中国电力企业联合会党组成员、专职副理事长兼秘书长于崇德
1 煤电发展的现状
1-7月份，全国全社会用电量3.56万亿千瓦时，同比增长6.9%，全国规模以上机组发电量3.48万亿千瓦时，同比增长7.5%，经济运行保持在合理区间，稳中向好态势更加巩固。
截至2017年7月底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，全国煤电装机9.5亿千瓦，占发电装机总量的56%，同比增长3.9%。全国非化石能源装机6.3亿千瓦，占总装机容量的37.4%，同比提高了1.9个百分点，上半年新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点。在需求引导和国家政策支持下，我国电力工业绿色低碳发展速度明显加快，与此同时，燃煤发电板块也呈现出清洁、高效的良好态势。
一是煤电装机结构不断优化
近年来，我国大容量、高参数、节能环保型发电机组数量不断增加，比例不断扩大，截至2016年底，30万千瓦及以上机组占煤电装机比重达88.3%，其中100万千瓦等级机组9682万千瓦，占比为10.3%，60万千瓦等级机组3.4亿千瓦，占比为36.4%，30万千瓦等级机组3.9亿千瓦，占比为41.6%。已投运百万千瓦超超临界机组94台，数量和总容量均居世界首位。
二是煤电发电效率大幅提升
在煤电机组平均利用小时逐年下降的情况下，煤电机组平均供电煤耗仍有较大幅度的下降，2016年全国燃煤电厂平均供电标准煤耗为312克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时，其中百万千瓦等级机组平均供电煤耗为285.5克/千瓦时;60万千瓦等级机组平均供电煤耗306.4克/千瓦时;30万千瓦等级机组平均供电煤耗308.2克/千瓦时。2016年6月，代表着世界领先技术水平的华能安源电厂1号66万千瓦超超临界二次再热机组投运;9月，国电泰州电厂二期3号百万千瓦超超临界二次再热机组投运，年底，华能莱芜电厂1号百万千瓦超超临界二次再热机组投运，机组发电效率达到了47.82%，供电煤耗266.5克/千瓦时，各项经济技术指标创出新水平，标志着燃煤发电机组升级换代、产业升级迈出了新步伐。
三是煤电的污染物排放大幅下降
多年来各发电集团和基层企业，高度重视污染物减排工作，严格执行新的《大气污染防治法》和污染物排放标准，投入大量的资金，经过多轮设备改造治理和高标准投产新机组，“十一五、”“十二五”期间都提前超额完成了国家下达的节能环保任务，为全国单位GDP能耗下降和污染物减排目标的实现，做出了突出贡献。近几年来，国家推动深度节能减排，发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》，各发电集团和基层企业积极响应，主动推进，取得了显著成效。截至2016年底，全国煤电机组超低排放改造超过2.5亿千瓦，深度节能改造1.9亿千瓦，五大发电集团50%以上煤电机组完成超低排放改造，神华集团超低排放机组达到62%，全国煤电机组脱硫、脱硝系统设备平均投入率分别达到99.58%和99.23%，我国燃煤电厂度电烟尘排放量0.08克，二氧化硫排放量0.40克，氮氧化物排放量0.36克，比2010年分别下降0.42克，2.30克，2.44克，各项排放指标处于世界同类型机组先进水平。从近几年的统计数据分析看，电力行业消费了全国五成煤炭的体量，但在全国污染物排放总量中占比约一成左右。
2 煤电企业面临的问题和挑战
总体看，我国经济发展进入新常态后，宏观经济增速明显下降，电力消费增速相应下降，全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩。随着供给侧结构性改革持续深化，清洁低碳绿色转型步伐加快，风电、太阳能发电机组比重逐年提高，煤电机组在系统中将承担更多地调节功能，机组平均利用小时下降，特别是煤电机组利用小时下降既是趋势，也是常态，煤电企业面临诸多挑战。
(一)电力过剩风险已经显现
近年来，我国发电机组利用小时下降，特别是煤电机组利用小时下降明显，全国煤电机组利用小时2010年为5031小时，2016年仅为4250小时，预计今年将降至4150小时左右，明显低于煤电机组5500的设计利用小时数。特别是高参数大容量煤电机组长时间低负荷运行，机组难以发挥能效高、污染物排放低的性能优势。据火电机组能效对标数据显示，2016年参与对标的百万千瓦等级煤电机组的平均利用小时为4762.01小时，同比降低243.11小时;平均供电煤耗285.16克/千瓦时，高于平均设计煤耗2.02克/千瓦时;60万千瓦等级煤电机组的平均利用小时为4428.81小时，同比降低87.13小时;平均供电煤耗308.06克/千瓦时，高于平均设计煤耗1.35克/千瓦时。30万千瓦等级煤电机组的平均利用小时为4312.03小时，同比降低117.2小时;平均供电煤耗311.96克/千瓦时，高于平均设计煤耗5.54克/千瓦时。同时，弃风弃水弃光限核的问题也比较突出。2016年，全国弃风、弃光、弃水电量达1100亿千瓦时，海南和辽宁的核电机组利用小时不足5000小时。截至2016年底，全国纳入规划、核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦，其中核准在建项目1.86亿千瓦，未核先建和企业自备电厂项目3800万千瓦，如果全部投产，2020年我国煤电装机近13亿千瓦，将突破11亿千瓦的“十三五”控制目标，煤电机组利用小时数将降至3600小时左右。要防范化解产能过剩的风险就要去产能，要淘汰落后产能，严控新增产能，停缓建部分在建产能，今年政府工作报告提出，要求淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，化解产能过剩风险列为今年电力行业的一项重要工作。截至7月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量16.45亿千瓦、同比增长7.2%，增速同比降低4.2个百分点。其中，火电装机同比增长4.7%，增速同比降低3个百分点，增速有所回落，国家关于煤电有序发展系列政策措施效果开始显现，煤电产能过剩风险得到初步控制。但今后一段时期电力产能过剩的风险仍将存在，控产能、调结构的任务还十分艰巨。批评，成为日本政府决定报废反应堆的契机。
(二)电力企业经营困难
多重矛盾交织，电力企业经营困难，外部环境不宽松。目前，电煤价格继续高位运行，市场交易和大用户直购电量大幅上升导致交易电价下降，机组利用小时下降，环保成本增加，去产能短期影响等因素，企业经营困难，效益严重下滑。特别是煤价大幅上涨和电价大幅下降对发电企业效益影响很大。2016年下半年以来，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致煤炭供需失衡，电煤供需形势从宽松转为偏紧、部分地区供应紧张，煤价一路飙升，2017年3月27日煤炭价格达到649元/吨，相比2016年年初，上涨75.4%，煤电度电燃料成本增加8.8分。在科学的电价形成机制未建立完善的情况下，全社会对下调电价呼声很高。2015年以来，国家两次下调全国煤电上网标杆电价累计约5分/千瓦时，市场交易电量逐年增加电价平均下降7.23分/千瓦时，风电和光伏发电上网电价也分别下调了3—7分/千瓦时、13—15分/千瓦时。据统计2016年五大发电集团煤电板块利润同比下降68.6%，2017年一季度，利润同比下降119.7%，整体亏损27亿元，2017年上半年，利润同比下降146.7%，整体亏损123亿，电力企业经营形势很不乐观，安全稳定压力大。
电力企业经营困难，得到了国家有关部门的重视，6月21日，国家发改委发布了《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，政策落实后，煤电上网电价相当于上调1分钱，虽然得到一定缓解，但仍不能改变今年燃煤发电企业整体亏损的局面。
(三)大机组竞赛需进一步完善提高
火电机组竞赛工作历经30多年，积累了一些成功的经验和做法，随着电力工业的发展和社会的进步，仍需与时俱进，不断完善提高。
一是竞赛标准对机组类型划分的科学性仍需完善提高。由于参与竞赛的机组类型和数量较多，目前对标竞赛中，虽然已经根据机组铭牌容量、冷却方式、热电比等主要参数进行了划分，但仍存在部分少量供热机组与纯凝机组混合评选、供热机组修正系数不完善等问题。
二是数据真实性、公平性核查手段仍需完善提高。为保障大机组对标竞赛数据公平、公正，多年来不断完善核查方式。2013年，制定了竞赛数据现场核查制度，组织各主要发电集团专家对拟获奖机组及数据异常机组进行现场数据核查。2014年，制定了同厂同类型纯凝机组、无重大技改情况下，年度供电煤耗不超过5克/千瓦时、入厂入炉煤热值差不超过330千焦/千克的限制标准。2016年，对供热机组供热抽气压力修正系数进行了进一步细化。由于现场核查数据时间短、检验手段单一等，目前，仍存在部分电厂机组之间供电煤耗分摊、纯凝机组少量抽汽供热导致煤耗偏低而核查难以准确界定、入厂入炉煤热值差核实方法有限、供热机组抽汽压力系数认定和供热量分摊计算标准不完善等问题。
三是对标标杆的先进性仍需完善提高。目前，大机组能效对标竞赛只是在国内运行的机组中进行，尚未引入国际同类型先进标杆机组对标，对标与竞赛的覆盖面和标杆的先进性还不够。另外，对对标竞赛优胜机组的激励政策研究不够，对标竞赛虽起到了比学赶超、持续改进，不断提升大机组能效环保整体管理水平的作用，但大机组特别是优胜机组利用率低，对效能环保的贡献体现的还不够。据统计，2016年全国火电机组利用小时同比下降204小时，其中100万千瓦等级同比下降200小时，60万千瓦等级同比下降221小时，30万千瓦等级同比下降253小时，20万千瓦等级同比下降118小时，10万千瓦以下同比上升550小时。
3 煤电企业应高度关注并做好以下工作
(一)主动作为防范化解煤电产能过剩风险
7月26日，16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》，《意见》提出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。
一是充分认识煤电产能过剩的风险。目前，电力系统既存在火电机组利用小时低，又存在严重弃风、弃光、弃水、限核问题，除了部分区域网源荷布局结构不合理因素外，主要是产能过剩问题。今年5月份，在60万千瓦机组能效对标及竞赛年会上，我曾经为大家算过一笔账，就是去年煤电发电量为39058亿千瓦时，风电、太阳能、水电发电量共14879亿千瓦时，两项合计为53937亿千瓦时，煤电机组为9.43亿千万，若风电、光伏、水电机组电量都让给煤电机组发，煤电机组全年利用小时仅为5720小时，上年底，水电机组33207万千瓦，风电机组14747万千瓦，光伏机组7631万千瓦，三项合计发电能力55585万千瓦，这说明煤电产能过剩风险确实是存在的，大家要有清醒认识。
二是主动作为，加快淘汰落后产能，严控新增产能。 电力行业各单位要认真贯彻落实年初政府工作报告和7月26日16部委联合下发《意见》的具体要求，在政府有关部门统筹协调下，认真分析研究提出淘汰、停缓建煤电机组的行动计划，严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规标准和产业政策要求，依法依规淘汰关停不符合要求的30万千万以下煤电机组(含燃煤自备机组)。要妥善处理好短疼与长疼的关系，化解煤电产能过剩与企业当前承受力的关系，严控新增产能规模。同时，要优化存量，加大机组灵活性改造的力度，挖掘煤电机组调节能力，提高系统调节运行效率，特别东北区域冬季供暖期，系统调节能力严重不足，煤电机组灵活性改造更为紧迫。另外，要规范燃煤自备电厂的管理，自备电厂要纳入国家电力建设规划，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应调峰任务。
三是要用好现有政策，继续争取政策支持。淘汰落后产能涉及到人员安置、资产债权债务处置、电量计划留存多久等问题，停缓建项目涉及投资、设计、施工、制造、银行等企业经济利益及合同、协议法律处置问题，还有何时停缓建相对安全风险小、成本损失小的问题以及国家有关部门的考核问题等，还有机组灵活性改造后，辅助服务电价激励政策问题，都应认真研究。要妥善处理好国家、企业、员工、社会的关系，认真研究用足用好现有政策，继续争取国家更多的政策支持，立足当前，着眼长远，干成事，不出事，切实保障淘汰、停缓建目标任务按期完成。
(二)多措并举改善企业经营状况
目前，煤电企业经营困难有多方面原因，既有发展的问题，也有改革的问题，还有管理的问题。关于企业内部发展、改革、管理的问题，多年来各单位“八仙过海、各显神通”都探索积累了丰富的经验，今天我仅从行业的角度谈一点想法。
一是要积极参与全国电力发展规划制定与实施，保障电力可持续健康发展。纵观近年来电力发展的过程和目前的现状，成绩很大，问题不少，有些问题是缺少规划、或者规划不科学、规划引领不够造成的，比如网源不协调问题，弃风、弃光、弃水、限核问题，自备电厂无序发展问题，产能过剩问题等等。在发展方面，规划问题是一个根本的问题，必须高度重视。对煤电来说当前应抓好淘汰落后产能、停建缓建富裕产能的规划问题，各单位都要积极参与，共同保障淘汰、停缓建规划的科学性、合理性，经得起实践和历史的检验。
二是要积极参与深化电力体制改革，建立完善的市场体制机制和科学的电价形成机制。中央9号文件和6个配套文件下发后，电力市场化改革步伐加快，特别是地方政府对电改的积极性高涨。电力体制改革应立足于建立完善的市场体制机制和科学的电价形成机制，电力行业企业应积极参与电力市场体制机制建设和完善工作，主动营造并维护正常的市场秩序，反对恶性竞争，扰乱市场秩序的行为，防止在市场体制机制未建立的情况下，靠行政干预片面追求降电价目标，要依据市场培育发育程度和企业承受能力推进改革的进度，防止追求进度，忽视质量，把改革做成夹生饭。对煤电来说当前应注重研究煤电上网电价的科学性问题，随着电源结构的不断优化，煤电机组兼顾主体电源与调节电源的功能作用，低利用小时将成为常态，要重新核定煤电上网电价构成与电价核算基础，完善煤电机组调峰、旋转备用等辅助服务成本补偿机制，出台合理的电价政策，保障煤电机组按调度要求随时开得出、运行稳，发挥应有的作用。
三是积极参与宏观调控政策的制定工作，建立科学有效的激励约束机制。要高度关注宏观调控政策中涉及电力行业企业政策制度的制定工作，积极参与相关调研活动，积极建言献策反映诉求，保障政策制度合情合理、公平正义、科学实用。对煤电来说当务之急是要解决煤价畸高的问题，要依据煤炭开采与运输成本和发电企业成本承受能力，研究利用市场机制和政府作用，抓紧把煤价降至合理区间，建立煤炭与电力两个上下游行业互利共赢健康发展的长效合作机制。
针对当前行业面临的严峻形势，中电联及时启动了多项涉及行业发展的重大问题专题调研，就防范和化解煤电产能过剩风险、电煤价格畸高、企业经营困难等问题向国务院有关部门反映，得到了相关部门的重视，部分建议已经得到采纳。
(三)精细管理提高煤电机组能效环保水平
节约能源资源，保护生态环境是我们的基本国策，也是人类面对大气污染、资源短缺、气候变化三大挑战应有的态度。通过大机组能效对标竞赛工作，促进电力行业企业深入开展节能减排，不断提升煤电机组能效环保水平的制定工作，积极参与相关调研活动，积极建言献策反映诉求，保障政策制度合情合理、公平正义、科学实用。对煤电来说当务之急是要解决煤价畸高的问题，要依据煤炭开采与运输成本和发电企业成本承受能力，研究利用市场机制和政府作用，抓紧把煤价降至合理区间，建立煤炭与电力两个上下游行业互利共赢健康发展的长效合作机制。
针对当前行业面临的严峻形势，中电联及时启动了多项涉及行业发展的重大问题专题调研，就防范和化解煤电产能过剩风险、电煤价格畸高、企业经营困难等问题向国务院有关部门反映，得到了相关部门的重视，部分建议已经得到采纳。
一是继续做好煤电机组深度节能和环保超低排放改造工作。按国家要求在“十三五”期间分年度按期完成节能环保改造任务，同时，对部分煤电机组进行灵活性改造，既适应系统调峰需要，又满足节能环保标准要求，切实提升煤电机组的整体节能环保水平。
二是统筹协调，在更大更广范围优化配置资源，提升能源资源配置效率。要适度增加高效清洁大机组特别是对标竞赛优胜机组的利用小时，充分发挥高效清洁大机组在节能环保方面的优势。严格按照政府部门关于规范自备电厂管理的要求，燃煤自备电厂要严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。要提高电煤在煤炭消费中的比重，燃煤发电是世界公认的煤炭清洁高效的利用方式，散烧煤在能效和环保方面都无法与电煤媲美，要大量压减散烧煤，提高煤炭转化为电能的比重。要推进电能替代，以电代煤，以电代油，提高电能在终端能源消费中的比重。
三是持续改进不断提升大机组对标竞赛工作水平。要修订完善对标办法和竞赛标准，坚持问题导向和典型引路，提升对标办法和竞赛标准的科学性，有效引导各发电企业精细管理，争先创优，发挥好对标办法和竞赛标准的引领作用。要进一步完善指标数据核查方式，发挥平台软件的校核作用，通过数据对比分析，应用关联指标对相关数据真实性进行验证，并加大专家现场核查工作力度，确保对标竞赛结果公平公正。要引入国际同行先进企业标杆机组数据对标，进一步构建科学的对标体系，加强与日本、韩国、德国、美国等国外行业组织的联系，搭建国内外同类型企业和机组能效对标平台，以提升对标竞赛工作的先进性。通过国内外对标，借鉴国外企业在技术应用、精细化管理等方面的先进经验，进一步提升国内发电企业的能效环保管理水平。
中电联将坚持立足行业、服务企业、联系政府、沟通社会的功能定位，加强自身服务能力建设，进一步提升服务企业、服务行业、服务政府、服务社会的水平。
