，无法时机未到茧壳再行斩。平均值运营年龄只有11年的年青、先进设备、可观的中国煤电系统须要精准定位，扬长避短，分担起能源电力转型中的新任务和拒绝。

一是煤电在近中期要之后充分发挥好电力、电量的主体作用。持续减少煤炭在能源结构中的比重，大幅提高非化石能源比重，使清洁能源基本符合未来追加能源需求，构建单位国内生产总值碳排放量大大上升，是我国能源转型的战略倾向之一。随着可再生能源的发展，煤电的主体地位最后将被代替，但当前乃至二三十年内煤电仍是获取电力、电量的主体。二是因地制宜、必要积极开展提升煤电机组灵活性调节性能的改建。

煤电机组要提升灵活性运营性能，灵活性应付电力调峰问题，增进其他可再生能源的利用，煤电也将逐步改变为获取可信容量与电量的灵活性调节型电源。但是要充份留意的是，煤电机组灵活性改建不论从理论上还是从实践中上看，都是逆煤电的技术特性和优势的一种措施，是与煤电机组自身洗手、低碳、安全性、高效的运营目标有违的措施。

只是从我国能源系统和电力系统看，由于缺少优质的灵活性电源，必须通过煤电机组的灵活性改建来超过增进新能源发展、并使能源系统整体上超过多目标优化效果。为了大大适应环境可再生能源大量终端电网对系统的影响，电力供给外侧和市场需求外侧都在展开创意，如建设抽水机蓄能电站、燃机电站、储能、储电设施建设以及持续前进电力市场需求号召等。未来，电力辅助服务必定是多种方法竞争，要充份认识到其他方式对煤电机组灵活性改建效益有可能导致的影响。

煤电灵活性改建拒绝，要有前瞻性眼光和系统性考虑到，理应对煤电机组在灵活性改建后寿命、效率、环保、经济性能等方面的转变有制度性承托。在使用明确方案时，要因地制宜，充份论证，技术措施与政策措施相配套，避免一刀切。

三是煤电技术之后在洗手、低碳、高效、安全性的基础上向适应性方面发展。一方面，煤电之后以高效超强超临界技术和更加较低的污染废气技术居多攻打方向，以二次再行冷超强超临界燃煤技术、超强超临界机组的强弱位错落布置技术、650摄氏度蒸汽参数甚至更高温度参数的机组技术、以污染物牵头、系统管理技术为主要研发样板重点;另一方面，根据煤电起到定位发生变化以及回头过来市场需求，应向能源电力系统优化上、区域和产业循环经济市场需求上、用户个性化必须上，在新建或改建煤电机组时，有针对性地自由选择或自定义机组形式(多联产还是发电)、规模、参数和设备运营年限。

要以价值目标为导向而不是以某种全然的手段为导向，片面、极端执着机组的高参数、大容量和高效率，片面追求已无环境效益的极端较低废气，更加无法一刀切、盲目禁令煤电发展。四是污染管理和综合利用措施要向精准、协同的方向扩展。预计到2020年，煤电废气到大气中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年废气总量不会更进一步降到200万吨以下，而且以后也会再行增高。煤电对雾霾的平均值影响份额可以超过国际先进设备的环境质量标准10%以内甚至更加较低。

废气标准制定及环保拒绝的大大提升，要确实实施以环境质量市场需求为导向(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、污染掌控设备稳定性可靠性经济性和低碳拒绝之间的协商、一次污染物与二次污染物掌控协商、高架点源污染掌控与无组源污染源掌控协商、固体废物持续大比例利用和高附加值利用的协商等问题。五是煤电要充分发挥好调整煤炭消费结构起到，增进全社会煤炭污染问题解决问题。电煤占到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，而我国大约占到50%左右，要持续提升电煤比重。

同时要留意，提升电煤比重并不意味著提升煤炭在能源中的比重。六是要让煤电有合理的、分担历史使命的经营环境，高度防止煤电生产经营困境演进为系统性风险。如果煤电行业沦为一个长年、全面、深度亏损的行业，沦为一个被过度节能减排拒绝而环境边际效益几近于零、边际开支成本很大的行业，沦为一个被过早唱衰的行业，不仅支撑不了能源电力减缓转型，而且不会沦为电力、能源、经济运行中的相当严重风险。

储能将增进能源变革以及能源高质量发展记者：在能源转型，尤其是电力转型中，如何提高低碳发展、提升系统灵活性?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网际网路，能否有效地解决问题可再生能源发电的随机性、波动性、不稳定性对电力系统导致的安全性、稳定性和经济性问题就沦为电力转型的关键。要求电能质量优劣从用户来看除了用电的高保障性外，还反映在电压、频率的合格性，以及高精密用电的类似质量拒绝等。解决问题方法非常简单谈，发电外侧减少灵活性调节电源，如比较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，用电外侧通过电力市场需求外侧管理或者用户的市场需求号召来移峰填谷等，还可以通过电网大范围优化配备电能的功能展开调节。

还有一种最重要的方式，就是在电力系统中减少储能或者储电装置，如抽水机蓄能电站、飞轮储能、超级电容储能、把电改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展开电能与机械能、热能、电化学能的双向或者单向切换，其中电力向其他能量展开单向切换主要解决问题电量总体上供大于求的情况下电能的消纳问题;而展开大量、较慢的电能与其他能量的双向切换对于入手可再生能源对电力系统导致的波动性影响，以及作为系统可用、白启动电源等更加有效地。

从实际应用于看，抽水机蓄能不论从电力上还是电量上都是主要的方式，从装机容量看大约占到全部储能容量的95%以上。近年来，随着材料和电池技术的创意发展，电池储能用作电力系统发展迅速。随着技术变革、储能技术成本上升，用作电力系统的有所不同储能、储电工程技术应用于将不会更加多，在可再生能源发电末端、或者分布式能源末端储能也将不会获得较慢发展。

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年牵头印发的《关于增进储能技术产业发展的指导意见》具体，我国储能技术总体上已可行性不具备了产业化的基础，高度总结了储能在能源发展中的机遇与挑战。从机遇谈，一是能源电力转型的拒绝给储能发展获取了辽阔的技术发展和市场空间;二是成熟期的商业化储能和不具备了产业化基础的多种储能工程，如抽水机蓄能、电化学储能、压缩空气储能等的较慢不断扩大应用于不会更进一步减缓储能技术南北成熟期和大规模应用于期，成本不会更进一步减少，性价比进一步提高，储能产业不会构成新的经济增长点;三是能源消费外侧的低碳转型不会减缓增进电动汽车的发展，从而增进电动汽车电池产业发展，提升电动汽车电池在电力系统中储能起到的充分发挥。从挑战来讲，主要有三个方面。

一是发电外侧、市场需求外侧以及储能方面都在展开有所不同程度的技术开发和工程建设，如火电机组的灵活性改建以及电力市场需求号召以提升电力系统的灵活性，有所不同储能技术的竞争实质上是适应性和经济性竞争，必需要高度重视各种技术发展的动态，无法将鸡蛋放在一个篮子里。二是电池材料技术、电池技术以及是电动汽车技术都在大大发展，技术路线自由选择失当导致的系统性风险依然较高;三是政策风险依然较小，在一定程度上谈，储能发展的高低、胜败要求于优惠政策导向、以及电力辅助服务市场完备的程度。因此，对于储能产业发展来讲，既要有充裕的信心，也要大力前进政策实施，同时要因地制宜、因须要制宜、科学决策自由选择好技术路线，要构成平稳的储能商业模式。

既要大力增进，同时要避免一刀切和无序发展。

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