2013年11月28日，中电联科技服务中心柴晓军在“2013电力行业竞争情报报告会”上从四个方面就“我国火电发展现状与挑战”做了报告。

　　柴晓军首先对2012年度发电装机构成做了总结,他指出,2012年全国基建新增发电设备容量为8020万千瓦，全国发电装机容量达到了11.45亿千瓦，同比增长7.8%。其中：火电装机容量达到了8.19亿千瓦(71.6%) ;水电装机容量达到了2.49亿千瓦(21.7% );网风装机容量达到了6083万千瓦(5.3% );核电装机容量达到了1257万千瓦(1.1%) ;太阳能装机容量达到了328万千瓦( 0.3%)。预计2013年年底全国发电装机容量将达到12.3亿千瓦左右。

　　根据资料统计,2012年全国全社会用电量49591亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比2011年回落6.5个百分点。2013年1-10月份，全国全社会用电量43825亿千瓦时，同比增长7.4%,增速比上年同期提高2.5个百分点。

　　在介绍完发电装机之后,柴晓军总结了2012年火电机组情况： 2012全年全口径发电量为49800亿kWh，同比增长5.2%;全年火电机组发电量41450亿kWh，占总发电量的82.84%，同比增长0.3% ;全国燃煤电站供电标准煤耗完成326gce/kWh，同比下降3gce/kWh 。煤电机组煤耗居世界先进水平;发电设备平均利用小时4572小时，同比下降158小时;全年火电机组平均利用小时为4965小时，比上一年度降低340小时。

　　2012年火电机组污染物排放情况：烟气脱硫机组达到6.75亿千瓦，占煤电机组容量的比例约为90%，比2011年的美国高约30个百分点;烟气脱硝机组2012年底2.3亿千瓦，占火电的28.1%，规划和在建超过5亿千瓦;全国电力烟尘排放约151万吨。单位火电发电量烟尘排放量均为0.4克/千瓦时。电力二氧化硫883万吨，排放绩效为2.3克/千瓦时，好于美国2011年水平(2.8克/千瓦时)。电力氮氧化物948万吨，排放绩效2.4克/千瓦时。污染控制水平整体达到世界先进水平。

　　近年来,国内发电技术取得了较大进展。燃煤火电机组方面，新建超超临界机组再热气温正在向620℃逼近，采用二次再热百万千瓦超超临界机组也正在筹备建设过程中。2012年12月17日，华能天津IGCC电站示范工程投产。2010年12月28日百万千瓦级超超临界空冷机组在宁夏灵武正式投产。2013年4月14日，超临界600MW循环流化床锅炉四川白马循环流化床示范电站正式投入运行。

　　2012年600MW级火电机组能效水平指标：

　　2012年度共有305台600MWe级、35台1000 MWe级，总计340台机组参加了火电机组能效对标。

　　305台600MWe级机组中：超超临界机组36台;超临界机组126台;亚临界机组72台;超临界空冷机组23台、亚临界空冷机组42台(其中直接空冷机组40台、间接空冷机组2台)、俄制机组6台 。

　　2012年度600MW级机组平均等效可用系数为93.26%(上年度92.84%);平均非计划停运次数为0.55次/台?年(上年度0.58次/台?年);平均非计划停运小时为31.22小时/台?年(上年度34.28小时/台?年);等效强迫停运率0.34%(上年度0.25%);平均利用小时5434.30小时(上年度5906.37小时)。

　　最后，柴晓军总结了火电发展过程中需要考虑的几个问题：

　　1、 进一步明确我国煤电的战略定位

　　电气化水平是衡量一个国家发达程度的重要标志。应把加快提高煤炭转换为电力的比重和电能占终端能源消费中的比重，确定为解决中国能源优化利用和环境保护的重大、基础战略。

　　2、 高度重视煤电机组的“锁定”效应

　　2050年将是我国电力结构进入新一轮调整的关健时期。到那时，基本上是现有煤电机组运行寿命的终结期，因此，正如美国现在正处于页岩气替换煤电的时期一样，我们要有一个长期的替代计划。

　　在目前大量存在煤炭散烧的情况下，不应盲目关停火电机组尤其是关停供热机组，而应从全社会的节能减排效果、从电力系统的整体效率、从火电机组的全生命周期等方面进行综合性评价，防止形成关停了小供热机组用供热锅炉替代、用大机组进行调峰的现象，从而降低整体效率。

　　3、 加大煤炭为基础、电力为中心、各种产业循环发展的区域循环经济的发展

　　煤炭发展、煤电发展不仅仅是中国能源发展的基础，也是中国经济和民生发展的重要基础。但是，必须转变传统的发展模式，以循环发展作为推动煤炭和电力发展的模式，从产业链的规划设计上、从宏观调控的手段上、从区域经济发展上将煤、电和其他产业同步规划、同步实施。

　　4、 当前要加大煤炭的优化利用

　　仅通过对现有的煤炭的科学管理，就可以大幅度提高能源利用效率和控制污染。一是要加大煤炭的洗选力度，使大部分电力企业能够使用优质、稳定的动力煤;二是洗选后的煤炭也要采用适用于劣质煤的CFB等清洁煤发电技术，供电力企业使用，而不是流入到其他行业和居民使用;三是在电力还不能完全替代散烧煤的阶段，要让居民和其他企业使用优质、低硫、低灰分的洗煤和型煤，同时加强污染控制技术水平和改进燃烧效率;四是优先考虑坑口、路口电厂的建设，避免煤炭全国大“旅行”，尤其是公路大“旅行”，既挤占道路、破坏道路，又浪费石油、污染环境;五是进口煤炭应进行必要的质量控制。

　　5、 科学合理制定燃煤电厂的污染控制水平

　　不论从科学发展的角度看，还是从发达国家成功控制燃煤电厂污染的经验看，都应当采用最佳污染控制技术(BAT)来确定污染排放标准，坚持新建从严、环境敏感的地方从严、经济发达地区从严的总原则，应统筹考虑所有污染源的排放控制措施。

　　认为我国大气污染严重就应当对燃煤电厂采取比发达国家更严标准的观点并不可取。一方面，对燃煤电厂实施“一刀切”的严格排放要求，尤其是在特别排放限制区执行的排放标准只是发达国家限值的四分之一;另一方面，却存在大量粗放式的生产方式和不加控制的污染排放源，比如工业锅炉等。不科学的排放标准不论宽严都是不正确的，排放标准绝不是越严越“正确”、越严越“环保”，不能做过犹不及、劳民伤财的事。

　　6、 加快推进与科学电力发展相匹配的电价市场化改革

　　长期以来，在我国电力发展过程中积累的各种矛盾日益尖锐，包括可再生能源发电的快速但无序发展问题，煤电与可再生能源的优势互补问题，煤电调峰的合理电价与补偿问题，煤电运问题，煤电发展中包括各种污染控制要求和生态保护要求的成本补偿问题，更大范围的能源资源优化配置问题，减少大量电煤的全国大“旅行”问题，加大用煤电替代散烧的力度问题，加大厂网协调的力度问题……等等，这些矛盾和问题都与电价形成机制改革直接相关，可谓集电价失调于一身。电价形成机制改革已经成为决定电力能否科学发展的最重要因素，成为电力体制改革的核心和前提。这个问题不解决，其他重大的电力发展问题就无法解决。迎难而上，加快推进与科学电力发展相匹配的电价形成机制改革势在必行。