2013年年初以來,我國出現了以大面積、普遍性和常態化為特征的霧霾，事關百姓的身心健康。加快霧霾治理，消除民眾的“心肺之患”，已刻不容緩。黨中央、國務院高度重視，各地區、各部門迅速行動，定目標、建機制、強監管，在大氣污染綜合治理上邁出了新的步伐。

治理霧霾的重要措施之一是加快調整以煤炭為主的能源結構，合理控制煤炭消費總量。那么作為我國主力電源的煤電如何發展呢？

一、加快調整以煤炭為主的能源結構

我國已經成為世界上第一大能源生產國和消費國，2013年能源消費了37.6億噸標準煤，其中煤炭消費量占一次能源消費總量的65.7%。可以預見未來能源需求還會保持一定的增長速度。如何在保證經濟社會發展對能源需求的同時，實現生態文明建設的和諧發展呢？我認為就是要加快調整以煤炭為主的能源結構，促進能源綠色發展。

（一）借鑒國際經驗，治理霧霾必須調整以煤炭為主的能源結構

有關資料顯示，發達國家霧霾高發時期，無一例外的特征是煤炭占一次能源消費比例高；其治理霧霾的經驗也說明，有效治理霧霾需要盡快改變以煤炭為主的能源結構，將煤炭占一次能源消費比例降到一個比較低的水平。我國治理霧霾也必須從調整能源結構入手，逐步改變以煤炭為主的能源結構，合理控制煤炭消費總量。

（二）在相當長一段時間內，煤炭作為主體能源的地位和承擔保障國家能源安全穩定供應的重任難以改變

1、從我國資源儲量來看，煤炭資源儲量豐富。有資料顯示：截至2012年末，全國已查明煤炭資源儲量1.42萬億噸，占一次能源資源總量的94%。2013年石油、天然氣對外依存度已分別達到58.1%和31.6%。

2、從我國能源的消費來看，2000年我國能源消費總量為14.55

億噸標準煤, 其中煤炭消費量占能源消費總量的69.2%，隨著我國經濟進入新一輪快速增長通道，經濟結構重型化加劇，能源需求快速增長，能源結構也呈逆轉之勢， 2006-2007年煤炭消費量占能源消費總量達到71.1%的頂點，2008年受國際金融危機的影響，我國能源需求增長減緩，煤炭消費量占能源消費總量的比例逐漸下降到2010年的68.0%。近三年來，煤炭在我國一次能源消費中的比重以每年接近1%的速度下降，從2011年的68.4%到2013年的65.7%，詳見表1。預計未來相當長一段時期內煤炭仍將成為我國第一大能源消費選擇,其比重下降緩慢。

我國能源發展的實踐表明，調整以煤炭為主的能源結構是一個長期的歷史過程，不可能一蹴而就。

3、從我國中長期能源需求來看，為實現黨的十八大報告提出的“兩個百年”戰略目標，保障國民經濟發展，我國能源需求還將持續增加。據有關部門測算，到2020年我國能源需求總量將達到52億噸標準煤左右，煤炭需求量47億噸左右，約占60%，煤炭仍將是我國的主要能源。

綜上所述，由于富煤貧油少氣的能源資源稟賦特點，決定了我國今后在相當長的一段時間內，煤炭作為主體能源的地位難以改變。為了經濟社會的可持續發展，我國必須要有一種穩定、可靠、經濟的能源資源保障國家的能源安全，而立足國內是我國能源戰略的出發點，這就決定了煤炭仍將承擔保障能源安全穩定供應的重任。

（三）清潔能源必須加快發展，但短期內還難以大規模替代傳統化石能源

我國治理霧霾必須加快發展清潔能源，才能逐步改變以煤炭為主的能源結構。

從我國清潔能源發展來看，雖然取得了很大成績，但到2013年清潔能源消費僅占一次能源消費的9.8%，距離2015年清潔能源的比重達到11.4%的規劃目標，還有1.6個百分點的距離。到2020年，達到我國政府向國際社會作出的兩項承諾---非化石能源占一次能源消費的15%左右，單位GDP二氧化碳排放量比2005年減少40%--45%，我們還需要作出極大的努力。2013年，我國發電裝機容量達到了124738萬千瓦，其中清潔能源發電裝機共計38490萬千瓦，僅占全國發電裝機的30.86%；全國全口徑發電量達到53474億千瓦時，其中清潔能源發電量達到11572億千瓦時，僅占全國發電量的21.64%，說明清潔能源的作用有限，發展任務仍然非常艱巨。由于受技術、經濟、安全等方面因素制約，清潔能源未來供應能力仍存在不確定性，短期內難以大規模替代傳統化石能源。

因此，我國治理霧霾必須繼續加快發展以水電和核電為重點的清潔能源，在充分考慮電力系統消納能力、電價承受能力以及保持國內產業國際競爭力的條件下積極發展風電、太陽能發電等非水可再生能源發電和分布式能源系統；為促進大型能源基地集約化開發和清潔能源高效利用，必須加快建設堅強的主網架，加快建設跨區域輸電通道，加強城鄉配電網建設改造，提高電網的智能化水平。與此同時，我們必須高度重視煤炭的清潔高效利用，把煤炭清潔高效利用與發展清潔能源統籌規劃，共同推進，才能更快更有效地治理霧霾，為建設天藍、地綠、水凈的能源生態文明作出貢獻。

二、提高煤電的清潔化水平

（一）我國煤電發展現狀

2013年，我國煤電裝機容量達到78621萬千瓦，比2012年增長4.86%，占全國發電裝機的63.03%,占比降低了2.64個百分點。煤電發電量達到39474億千瓦時，比2012年增長6.70%,占全國發電量的73.82%，占比降低了0.57個百分點。30萬千瓦及以上燃煤機組容量所占比例提高1個百分點。同時,關停了小燃煤機組447萬千瓦,全國6000千瓦及以上燃煤機組供電標準煤耗321克/千瓦時,比2012年降低4克/千瓦時，提前兩年完成國家節能減排“十二五”規劃的目標（323克/千瓦時），達到國際先進水平；由于我國煤炭資源稟賦特征以及環境成本還沒有完全到位，決定了煤電具有較好的供應安全性和經濟性。上述表明：當前和今后相當長的一段時間內，煤電仍是我國的主體電源。

（二）我國燃煤電廠的污染控制已經達到世界先進水平

PM2.5是形成霧霾的主要物質。從PM2.5來源和產生機理來看，火電廠是產生PM2.5污染的行業之一，其對大氣中的PM2.5的貢獻一部分是直接排放（一次PM2.5），另一部分則是排放的二氧化硫和氮氧化物在大氣中轉化生成的硫酸鹽和硝酸鹽（二次PM2.5）。據初步統計分析，截止2013年底，我國具備脫硫能力的燃煤機組占煤電機組比例接近100%，脫硫設施運行可靠性水平進一步提高；全國脫硝機組投入容量接近4.3億千瓦,占煤電機組容量的比例接近55%；煤電機組除塵器加大改造力度，高效電袋除塵器、袋式除塵器的應用比例進一步提高。由于這些污染控制裝置發揮了巨大的減排作用，在發電量持續增長、燃煤量不斷增加的情況下，全國燃煤電廠每年煙塵排放總量從1980年的399萬噸，下降至2012年的151萬噸，每千瓦時的煙塵排放量由1980年的16.5克降至2012年的0.4克；二氧化硫排放量由2005年的1300萬噸降至2012年的883萬噸，每千瓦時二氧化硫排放量由2005年的6.4克下降至2012年的2.26克；每千瓦時的氮氧化物排放量由2005年的3.6克下降至2012年的2.4克。2013年,雖然煤電發電量同比增長約6.70%,但電力行業煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放總量預計將分別下降約6%、7%、12%，排放總量將分別降至約142萬噸、820萬噸、834萬噸，相應的污染物每千瓦時排放績效分別下降約12%、13%、18%。同時，近20多年來除城市供熱電廠外，絕大部分純發電電廠建設在我國西部、北部地區或對環境影響相對較小的地方。可以看出，燃煤電廠對PM2.5的影響得到極大的降低。

（三）要把推動煤電的清潔高效利用與發展清潔能源發電放在同等重要的位置

國家環保部和國家質量監督檢驗檢疫總局聯合發布的《火電大氣污染物排放標準》中，對于大氣污染物特別排放限值，燃煤鍋爐：二氧化硫為50毫克/立方米、氮氧化合物為100毫克/立方米、煙塵為20毫克/立方米；以氣體為燃料的鍋爐或燃氣輪機組：二氧化硫為35毫克/立方米、氮氧化合物燃氣鍋爐為100毫克/立方米、燃氣輪機組為50毫克/立方米、煙塵為5毫克/立方米。

我們既要看到為了治理霧霾等大氣污染問題，以減少PM2.5排放為目的陸續出臺的煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放標準和各種環保要求，又要理性接受今后相當長的一段時間內，我國以煤炭為主的能源結構難有大的改變的現實。在這種條件下，東部地區為了尋求能源電力安全供應之路，發電企業為了使能源電力生產過程中，污染物排放能滿足環保和生態保護要求，更是為了儲備、示范先進的煤電清潔化技術、提高企業的競爭力，新一輪的燃煤電廠污染控制的技術改造和建設正在展開。例如：

1、上海外高橋第三電廠運營2臺百萬千瓦超超臨界機組，已經實現了機組綜合排放水平優于燃氣電廠，當前該廠二氧化硫排放穩定在30毫克／立方米左右、氮氧化物在20毫克／立方米左右,煙塵不超過5毫克/立方米。

2、浙能集團以在建的浙能六橫電廠、浙能臺州第二電廠和已建的嘉興電廠三期（均為2臺百萬千瓦燃煤機組）作為示范工程,采用世界先進的除塵技術--濕式電除塵技術，實施后使燃煤機組的排放達到天然氣機組的排放標準，預計這三個項目在2014-2015年完成。浙能集團今后新建機組都將按煙氣超低排放標準設計建造。目前，該集團已經著手開展所有60萬千瓦等級及以下燃煤機組超低排放改造的相關前期準備工作，將從今年下半年陸續開展,爭取用3年時間全面完成技術改造。

3、國電山東電力有限公司選擇國電石橫熱電聯產5號機組，啟動了煙氣污染物“近零排放”示范改造工程總體可研，要求在滿足山東省新的地方排放標準的條件下，采用高效協同脫除技術，對脫硝、脫硫、除塵系統進一步提效改造，使機組煙氣的主要污染物排放濃度達到燃氣機組的排放標準。

我們還注意到，華能集團在新加坡建設的登布蘇燃煤熱電多聯產項目，依靠其在煤電領域世界領先的技術和經驗，采用燃燒效率高、氮氧化物排放低的循環流化床技術，燃用低硫煤、摻燒生物質，煤炭運輸和儲存封閉化，污水無害處理循環使用、安裝除塵器以及灰渣結晶化處理等潔凈煤發電技術。從2013年2月投產運行以來，一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、汞、固體顆粒物的排放水平，不僅大大低于新加坡環保署為該項目設置的排放限值，而且一氧化碳、二氧化硫和汞的排放與天然氣機組的排放水平持平，在氮氧化物和固體顆粒物排放上，甚至低于天然氣機組的水平。

綜上所述，在面對節能減排壓力與霧霾威脅的背景下，由于發電和環保行業的不斷努力，使得大氣污染物排放控制技術較快發展，單位燃煤的污染物排放強度逐步降低，使示范項目煤電排放達到或將要達到燃氣發電的排放標準，進一步提高了我國以煤電為主的電源結構的清潔化水平。如果有可能推廣，將會帶動整個發電行業環保水平的突飛猛進。說明只要我們立足科技創新，采用先進的潔凈煤發電技術和節能環保技術，煤電也可以實現綠色發展，既可以保證電力安全供應，又對治理霧霾做出較大的貢獻。

因此，我們必須高度重視煤電的清潔高效利用，要把推動煤電的清潔高效利用與發展清潔能源發電放在同等重要的位置。

（三）提高發電用煤占比，有利于我國大氣污染防治

實踐表明，煤炭利用的清潔化關鍵是提高煤炭的集中利用程度，減少其在終端分散利用的比例。讓煤炭更集中在發電等減排優勢明顯的領域，實現集中應用，集中治理，同時，盡可能地減少終端分散利用的煤炭。這樣，能有效降低大氣污染物的排放量。經濟發達國家將8０％以上的煤炭轉換為電力，這是一個國際大趨勢。我國6000千瓦及以上電廠發電供熱耗用原煤占煤炭消費總量的比例由2000年的42.0%，提高到2011年的57.6%，2012年下降到53.1%。詳見表2。同一時期，美國、德國的發電用煤占比分別高達93.3%、83.9%。說明我國發電用煤占比還有較大的提升空間。進一步提高我國發電用煤占比，將更加有利于我國大氣污染防治。

順便說一下，有關研究資料表明：我國燃煤的比例大體上是發電占50%多一點，工業窯爐占25%左右，中小型鍋爐占25%左右。燃煤造成的煙塵和二氧化硫的排放大體上占全國的70%左右。工業窯爐的排放大體上占燃煤排放的25%；對于燃煤發電，由于國家制定的污染物排放標準最為嚴格，取得的效果也最顯著，僅占燃煤排放的15%左右；其余的主要是中小型燃煤鍋爐的排放。也就是說，占煤炭消費25%左右的中小型燃煤鍋爐排放的各種污染物，占全部煤炭污染物排放的60%以上,且散燒煤由于煙囪低、排放的位置在人群較為密集的地區，因此比燃煤電廠排放影響更大。因此，降低燃煤消費和減少污染，國家要避免“鞭打快牛”之嫌，要像對發電行業那樣，狠抓鋼鐵、水泥、化工等非電用煤行業和散煤用戶的減排治理,加快脫硫、脫硝、除塵改造工程建設,加強減排監管。建議國家對散煤用戶進行深入的調查，研究其存在的原因、改造的成本和替代的方法；研究制定中小企業、居民盡快用上清潔能源及天然氣、以電代煤的支持政策以及政府加強監管的措施。

三、建議：存量改造，增量優化

從治理霧霾的長期性、艱巨性出發，國家需要深入研究治理霧霾中的煤電發展問題。

（一）在煤電存量方面，國家要支持發電企業像國電集團、浙能集團那樣，積極創新或采用先進技術，對已運營機組進行升級改造，使燃煤機組可以接近或達到燃氣機組的排放標準，大幅度降低污染物排放水平。這在我國天然氣資源少、價格高的條件下，如何優化發展煤電是有重要意義的；

（二）在煤電增量方面，國家要優化煤電布局，加快西部、北部煤炭基地煤電一體化開發，推進輸煤輸電并舉；在供熱負荷落實地區，優先發展熱電聯產；國家要支持發電企業像華能集團那樣，在新建項目中研究、創新潔凈煤發電技術，建設大容量高參數煤電機組和整體煤氣化聯合循環機組、循環流化床機組，進一步降低污染排放。

（三）在國家政策方面，能源主管部門應組織發電企業、科研機構、裝備企業、行業協會等全面、深入地研究提高煤電高效清潔化水平的問題。需要我們對以下問題做出科學的回答：

1、既然燃煤機組經過技術改造，其排放水平可以接近或達到燃氣機組的排放標準，既然燃煤電廠能在以花園城市著稱的新加坡建成，那么在我國中東部大氣環境問題突出地區推廣建設與燃氣機組排放水平持平的燃煤電廠必要性、可行性如何？在天然氣短缺的情況下，如何掌握燃氣供熱電廠替代燃煤供熱電廠的尺度？嘉興電廠三期百萬燃煤機組煙氣清潔排放示范工程建成之后，可否為中東部地區發展煤電創出一條新路？煤電產業發展政策是否需要微調？

2、除了技術創新問題外，全面提高煤電高效清潔化水平的經濟性問題也需要深入研究。據了解，浙能集團預計每臺百萬千瓦燃煤機組超低排放改造費用超過2億元，年運行成本增加約0.5億元；其集團內僅60萬千瓦級機組改造資金就需要近40億元。從社會成本來看，從目前我國真正的污染問題仍然是結構性污染的現實來看，從技術的可實現性來看，是否值得大面積推廣？這里有一個增加的投資與減少的排放以取得環境效益的比較問題。

3、在能源發展“十三五”規劃中，如何科學合理地制定燃煤電廠的污染控制水平？無論從科學發展的角度看，還是從發達國家成功控制燃煤電廠污染的經驗看，煤電的科學發展需要有合理的排放標準，過寬則對環境造成污染，過嚴則成本--效益遞減，使全社會成本增加，得不償失。據有關權威專家估計，燃煤機組按超低排放標準改造費用每千瓦時大概需要增加幾分錢左右的成本，考慮到將廢水、廢渣進一步提高環保要求，并考慮到進一步提高效率，減少二氧化碳排放，每千瓦時可能需要增加一毛錢左右的成本。

4、如何繼續完善環保電價機制？脫硫、脫硝電價在環保改造中發揮了巨大作用，但隨著標準及地方環保要求越來越嚴，現有環保電價難以抵消成本。如果國家鼓勵發電企業進一步提高煤電的清潔化水平，必須從環保電價、金融等方面加大政策支持力度。同時，隨著火電不斷發揮可再生能源發電調峰的作用，使可再生能源資源豐富地區的火電廠利用小時數大幅度下降，火電廠持續虧損，難以維系企業的簡單再生產，影響到電網安全，應加快研究火電的調峰和支撐可再生能源發展的電價互補機制。

5、如何加強燃煤電廠對霧霾影響的科學認識和宣傳工作。進入新世紀以來，電力煙塵、二氧化硫排放總量大幅度下降，從2012年開始氮氧化物也實現了總量下降，而這期間全國霧霾天是明顯增加的，在一定程度上說明了電力排放并不是霧霾產生的最主要原因。部分媒體、專家、包括一部分政府工作人員對電力污染物排放及對環境影響的認識與實際情況差別很大，類似治理霧霾“減煤就是減煤電”的認識判斷的偏差，不僅易使電力行業污染物控制政策產生偏差，更重要的是貽誤治理霧霾的時機。