新中国成立70年来，在经济、社会、能源、文化、技术和国际地位等各方面都发生了翻天覆地的变化。中国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋决定了中国以煤为主的一次能源结构，也使得火电在电力领域处于绝对的主导地位。据统计，新中国成立初年发电装机容量185万千瓦（火电169万千瓦）、发电量43亿千瓦时（火电36亿千瓦时），至2018年底，发电装机容量189967万千瓦（火电114367万千瓦）、发电量69940亿千瓦时（火电49231亿千瓦时），70年间分别增长1026倍和1626倍；按不变价计算，2018年国内生产总值比1952年增长175倍，年均增长8.1%；其中，1979～2018年年均增长9.4%，远高于同期世界经济2.9%左右的年均增速，对世界经济增长的年均贡献率为18%左右。从历史进程来看，中国的电力发展有力支撑了经济的快速增长，火电在其中功不可没。
中国火电实现了跨越式发展，主要体现为发电装机扩容、电力设备自主化、机组结构优化、能效提高、技术经济指标改进、制度完善和国际合作等方面的全面进步。目前，中国已建成世界上规模最大的清洁高效火电供应体系，有助于缓解经济社会快速发展带来的环境负效应。
近年来，随着以可再生能源高比例发展为特征的低碳能源转型和以“大云物移智”为代表的技术革命以及电力市场化改革的不断推进，中国火电行业面临巨大的冲击和挑战。一方面，传统的火电企业要加快定位调整，尤其要承担调峰重任，为可再生能源让出更多的发电空间；另一方面，要以中长期能源转型视角来看待电力规划问题，科学优化火电发展路径，严防为满足短期电力需求而忽略长期目标的短视行为。
一、70年火电发展历程波澜壮阔，彰显电力跨越发展之路
回顾新中国成立以来的发展历程，国民经济发展政策经历了多次调整，经济-能源-电力-环境（4E）的政策演变有很强的内在逻辑关联。电力行业立足宏观经济政策，可以将火电发展历程划分为以下五个主要阶段（我国煤电占火电的比重约为90%～95%，因此一般将火电与煤电等同）：
探索期（1949～1978年）：
国家发展处于摸索前进阶段，经济基础极为薄弱，1952年国内生产总值仅为679亿元，开始实施重工业优先发展战略，而高污染、高耗能产业所带来的环境污染问题逐渐得到重视，1973年中国第一个具有法规性质的环境保护文件——《关于保护和改善环境的若干规定》出台。这一时期，火电承担了主要的电力供应角色，依靠国际援助、设备引进和艰难的自主探索，构建了以10万千瓦及以下火电机组为主的电力体系，火电装机容量从1949年的169万千瓦增加到1978年的3984万千瓦，发电量从36亿千瓦时增加到2119亿千瓦时。
改革开放初期（1979～1991年）：
中国开始经济体制改革，加快经济建设，以现代化战略取代重工业优先发展战略；要求增强能源供应能力，实行“集资办电、多渠道筹资办电”政策，以缓解电力短缺。1989年12月颁布《中华人民共和国环境保护法》，要求实现环境与经济协调发展，初步推行环保经济手段。改革开放初期，全国缺电400亿千瓦时、电力缺口1000万千瓦，发展方针是加快电力建设，使电力工业的发展速度与国民经济发展相适应；当时电力发展以煤电为主、水电为辅，煤电建设多为国产小型机组，效率低下、污染严重。中国尚未在清洁高效煤电技术方面取得积极进展，此时的清洁煤电技术发展以设备技术进口和消化吸收为主。
完善阶段（1992～2002年）：
在现代化战略的基础上，确立了全面建立市场经济体制的发展方针，经济建设从注重数量发展逐步转向注重效益增长。中国陆续出台《节约能源法》《电力法》等法律法规，要求能源开发与节约并重，电力行业由“政企合一”转变为“政企分开”；进一步强调加强环境保护力度，全面推行排污许可证制度、提高排污收费标准等。这一阶段电力行业的主要任务是全力保障经济社会发展所需的电力供应，全国电力供需矛盾开始有所缓和；到2000年，全国电力装机容量达到31932万千瓦，发电量13685亿千瓦时，电力装机容量和发电量均居世界第二位，至此，长期存在的严重缺电局面才在低水平用电条件下达到供需相对平衡，部分地区略有盈余，全国电力供需矛盾开始有所缓和，消除了电力对国民经济和社会发展的瓶颈制约。这一时期中国新增电力装机以火电为主，占全部新增装机的72.8%，开始要求和鼓励发展洁净煤技术，通过引进大容量、高参数先进技术与设备，建设大型煤电机组，火电装机从1993年的1.38亿千瓦增加到2003年的2.9亿千瓦。
深化阶段（2003～2012年）：
中国市场经济机制日趋完善，为经济高速增长创造了良好的制度环境，中国经济进入新型重工业化高速发展阶段。中国提出要努力实现绿色发展，明确了更加严格和量化的节能与环保目标：到2010年，单位国内生产总值能源消耗比2005年降低20%左右，主要污染物排放总量减少10%。《可再生能源法》于2006年实施，开启了可再生能源规模化发展之路。这一时期，中国实施厂网分开、竞价上网，开展节能调度，电力行业在加快发展可再生能源、鼓励电力多元化发展的同时，自主建设了一大批60万千瓦超临界、60/100万千瓦超超临界机组。同时，开始实施“上大压小”政策，即关停小机组，新建60万千瓦及以上的大机组，提高能源效率、降低能源强度以及减少污染物排放。洁净煤技术在中国得到快速发展和应用。据统计，“十一五”期间，全国累计关停小机组7700万千瓦，其中油电约700～1000万千瓦，其余均为煤电；2011～2013年间关停小机组1000万千瓦，大部分关停的煤电机组寿命超过20年、容量低于20万千瓦，优化了火电机组结构。
生态文明阶段（2013年至今）：
中国经济从高速增长转为中高速增长，经济进入新常态，经济发展方式正从规模速度型粗放增长转向质量效率型集约增长。中国政府提出加强生态文明建设，强化低碳发展；《环境保护税法》开始实施，排污费改为环保税；新一轮电力体制改革开始。《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》要求到2020年把能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，煤炭消费比重降低到58%以下，全国发电装机容量20亿千瓦，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右；承诺二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%。这一期间在技术进步、补贴政策等推动下，中国可再生能源高速发展，2013～2018年间新增风电和光伏装机2.8亿千瓦；提出超低排放标准，2018年火电装机容量已达11.4亿千瓦，清洁高效煤电技术逐步走向国际领先。政府提高了新建煤电机组准入标准，限制煤电的新增规模，要求淘汰30万千瓦以下落后产能，对现役煤电机组实行节能和超低排放改造升级，实施供给侧结构性改革。电力逐步实现了可再生能源、煤电、水电、核电等多元化发展，电力供应出现盈余。这一阶段，中国已经站到了全球火电技术创新的最前沿。
二、从依赖进口到全球引领，火电行业创造辉煌成就
新中国成立时，经济基础极为薄弱。1952年国内生产总值仅为679亿元，人均国内生产总值为119元。经过长期努力，尤其是改革开放后，我国经济高速增长，近三年，我国经济总量连续跨越70万亿、80万亿和90万亿元大关，2018年达到900309亿元，占世界经济的比重接近16%。人均国民总收入达到9732美元，高于中等收入国家平均水平。这样的发展奇迹背后，作为国民经济支柱的电力工业为经济增长和社会进步提供了强力保障和巨大动力，取得了辉煌骄人的成就。
火电为电力供应能力的极大提高作出决定性贡献
新中国成立初年，中国电力资源极其匮乏。1949年底，全国发电装机总容量仅有185万千瓦（火电91%）、全年发电量43亿千瓦时（火电84%），分别排在全球第21位和第25位；全年实际用电量只有34.6亿千瓦时，相当于2018年北京市乡村居民的生活用电水平；人均年用电量9千瓦时，仅可以供应现在普通家用空调开9个小时。2018年底，中国发电装机总量189948万千瓦（火电60%）、全年发电量69939亿千瓦时（火电70%），人均装机和人均用电量分别为1.36千瓦和4889千瓦时，2015年全面解决我国无电人口用电问题，有力保障了经济发展和国民生活的用电需求。中国以火电为主的电力结构特征一直延续至今，1949～2018年间，火电装机和发电量分别实现了677倍和1367倍的增幅，助力中国实现电力工业从小到大、电力供应能力从弱到强的跨越式发展。
火电实现了从装备进口到自主创新的技术跨越
新中国成立初期，中国的电力发展主要依靠苏联援助和设备进口，1956年第一套6000千瓦火电机组在安徽淮南电厂胜利投入运行，标志着火电机组国产制造的开端，此后国产火电机组的容量不断提高，1967年国产第一台10万千瓦火力发电机组在高井发电厂安装成功，实现了早期电力装备制造的技术积累。改革开放初期，中国电力装备制造水平依然落后，只有为数不多的20万千瓦火电机组，30万千瓦火电机组尚需进口，核电站直到20世纪80年代才在国外的帮助下建成。直到1985年，通过引进国外技术，国产第一台60万千瓦亚临界火电机组在安徽淮南成功运行，标志着中国大容量、高参数火电机组自主化制造的开端。现如今，中国自主制造的百万千瓦级超超临界机组已遍地开花，2017年达到了103台，百万千瓦级超超临界空冷机组、60万千瓦超临界循环流化床、二次再热超超临界煤电等技术已处于推广阶段。中国火电事业从无到有、自主创新，机组技术水平不断提高、居于世界领先水平。
火电机组结构优化，能效水平世界先进
改革开放之前，中国火电以10万千瓦及以下机组为主；20世纪80年代至2000年，虽然以30万千瓦及以下机组为主，但大容量机组开始兴起，新增机组多是30万千瓦及以上机组；现如今，30万千瓦以上火电机组比例由2000年的42.9%增长到2017年的79.5%，提高了36.6个百分点。火电机组结构的不断优化，一方面得益于火电装备制造技术水平的提高，大容量、高参数（超临界、超超临界）煤电机组大规模投运，另一方面，“上大压小”、淘汰落后产能政策的持续发力加快了小机组的退出。目前中国火电机组的加权平均运行年限为14.5年，与美国平均运行年限约38年的火电机组相比，中国火电正值青壮年。火电机组结构优化的直观成果就是机组发电效率显著提升，已高于德国、美国和澳大利亚等国家，与日本基本持平。据估算，2018年中国煤电发电效率约为42.4%，平均供电煤耗从1958年的601克/千瓦时下降为2018年的308克/千瓦时，降幅高达48.7%，其中最先进的100万千瓦超超临界机组的供电煤耗已降至271克/千瓦时，处于全球领先水平。
火电碳排放强度大幅度下降
中国火电发电效率提高、供电煤耗降低，加之非化石能源发电快速发展，使得电力行业碳排放强度显著下降。据中电联统计，2017年中国全电力碳排放强度和火电碳排放强度分别约为598克/千瓦时和843克/千瓦时，较1978年分别降低了35.7%和44.8%，煤电碳排放控制水平高于美国、德国、加拿大、法国、英国等经济体。以2005年为基准年，2006～2017年，通过发展非化石能源、提高能源效率等措施，中国电力行业累计减少二氧化碳排放约113亿吨，其中提高煤电效率对二氧化碳减排贡献率为45%，发展非化石能源的贡献率为53%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。
火电污染控制技术不断升级，清洁高效成为发展主旋律
随着煤电装备技术、污染治理技术的快速提高，煤电机组结构的持续优化，管理水平的持续进步，中国燃煤电厂实现了从设计、施工、投运到关停的全过程管理。中国燃煤电厂实现了全过程（从设计、施工、投运到关停）、全方位（供电煤耗、排放浓度、总量控制、监管、统计等）、全要素（气、水、声、渣等）的清洁化发展。
目前中国是世界上燃煤常规污染物排放标准最严的经济体。中国不断加强环境保护力度，2014～2020年，全面推广超低排放，要求新建燃煤发电机组常规大气污染物排放接近燃气机组排放水平（基准含氧量6%情况下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过5、35、50毫克/立方米），在2020年前全面完成超低排放改造。据估计，燃煤电厂超低排放改造所达到的二氧化硫和氮氧化物减排效果分别为中国近五年二氧化硫和氮氧化物减排总量的29%和47%。2017年与1978年相比，煤电单位发电量烟尘（颗粒物）、二氧化硫、氮氧化物排放量，分别由大约26、10、3.6克/千瓦时（1978年数据由作者估算得出）下降到0.06、0.26、0.25克/千瓦时。截至2018年，全国达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，占全国煤电总装机容量的80%，节能改造累计完成6.5亿千瓦以上，超额完成改造任务。煤电超低排放标准配套电价补贴政策，成就了全球规模最大的清洁高效煤电供应体系。
火电助力国际能源合作
火电行业成为中国电力行业国际合作从“引进来”发展为“走出去”的重要窗口。新中国成立初期国家电力行业的发展几乎完全依赖国际合作，经过70年的不断探索与创新，中国的火电技术已经走向世界。
“引进来”推动电力工业快速发展。新中国成立之后的设备引进和技术外援基本保障了初期工业化发展的电力需求；改革开放后，实行集资办电，电力行业利用世界银行、亚洲开发银行等国际金融组织贷款、外国政府贷款和出口信贷，从近20个国家进口设备，1982年和1985年分别投运了引进日本和法国的35万和60万千瓦亚临界压力机组，1987年和1988年引进美国技术自行制造的亚临界压力30万和60万千瓦机级相继投运。中国电力行业在“引进来”的过程中，消化吸收国外先进的工程设计技术，制造技术，施工、安装、运行技术以及先进的管理经验，并融入中国实际进行技术和管理层面的创新与实践，为电力“走出去”奠定基础。
“走出去”创造累累硕果。中国电力企业“走出去”始于对外援建，逐步发展到境外工程承包与劳务合作、电力设备出口和对外投资与经营等各个领域。2013年“一带一路”倡议的提出扩宽了中国电力企业“走出去”的道路。2013至2017年，我国主要电力企业在“一带一路”相关国家年度实际完成投资额3000万美元以上项目50多个，累计实际完成投资80亿美元；签订电力工程承包合同494个，总金额912亿美元；成功投资运营菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、意大利、希腊等国骨干能源网。根据美国能源经济与金融分析研究院汇总的数据，中国在全球27个国家资助和承建煤电项目共10155.8万千瓦，占中国以外全球煤电项目体量的26%，涉及金额359.04亿美元。其中，在12个国家有3234.2万千瓦煤电装机在建；在24个国家有7121.6万千瓦煤电项目正在进行施工前期准备。“中国制造”“中国建造”“中国服务”受到了越来越多国家的欢迎，中国在全球能源治理体系中从局外走向局内，从被动跟随转变为主动影响，其存在感和影响力大幅提升。
三、火电主导电力发展关键阶段，在艰难中奋力前行
火电是以电价改革为核心的电力体制改革排头兵
火电作为电力行业主体电源，其电价形成机制随着电力供求关系、市场结构的变化而多次调整，以电价改革为核心的电力体制改革，例如“标杆电价”机制、煤电价格联动机制、环保电价等，对于推进煤电清洁高效发展、完善电力市场化竞争、补充可再生能源补贴资金非常重要。
从1985年以来，中国先后实行了“还本付息电价”“燃运加价”“经营期电价”等多项电价政策，对扭转新中国成立前期存在的缺电局面，支持社会经济建设起到了积极的过渡作用。
直到2004年，国家在“经营期电价”的基础上实施“标杆电价”机制；同年，为理顺煤电价格关系，国家又实施煤电价格联动机制，但“市场煤”和“计划电”之间的深层矛盾使得联动机制收效有限。
2014年提出“超低排放”改造政策后，开始实施环保电价政策（即在每千瓦时上网标杆电价基础上，烟气脱硫增加1.5分钱、脱硝增加1分钱、深度除尘增加0.2分钱、老机组超低排放再增加1分钱），这是对火电厂大气污染物控制采用环境经济激励政策的重要制度创新，具有将污染治理的正外部经济性内部化的中国特色政策，对于推动煤电企业降低污染排放作用巨大。
2015年新一轮以“逐步放开计划电量，放开发电侧和售电侧电价、管住输电侧电价，在电力交易市场平台上交易”为主要特征的电力体制改革启动。目前，已对煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业的电力用户全面放开发、用电计划，在“基准电价+浮动机制”的框架内，由用户和发电企业自主协商确定供电价格机制。
随着电力市场化改革的推进和可再生能源平价上网的临近，未来火电电价要遵循市场竞争原则，不同机组按照基荷、调峰、备用等功能实现“服务定价”。
火电推动高比例可再生能源电力系统功能完善
新中国成立之后的很长一段时期内，中国的电力供应是“水火并举”，火电和水电能够满足电力电量平衡要求，对电力系统稳定性几乎没有影响。2006年《可再生能源法》颁布后，以风、光为主的随机性新能源开始快速发展，2018年风电、光伏占全部电力装机容量的18.9%、总发电量的7.8%。风、光的波动性输出已经对电力系统安全运行产生影响，必须要依靠可控电源调度（调峰、调频、调压的灵活电源）及随机性能源预测来维持电力系统稳定性。一方面，火电是当前技术最为成熟、全球应用最为广泛的灵活性电源，未来高比例可再生能源电力系统需要有足够的灵活性资源配比，因而中国也加大了对火电灵活性的挖掘，要求到2020年，热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦；另一方面，可再生能源对传统能源替代效应逐渐增强，将承担一部分负荷平衡的责任，这就要求火电为可再生能源发展让出足够空间。火电作为中国电力系统主体电源，为适应电力系统“源-网-荷-储-用”多态发展的新趋势，必须调整其功能定位，由以往的电量型电源向电量电力型电源转变，承担起“灵活性资源提供者”的角色。
火电试水市场化方向的产业政策体系
中国火电已经建立了完备的产业发展体系。通过法律体系、规划纲要体系、行政管理体系等途径，采用强化准入条件、项目审批、颁布负面清单、污染物排放总量控制、污染物排放标准、能耗限额控制、环境影响评价、节能评估、清洁生产审核等手段对煤电能效和污染物排放不断提出更高要求，并逐渐过渡到市场竞争阶段。
回顾历史进程，火电既是中国电力发展的“领头羊”，也是国家实施改革的“先行者”。新中国成立初期电力资源匮乏，需要采取电力管制手段实现生产过渡。改革开放后，实行“集资办电、多渠道筹资办电”，兴建了一批小火电机组，为发电领域引入竞争机制创造了体制条件。1997年国家开始在电力行业实行政企分开，纠正电力行业出现的一些弊病，例如关停小煤电、按发电项目经营期核定平均上网电价等，政府管控减弱、市场竞争萌芽。2002年国务院出台的《电力体制改革方案》要求实施厂网分开、实行竞价上网和节能调度、开展大用户直供电试点，为新一轮电力体制改革奠定了基础。2015年中共中央、国务院联合下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，称9号文），揭开了深化电力体制改革的序幕，与火电直接相关的改革突破有：第一，发电权交易，一般情况下，发电权交易必须是高效节能环保机组替代其他机组发电（例如，高效节能环保机组替代高能耗、高污染机组发电，水电等清洁能源机组替代火电机组发电）。开展发电权交易的替代方的火电机组原则上应投运脱硫等设施，供电煤耗应低于被替代机组的供电煤耗，并且应低于所在电网上年度的平均供电煤耗。第二，实施“上大压小、关停小火电、调整电源结构”政策，建立高效节能环保机组与关停高能耗、高污染小火电机组之间的经济补偿机制。
从国家政策目标与电力市场化改革的核心价值来看，可预见在新电改阶段“政府放开、市场主导”的规则下，火电将告别平均主义。电力低碳环保要求将日趋严格，随着全国碳市场进入实质性建设阶段，火电企业将全面进入“按证排污”时期，倒逼电力企业提质增效，煤电清洁利用率与清洁发电技术将继续提升。
四、火电肩负新时代能源转型重担，决胜“清洁、低碳、安全、高效”能源之路
长期以来，火电是保障国家电力供应安全的主力电源。资源禀赋决定了中国电力体系即使是在能源转型和减排承诺的重压下依然无法完全摆脱火电。持续降低煤炭消费比重、大幅提高非化石能源比重是能源生产革命的主要目标，到目前为止，能源生产革命主要依靠传统化石能源（煤炭）的清洁化，中长期则需要依靠可再生能源大规模发展来实现。低碳清洁是全球能源发展的主流观念，但未来二三十年（中长期）内火电仍将是为中国提供电力、电量保障的主体。
火电的历史特征是“能力越大、责任越大”，例如，火电为市场化改革试点、碳市场试点、为可再生能源消纳让出空间、提供灵活性服务保障电力系统安全、环保减排政策施压等。要实现火电“破局”，从解决当前矛盾的需要及中长期发展趋势的角度来看，都需要提高火电机组灵活性运行性能，调整功能定位，从能源系统、电力系统最优角度来设计火电发展路径，不同类型、状态、标准的火电机组要按需承担基荷、调峰及辅助备用的角色，避免“一刀切”。
火电要继续走清洁、高效、环保、安全的发展之路。一方面，大容量、高参数机组的高效低耗结合超低排放改造，极大地缓解了电力生产与资源环境之间的矛盾，未来要继续深挖机组技术潜力、加强污染物综合治理、开创产业循环经济、推进区域定制化服务；另一方面，从全社会系统角度出发，火电已不再是首要污染源，散煤燃烧造成的大气污染不容忽视，全球电煤占煤炭消费的比重平均约56%，美国、澳大利亚在90%以上，德国、加拿大、英国等在70%～80%之间，适度提高电煤比重可有效减少散煤使用，在一定程度上可进一步降低煤炭消费比重。火电的清洁高效发展是中国能源革命与低碳转型的关键助推器。
五、结语
中国火电发展历经坎坷，经过不懈的努力，终于取得今天的辉煌成就。火电圆满完成既定的历史使命，并且依然保持着旺盛的生命力。在新中国成立70周年之际，火电面临能源转型重任，依然负重前行，从新中国成立伊始的“一枝独秀”到如今的“攻坚克难”，未来仍会作为主力电源支撑能源转型之路。
作者：袁家海 华北电力大学经济与管理学院教授
张浩楠 华北电力大学经济与管理学院博士生
