成绩的取得既是煤电行业多项产业政策综合施策的结果，更是以大型能源电力央企为代表的行业主体自我加压、积极履责的体现。在能源持续转型升级的过程中，煤电行业如何精准定位，实现清洁高效可持续发展?如何在电力市场化改革浪潮中开拓盈利增长点?近日，电力规划设计总院副总工程师唐飞接受本报记者专访，就我国煤电行业的机遇与挑战进行探讨。
记者：2011年至今，国家打出了政策组合拳，力推煤电行业节能减排升级改造。至今，我国煤电行业在超低排放改造和节能改造方面的成效如何？
唐飞： 在被称为“史上最严”《火电厂大气污染物排放标准》颁布三年后，国家于2014年9月出台了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》，提出对我国燃煤机组全面实施节能减排升级与改造，正式明确了东、中部地区煤电超低排放的要求。近年来，煤电企业在已执行世界最严格排放标准的基础上，自我加压，继续削减大气污染物排放，对于进一步推动煤炭清洁化利用具有突出的开拓价值和示范意义。
自《行动计划》启动以来，我国超低排放改造累计完成7.5亿千瓦以上，节能改造累计完成6.5亿千瓦，较“到2020年完成超低排放改造5.8亿千瓦，完成节能改造6.3亿千瓦”的目标，均已提前两年超额完成规划进度。
2017年，全国火电机组平均供电煤耗为309克/千瓦时，相比2014年的318克/千瓦时降低了9克/千瓦时;煤电机组单位发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别为0.06、0.26和0.25克/千瓦时，与2014年相比分别降低了73.9%、82.3%和83.0%。
《行动计划》全面实施以来，煤电机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放总量大幅降低，当前仅占全国排放总量的3.3%、13.7%和9.1%，煤电已不是造成环境污染的主要因素。
记者：在技术路径的探索和实践方面，您如何评价我国煤电机组超低排放和节能改造取得的进展？
唐飞： 《行动计划》推出后，煤电机组超低排放和节能改造迅速得到了全国地方政府和发电企业的积极响应，节能减排改造技术路线日益成熟、经济成本日趋合理、改造效果日渐明显，技术和产品已经或正在输出到“一带一路”沿线国家，为应对全球燃煤污染挑战贡献了中国方案。
在超低排放改造方面，我国已形成针对几乎所有机组类型的改造方案;而针对主流的常规煤粉炉发电机组，也已形成多种技术路线可供选择，且能够提供改造服务的公司很多，市场竞争十分充分。比如，烟尘控制技术包括低低温静电除尘技术、袋式除尘技术、高效脱硫除尘一体化技术等，二氧化硫控制技术包括单塔双循环技术、双托盘技术、高效旋汇耦合技术、海水脱硫等。在节能改造方面，广泛采用的节能改造技术主要包括汽轮机通流部分改造、烟气余热深度利用改造、现有机组供热改造、辅机改造、机组运行方式优化等。
放眼全球，随着我国淘汰落后小火电机组、现役机组节能升级综合改造和大容量、高参数燃煤机组的批量建设，特别是超(超)临界机组比例的提高，我国煤电机组能效水平和大气污染物排放强度已达世界先进水平，燃煤发电技术和超低排放改造技术也已位居全球前列，部分机组世界领先。
煤电行业超低排放改造的成效已经开始推动冶金等其他行业的减排升级，取得的经验完全可以推广应用到工业锅炉等非电领域。
记者：“十三五”期间，煤电发展外部环境发生巨变，标杆上网电价下调、全国碳市场启动、电力市场化改革等极大影响了煤电企业的经济性。在平衡技术路径选择和经济性方面，煤电企业还有哪些挑战需要面对？
唐飞： 尽管煤电发展的外部环境越来越严峻，但挑战和机遇并存。煤电依然是电力的主力军，煤电企业必须在能源转型升级中快速转变，找准定位，迎难而上，走出一条清洁、高效、灵活的发展之路。
首先，面对能源转型升级，煤电企业要转变盈利模式。随着我国能源转型升级步伐加快，未来非化石能源替代化石能源的的趋势已基本确立，中国煤电将由传统的提供电力、电量的主体性电源，逐步转变为在提供可靠电力、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。煤电企业必须加快推进由“电量盈利”模式向“电量盈利+服务盈利”模式转变，在辅助服务市场中积极开拓新的盈利增长点。
其次，面对电力市场改革，煤电企业要转变经营理念。“十三五”期间，我国将逐步建立完善电力市场体系，煤电企业必须增强市场意识，建立企业成本控制机制，强化客户意识，主动走出去，参与市场竞争，实现竞争中高质量发展。
再次，面对碳交易市场的潜在制约，煤电企业要拓宽经营视野。在碳捕集与封存(CCS)技术成熟之前，煤电企业可积极开展燃煤与农林剩余物、生活污泥、生活垃圾等耦合发电，助推农村和城市环境污染改善的同时实现碳减排。
最后，从节约全社会资源的角度出发，不宜继续强制推动煤电无限提高环保水平。在煤电大气污染物控制普遍达到超低排放水平后，进一步降低排放水平的投入较大，而环保收益非常有限，投入收益的性价比很低。
