9月23日发布的环渤海动力煤价格指数跌至398元/吨，再度刷新指数发布以来的最低纪录。与之相对的，2015年上半年,火电项目新投产2343万千瓦，同比增长55%，火电总装机量已达9.35亿千瓦；同时，各地火电项目核准开工步伐加快,核准在建规模达1.9亿千瓦,已发路条(可以开展前期准备工作)约2亿千瓦。

　　随着超低排放技术的推广和应用，燃煤电厂更加清洁，煤炭价格持续走低又让发电成本大大下降。在新兴的各种清洁能源方兴未艾的同时，燃煤发电似乎迎来了又一个“春天”，在利用小时数下降的背景下，装机量不降反升。然而，对于电力行业甚至燃煤发电行业本身的可持续发展来说，这未必是一件好事。

　　1 火电增长空间还有多少？

　　《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》要求，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，天然气比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内。本报于8月3日刊发的《“十三五”电力规划应强调系统优化》一文中，作者何勇健曾分析，按“十三五”年均用电增长5.5%测算，预计2020年全社会用电量约7.4万亿度，比2015年新增1.7万亿度。要实现2020年非化石能源占比15%的目标，核电、水电、风电等非化石能源发电量需比2015年新增8000亿千瓦时以上，留给火电的增长空间仅为9000亿千瓦时左右，新增火电装机2亿千瓦即可满足需求。

　　而目前全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦，已发路条约2亿千瓦，明显大于实际需求。国网能源院院长张运洲日前在电力可持续发展圆桌会议上表示，乐观预测，2020年以后燃煤发电装机将达到峰值不再增长，发电利用小时数将持续下降。这意味着，如果放任核准在建与待建火电项目全部投产，将有上亿千瓦火电机组成为名副其实的过剩产能。

　　2火电过剩有何影响？

　　据统计，2014年全国火电设备平均利用小时只有4706小时，同比减少314小时，创1978年以来新低。业内分析人士称，“十三五”期间，受经济增速持续趋稳影响，利用小时数将持续下降。不仅如此，由于“行动计划”要求加大非化石能源占比，体制问题导致的部分弃水、弃风、弃光等现象将会有所改善，随着越来越多清洁能源并入电网，火电机组利用小时数面临进一步下降的可能，这将造成大量新建的燃煤发电机组设备闲置或低功率运行。低功率运行状态下会产生额外的污染，单位能耗也会增加，变相增加其运行成本；机组设备闲置则会使燃煤电厂本就漫长的成本回收周期进一步延长，发电企业的利益将无法得到保障。

　　3矛盾如何化解？

　　大规模布局火电与“行动计划”目标之间的矛盾已逐渐显现。今年1至8月份全社会用电量增长仅为1%，这种情况也是前所未有的。这些现状都显示出“十三五”规划作为能源结构转型的关键，必须比以往付出更大努力。

　　上述分析人士认为，在电网建设领域，一方面应尽快完成针对清洁能源的并网改造，增加电网的柔性，不能再因电网自身承受能力不足而大量弃风弃光，避免中西部丰富的可再生能源资源的浪费，促进能源结构优化；另一方面，应尽快完善特高压跨区域输电网络。跨区域送电网络一旦完善，中西部地区电力消纳的问题可以得到解决，东南沿海等用电集中地区的用电需求亦可得到满足，从一定程度上限制化石能源发电的扩张；反之，跨区域输电能力不足，东南沿海某些省份及地区电力供应出现缺口，就会更加偏向增加本地燃煤发电来满足高峰用电需求。

　　“9号文”中提出要加快落实新电改政策，贯彻售电侧改革,并放开计划电价、计划电量、配售业务，独立输配电价，并建立相对独立交易中心，进一步强化政府监管、电力统筹规划以及电力安全高效运行和可靠供应。国经中心副研究员景春梅在一研究报告中指出，若电改进展顺利，可能形成一个多买多卖的电力市场，通过管住中间，让电网专注于电力传输。各类投资主体可以进入售电侧、配电侧，电网投资配售电的投资问题也可以得到解决。另外，清洁能源比重也会提高，促进节能减排。

　　此外，健全的电力市场及其调节作用不可或缺。

　　目前煤炭价格受市场影响不断下跌，但电力商品很大程度上仍受政府调控，电价并不能准确反映供需关系，这也是让各大发电集团愿意冒着过剩的风险加速火电布局的一个重要因素。需要更多地还原电力的商品属性，使未来传统能源电价与新能源电价可以进行竞争，让消费者拥有选择权，用市场来调控能源结构转型。

　　“尽管不该以价格的高低来评价电改成功与否，但希望通过改革调整价格机制，提高中国电力效率，为中国提供清洁高效安全可持续和廉价的电力。”景春梅表示。