四、关于煤电发展

　　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：

　　一是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，也显著增加了全社会用能成本。

　　二是煤电布局不合理。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。

　　三是煤电竞争力日益下降。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，煤电的经济性将会更差。

　　“人无远虑，必有近忧”，煤电的发展已经面临多方面、根本性的挑战，需要我们认真研究、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。

　　一要严控新增规模。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。

　　二要优化煤电布局。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。

　　三要提高煤电调节能力。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。

　　五、关于电网发展

　　加快清洁能源发展、优化煤电布局、满足电力需求，归根结底需要坚强电网作为支撑和保障。目前，与实现上述目标相比，我国电网发展还存在比较突出的问题。

　　一是电源电网发展不协调。厂网分开后，我国电源和电网发展缺乏统筹规划，导致电源开发、电网发展不配套、不协调。如哈密-郑州、酒泉-湖南、锡盟-泰州等多条特高压直流工程，由于配套电源未能落实，影响了工程效果和投资经济性；西南、“三北”等地区由于外送输电工程建设滞后，造成“三弃”问题严重，制约了清洁能源的大规模发展。

　　二是交直流发展不协调。目前，我国已建成“八交十四直”22个特高压工程，在建“六交三直”9个特高压工程，特高压直流发展相对较快，特高压交流骨干网架发展严重滞后，长期处于500千伏向1000千伏发展的过渡期，“强直弱交”问题突出，使得一些特高压直流工程实际输送功率远低于设计值，造成很大浪费。

　　三是电网智能化水平亟待提升。随着新能源的大规模并网和对节能降耗、电能质量要求的不断提升，电网发展需要统筹协调集中式与分布式发电、传统能源与新能源、电力需求侧管理与多样化用电服务等，电网的灵活适应能力和互动性亟需提高。

　　展望未来，随着我国电力需求增长和能源转型，现有电网受网架结构、短路电流、调节能力等制约，无法适应未来清洁能源大规模接入、大范围配置、灵活调节的需要，必须立足长远发展，加快建设“目标清晰、布局科学、结构合理、智能高效”的中国能源互联网。

　　一要大幅提升电网配置清洁能源能力。我国水能主要集中在西南地区，风能、太阳能集中在“三北”（西北、东北、华北北部）地区，距离东中部主要用电地区1000至4000公里。从目前情况看，电力大范围配置能力严重不足。2018年，“三北”地区电力外送能力仅为5900万千瓦，只有该地区水、风、光装机总容量的26%，同时还要承担煤电外送任务，无法满足清洁能源外送需要。相比之下，丹麦与挪威、瑞典等国间的联网容量为800万千瓦，是丹麦风电装机的1.6倍；葡萄牙与西班牙电力交换能力310万千瓦，相当于葡萄牙风电装机容量的65%，这是欧洲国家弃风少、消纳水平高的重要原因。要实现我国清洁能源大规模开发和消纳，必须坚持“建设大基地、融入大电网、建立大市场”的发展方向，加快清洁能源外送通道建设，全面提升跨区电力交换能力。

　　二要加快建设东部、西部同步电网。扩大同步电网规模是世界电网发展的大趋势，北美、欧洲大陆已形成大规模同步电网，印度也在2013年实现了765千伏交流全国联网。构建中国能源互联网，要把握世界电网发展规律，破除局部平衡思想，加强统一规划，在我国东部、西部分别建设以特高压为骨干网架的能源电力优化配置平台，形成东部、西部两个同步电网。东部电网包括东北电网、华北电网、华中电网、华东电网和南方东部电网（广东、广西、海南）；西部电网包括西北电网、西南电网（川渝藏）和南方西部电网（云南、贵州）。未来，东部电网将与东北亚地区（蒙古、俄罗斯远东、朝鲜、韩国、日本）联网，西部电网将与东南亚、南亚、中亚、西亚联网，最终形成“西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联”的能源格局，满足经济社会发展和人民生活用电需求，并在亚洲能源互联网建设中发挥重要作用。

　　三要实现各级电网协调发展。加快构建1000千伏交流主网架，提高电网配置能力和安全水平；优化750千伏、500千伏电网结构，实现合理分区和可靠运行；扩大220千伏、330千伏电网覆盖范围，总体形成送、受端结构清晰，各级电网有机衔接，交、直流协调发展的电网格局。

　　四要加快智慧电网建设。推动先进信息通讯技术与电力系统深度融合，构建智能互动、开放共享、经济高效、安全可控的现代电力服务平台，提升电网运行的灵活性、互动性和可靠性，满足各类分布式发电、用电设施接入以及用户多元化需求。