我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋和能源安全战略，决定了过去及未来一段时期内，煤电都将是我国电源结构中的重要组成部分。当前，随着社会对生态环境要求的日益提高、能源科技的快速发展，新能源替代传统能源、非化石能源替代化石能源成为世界乃至我国能源变革的主流。我国煤电将由传统的提供电力、电量的主体性电源，逐步转变为提供可靠容量、电量的同时，向电力系统提供灵活性调节能力的基础性电源。优化煤电发展路径，促进煤电行业转型升级，与非化石电源协调健康发展是我国能源、电力行业发展的重要任务之一。
一、有序发展煤电，严控潜在过剩风险
电力的生产、输送、分配和消费是同时完成的，这是电力区别于煤炭、石油、天然气、水、粮食等其他商品的独特特征。电力的这一特征，客观决定了电力系统必须具备与电力负荷实时匹配的可靠供电容量。因此，在电源发展规划中，在确保水、核、风、光等各类非化石电源充分发展的前提下，还须根据负荷增长配置一定规模的火电。
经济新常态下，以高端制造业为代表的第二产业、以现代服务业为代表的第三产业、新型城镇化驱动下的居民生活用电成为驱动用电增长的新动能。预计“十三五”期间中国用电需求仍将维持3～5%的中速增长，按此测算，在优先计算其他品种电源的前提下，全国需要煤电装机10.8亿千瓦左右。再考虑到核电、气电等电源建设的不确定性，2020年全国煤电规模宜控制在11亿千瓦以内。
当前，全国已经开展前期工作的煤电储备项目规模偏大，煤电行业潜在过剩风险已经开始显现。截至2016年底，全国煤电装机已超9.4亿千瓦。若不及时采取有效措施控制煤电规划建设节奏，2020年煤电装机规模势必突破12亿千瓦，我国煤电行业将面临更加严峻的生存压力，同时为抢占生存空间，还可能出现不合理挤占非化石能源发电的问题。国家高度重视煤电行业潜在过剩风险问题，在《电力发展“十三五”规划》中明确提出取消和推迟建设1.5亿千瓦以上煤电机组，将2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。同时，国家能源局已连续两年发布了各地煤电规划建设风险预警，实施了煤电“三个一批”举措，调减了相应煤电基地投产规模，煤电行业有序发展工作已初显成效。
二、清洁发展煤电，持续改善大气环境
长期以来，煤电行业是我国大气污染物减排工作的主要抓手。据统计，“十二五”期间，煤电行业二氧化硫、氮氧化物年排放量分别减少425万吨和501万吨，占同期全社会减排总量的104%和119%;煤电行业二氧化硫、氮氧化物排放量占全社会排放总量的比重从2010年的42%、46%，快速下降到2015年的29%、30%。《电力发展“十三五”规划》进一步提出“十三五”期间电力大气污染物排放继续降低50%，为达到这一目标，五年间煤电行业二氧化硫、氮氧化物年排放量需分别减少约265万吨、280万吨，占同期全社会减排总量的54%和47%;2020年，我国煤电行业二氧化硫、氮氧化物排放量占全社会排放总量的比重将进一步下降至19%、22%。此外，我们还需要看到，随着我国煤电行业大气污染物排放量持续减少、占全社会排放总量比重大幅降低，“十三五”及中长期，为进一步改善大气环境，除须继续深度挖掘煤电行业减排潜力之外，更需要全社会各行业共同发力。
煤电行业单位煤炭大气污染物排放强度明显低于其它主要煤炭消费行业，燃煤发电是最清洁、高效的煤炭利用方式，也是实现煤炭清洁化的重要手段。“十三五”期间，应重点提高北方京津冀地区电煤比重，严格控制煤炭散烧，切实提高煤炭清洁化利用水平。清洁发展煤电需要“双管齐下”：一方面是新建超低排放水平的先进煤电机组。按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求，全国有条件的新建燃煤发电机组均应达到超低排放水平(二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为35毫克/立方米和50毫克/立方米)。另一方面是推动现役煤电机组实施超低排放改造。我国现行煤电行业大气污染物排放标准比美国、日本和西欧等发达地区更为严格，但标准的执行刚性有待加强。经测算，“十三五”期间，若对全部现役煤电机组实施超低排放改造，并切实加强标准执行力度，则煤电行业二氧化硫、氮氧化物将分别减排460万吨和450万吨以上。
三、提高煤电灵活性，促进非化石电源充分消纳
随着我国非化石电源快速发展、产业结构优化升级，电源侧随机性、波动性不断增加，负荷侧随第二产业用电比重的持续降低，用电负荷峰谷差持续加大，电力系统调峰能力建设将成为未来我国电力发展的主要任务之一。
煤电是“三北”地区主要电源品种，提升其灵活性将是“十三五”期间增加电力系统调节能力、促进新能源消纳的主要措施。目前，我国“三北”地区煤电占总装机容量的60%，其中一半左右为热电机组，预计到2020年这一比例仍将高于60%，热电比重也将有所增加。与之相比，抽水蓄能、调峰气电等调峰电源的占比到2020年仍不足2%。在未来相当长一段时期内，“三北”地区电力系统仍将依赖煤电机组进行调峰。煤电机组不但总量大，其灵活性潜力也十分可观。通过灵活性改造，煤电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。同时，煤电机组灵活性改造的经济性也具有明显优势，灵活性改造单位投资一般不超过200元/千瓦，明显低于新建调峰电源投资。因此，为有效提升电力系统调峰能力，提高“三北”地区煤电机组灵活性是符合我国实际的优化选择。但需要说明的是，煤电灵活性改造必须因地制宜采用先进改造技术，确保机组效率不出现明显下降，排放符合国家相关标准要求。我国煤电灵活性改造应优先选择30万千瓦级及以下机组。
《电力发展“十三五”规划》提出了2.2亿千瓦的全国煤电灵活性改造规模目标，预计将提升电力系统调峰能力约4600万千瓦。2016年，国家能源局先后启动了两批煤电灵活性改造示范试点工程，共涉及22个试点电厂，总容量超过1700万千瓦。目前，部分试点机组灵活调节能力已经达到和接近国外先进水平。试点项目也开始在解决弃风问题方面发挥积极作用。如辽宁省7个电厂完成灵活性改造后，2017年第一季度，全省风电发电量同比增加47.4%，弃风电量同比减少57.1%。下一步，应尽快梳理和总结试点工程推进情况，进一步明确煤电灵活性改造技术路线，规范技术要求。同时重点结合电力体制改革，加快推进辅助服务市场与现货市场建设，为煤电灵活发展奠定坚实的长效激励和补偿机制。
四、高效发展煤电，夯实立足之本
“十二五”期间，我国持续推进燃煤机组淘汰落后产能和节能改造升级，累计关停小火电机组2800万千瓦以上。煤电机组结构持续优化，超临界、超超临界机组比例明显提高，单机30万千瓦及以上机组比重上升到78.6%，单机60万千瓦及以上机组达到41%。全国燃煤发电机组平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时，达到世界先进水平;五年累计降低18克标煤/千瓦时，年节约标煤8000万吨以上，减排二氧化碳超过2亿吨。
煤电行业要在能源转型升级浪潮中找准定位、健康持续发展，就必须顺应发展趋势，积极应用先进适用技术，持续提高发电效率，夯实立足之本。“十三五”及中长期我国煤电行业需进一步淘汰落后产能、加大煤电机组节能改造力度、提升技术装备水平，力争在“十三五”末将煤电平均煤耗继续降低至310克标煤/千瓦时以下。
