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五、对燃煤发电发展的建议

（一）保持燃煤发电装机容量的合理增长

2020年以前燃煤发电在我国总装机中的比例仍将保持在60%左右，后续燃煤发电装机增长速度将决定于风电、太阳能等可再生能源的发展速度。为满足社会经济发展的需求，国家需保证燃煤发电装机容量的合理增长，避免出现大的电力市场波动。对目前燃煤发电国家审批慢、企业投资积极性低的现象要予以高度重视，通过政策导向和市场机制引导电力企业保持合理的燃煤发电新开工规模。

（二）统筹考虑市场、资源、环境等因素，合理确定燃煤发电布局

未来燃煤发电发展布局需要从三个层面进行考虑。一是电力市场供需层面，需要考虑总体和各区域市场需求总量和需求特性，以及其他发电方式的供给情况；二是资源统筹利用层面，需要综合考虑煤炭资源、水资源、土地资源等条件，以及输煤、输电等多种能源输运方式的特点；三是环境容量限制层面，不仅要考虑当下东部地区面临的环境压力，也要考虑到西部地区环境的脆弱性。

（三）加快落实燃煤发电排放标准实施到位

燃煤发电通过运用新技术，加强排放控制，执行新排放标准，完全可以实现清洁化发展，达到环境友好的要求。对新开工燃煤发电项目要严格配套脱硫、脱硝、除尘装置，达到新排放标准；对现有机组要加快推进综合升级改造，逐步达到新排放标准；对无法通过改造达到新标准的落后机组要加快淘汰进度。在环保装置达到要求的同时，要加强监督检查，确保火电厂环保装置在实际生产中发挥作用。

（四）提高煤炭利用的清洁化程度

燃煤发电治理污染物排放还要从源头抓起，提高原煤洗选比例，把灰分、硫分等污染物在源头进行集中治理，降低治理成本，提高治理效率。我国动力煤平均灰分28.6%，平均硫分1.01%，洗后混配的优质动力煤平均灰分15.5%，平均硫分0.66%。煤炭洗选的成本大大低于后期电厂烟气除尘和脱硫成本。

（五）理顺价格机制，提高企业治污积极性

目前我国实行脱硫脱硝电价补贴制度，脱硫补贴电价1.5分/千瓦时，脱硝补贴电价0.8分/千瓦时。根据原国家电监会调研，脱硫电价尚未完全执行到位；脱硝电价不能覆盖1.1分/千瓦时的脱硝成本，发电企业需自行消化部分治污费用，影响企业减排积极性。要通过理顺价格机制，调动企业减排的主动性和积极性。

（作者单位：国家开发银行评审一局邱言文刘宏波王建生）

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