“十一五”期间，国民经济保持平稳较快发展，国内生产总值年均增长11.2％，全社会用电量逐年增加，从2.47万亿千瓦时增加到4.2万亿千瓦时，增长了70％；电源结构不断优化，清洁能源快速发展，火电装机及发电量比例均有所降低；火力发电量从2.37万亿千瓦时增加到3.41万亿千瓦时，增长了43.9％；发电用煤量从13.08亿吨增加到16.6亿吨，增加了24.6％。

实际用煤质量及质量波动情况

燃煤电厂来煤渠道复杂，燃煤质量波动大、质量差。近几年来，各燃煤发电厂实际燃用的煤种、煤质和设计值相比较，都有较大的差别。燃煤主要指标（如发热量、灰分和硫分）普遍达不到设计用煤要求。燃煤电厂的来煤渠道非常复杂。如珠海发电厂“十一五”期间电煤主要有神华煤、伊泰煤、山西煤、山东兖州煤、澳洲煤、印尼煤和俄罗斯煤等。各火电厂的实际来煤发热量最大偏差接近8374千焦；灰分最大达到设计煤灰分的2.36倍；硫分最大达到设计煤硫分的4.55倍。

电厂通过掺烧尽量减少煤质下降带来的不利影响。如，广东韶关电厂和湛江电厂原设计采用无烟煤，目前掺烧烟煤；山西大同第二发电厂、河津发电厂掺烧煤种为低热值、高灰分劣质煤；扬州电厂主要以掺烧褐煤为主。

多方面深层次原因造成燃煤质量难以保证。一是由于质量、价格、合同监管不到位，造成电煤质量不断恶化，价格不断上涨，长期合同兑现率低，中间环节多等现象。二是电价形成机制尚未建立，由于煤价上涨造成发电成本增大，企业盈利空间大幅度减小甚至亏损，发电企业被动采购更多质次价低的煤。三是新的资源配置体系尚未形成，煤炭资源整合使原有的电煤供应格局发生变化，新的科学合理的供应渠道尚　未建立。四是缺乏供需平衡协调机制，煤炭行业实施关闭小煤矿，淘汰落后产能，使煤炭产量暂时性减少，煤电供需平衡关系被打破，电煤市场求大于供。

煤质变化对发电效率及发电设备的影响

运行成本增加。实际燃煤与锅炉设计指标偏差大，给燃煤电厂机组的运行带来一系列负面影响，运行成本明显增加。具体表现为锅炉效率下降，辅机设备电耗增大，脱硫系统电耗增大，厂用电率增大，供电标准煤耗增大等。

安全风险增加。锅炉进行多煤种掺烧时，因燃用煤种突变、波动较大，给锅炉带来较大的安全风险。运行调整难度增大，不仅使锅炉经济性降低，同时锅炉灭火、爆管事件频发，机组可靠性降低。

电网安全稳定受影响。由于出力不足，燃烧不稳，负荷调度升不上降不下，影响电网安全调度，同时电厂也被考核罚款。

与生产运行密切相关。燃料的发热量、灰分、水分和硫分等主要指标与制粉系统和锅炉设备的安全稳定运行密切相关。燃煤质量指标偏离设计指标对制粉系统和锅炉设备产生一系列不利影响，加速受热面的磨损、更换及改造等。

改造费用高。为应对煤炭质量变化对设备的不利影响，一些电厂不得不进行设备改造，改造费用较高。配煤掺烧导致锅炉效率降低，厂用电增加，但也有电厂配煤掺烧后锅炉效率上升。

燃用设计煤种是最佳选择。通过对原煤进行洗选，使电厂能够燃用设计或接近设计煤，对提高机组的安全、经济和环保性能，降低供电煤耗具有明显的作用。

发电用煤质量对发电影响的思考

发电用煤质量对发电企业安全稳定运行影响大。实际燃煤与锅炉设计指标偏差大，给燃煤电厂带来一系列负面影响。具体表现为：锅炉效率下降，辅机设备电耗增大，脱硫系统电耗增大，厂用电率增大，供电标准煤耗增大等。锅炉进行多煤种掺烧时，因燃用煤种突变、波动较大，给锅炉带来很大的安全风险，运行调整难度增大，灭火、爆管事件频发，机组可靠性降低。

煤价高企超出承受能力，发电企业被迫采用质次价低的燃料。由于煤、电市场化程度不一致，质量、价格、合同监管不到位，造成电煤质量不断恶化、价格不断上涨、长期合同兑现率低等现象，加之电价形成机制尚未建立，煤价上涨造成发电成本增大后无法及时疏导，盈利空间减小或亏损，甚至出现局部地区大面积亏损和部分电厂长期严重亏损的情况，发电企业被动采购更多质次价低的煤以求生存。

煤炭价格比设备改造费用对企业影响更大。目前，电厂为应对实际燃用煤质量与设计煤质偏差大的情况，不得不进行技术改造。尤其是实际燃用煤种与设计煤种不一致时，对锅炉安全运行的影响更大，改造所需要付出的代价更大。但与煤炭价格给企业造成的经济负担相比，企业对煤炭价格上涨更敏感。

因此采购低价煤，再对设备进行适应质量更差燃料的技术改造，是企业的无奈之举。

渠道和供求关系影响电煤质量和价格。由于煤炭资源整合使原有的煤电供应格局发生变化，新的煤炭资源配置体系尚未形成，供应渠道尚未建立，直接导致许多电厂丧失了稳定的电煤供应渠道。煤炭行业实施关闭小煤矿，淘汰落后产能，使煤炭产量暂时性减少，煤电供需平衡关系被打破，电煤市场求大于供，也是造成发电用煤质次价高的原因之一。

燃用设计煤质是最现实最有效的煤炭清洁利用方式。煤粉炉对燃煤质量指标的变化比较敏感。燃用设计煤质时，机组的安全经济性和环保设施性能最好。使锅炉燃用符合或接近设计煤质指标的燃料，是最现实最有效的煤炭清洁利用方式。

改善发电用煤质量的相关建议

在燃煤发电行业推广燃料分级利用。

在燃煤发电行业推广燃料分级利用，有利于资源优化、充分利用，高煤炭清洁利用水平。实行燃料分级利用，涉及资源配置、交通运输、电网布局、环境保护等诸多方面因素。建议通过加强规划、政策引导、完善机制等措施，加以有效推进。

对于已投运机组，主要是通过市场调节、洗选配送使实际燃煤的主要指标尽可能接近设计指标。对于新建机组，可根据特定煤炭资源和洗选后的指标进行机组设计，最大限度地分级利用洗选后的煤炭。输煤距离较远的电厂燃用发热量高、灰分小的优质动力煤，距离较近的电厂可燃用洗中煤。在洗煤厂附近，规划建设专门燃用低热值燃料的煤矸石发电厂。

完善监督机制，加强电煤质量、价格、合同监管。国家有关部门进一步明确职责，出台相关管理办法，对电煤质量、价格和合同监管力度，稳定电煤质量和价格。按装机容量和利用小时确定计划煤量，保证电煤合同的兑现。减少电煤供应的中间环节，制止中间环节随意加价、搭车收费等现象。

完善电价形成机制。完善电价形成机制，保障燃煤发电企业可持续发展是促进煤炭清洁利用的基本前提。加快资源型产品价格改革步伐，尽快研究建立符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制，使电价能够反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境治理成本等生产要素和合理能源比价。

当前要继续执行煤电价格联动政策，深化电价改革。一是鉴于燃煤发电企业行业性亏损的现实，建议国家相关部门及时启动煤电价格联动政策，上调上网电价，解决煤价增支问题。二是坚持煤电价格联动政策的改革方向，不断完善煤电联动机制。三是建议取消电力企业消化煤价上涨30%的比例。四是进一步推动热价调整，减少供热亏损。

优化供应渠道，合理配置资源。加快完善现有电厂和新增电厂的配套铁路改造和建设。调整铁路运力分配方式，建立以用户为主体的年度运力框架指标。对国家核准的新投产机组和重点地区增加电煤用量，应同步安排运输计划。充分发挥运输、消费环节节能减排综合效益。

建立区域配煤中心，保障设计煤种供应。采取切实可行的措施，综合运用法律、政策、规划等手段，根据煤炭资源特点和电煤质量需求，建立区域配煤中心，分区域合理配置电煤资源，保证符合设计要求的电煤的稳定供应。在价格合理的前提下，通过对原煤进行洗选配送，使电厂能够燃用接近设计煤质指标的煤。

加大政策力度，促进资源综合利用。依据《循环经济促进法》，对利用余热、余压、煤层气以及煤矸石、煤泥、垃圾等低热值燃料的并网发电项目，价格主管部门按照有利于资源综合利用的原则确定其上网电价。尽快制定低热值燃料标准，解决发电用煤普遍采用洗选煤后，带来的煤矸石、煤泥等洗选剩余产品消纳问题。

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