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葉肇基
作為發電項目，初可研階段是一個很重要的階段，需要根據全網電力發展規劃，選好電廠廠址。初可研階段對擬選廠址的建設必要性和建廠條件的初步可行性要有詳盡的論述。電廠跟電網緊密相關，電廠離不開電網，電網也需要電廠來支撐。廠網分開前，電廠統一由電力局規劃和投資建設；廠網分開后，電廠由各發電公司投資建設，引進了競爭，調動了各方積極性，使華東地區各省市發電項目建設得到了快速發展。
這十多年來，江蘇省發改委、能源局對江蘇省能源發展特別是發電項目的建設把握得比較好。在華東電網里（原來是三省一市現在是四省一市：上海、江蘇、浙江、安徽、福建），江蘇的經濟體量最大，用電量也最大，但由于對電力規劃做得比較好，前期工作抓得早，并且對所有發電公司、投資公司是公平、公開開放的，所以多年來發電項目得到了有序和及時建設，沒出現過嚴重缺電的局面，做到了基本平衡，略有盈余。當然，還存在時段性、季節性、局部性的缺電局面。
由于蘇南經濟發展較早較快，經過十多年的建設，已經有了大批電廠，幾近飽和，再發展有很大的制約，特別是環境保護的制約，土地資源和火電廠的灰場資源都比較缺乏。相對來說蘇北地區經濟發展慢一些，廠址資源也多一些，但蘇北也不能建過多電廠，因為需要北電南送，這就涉及到電網問題、過江問題。當然，如果需要的話還是要建設的，往南送電力，畢竟長江三角洲地區對環境污染控制比較嚴格，環境容量基本沒有了，再上項目很難，只有通過區外來電才能填平用電缺口。由于環境限制，近二、三年江蘇省放慢了煤電建設速度，煤電主要上煤矸石、上大壓小和熱電聯產。同時發展了一些天然氣的熱電聯產項目，替代了當地的燃煤小熱電和燃煤小鍋爐，有利于節能減排、提高能源利用效率、改善環境。考慮到天然氣總量控制、熱電比的要求和供熱半徑限制，這批燃機項目基本以9E級為主。
關于燃機項目，我的看法是——不管E級也好、F級也好，一定要因地制宜，實事求是，要根據當地熱負荷量、性質和曲線，從技術經濟層面和政策層面進行多方案比較。江蘇這兩年上了一些以9E級為主的燃機項目，也因地制宜在宜興上了9F級熱電聯產燃機項目，因為它供熱量比較大比較穩定，還計劃其中一套采用背壓機。還有揚州電廠、無錫東亞電廠準備上燃機項目，就上9F級純發電項目，需國家核準，通過省里積極爭取，已獲國家同意。
關于電力未來發展方向，我認為，就江蘇來說，雖然燃機發展很快，煤電受到控制，但是以煤為主的基調不會變。核電一直在發展，但江蘇只有連云港這片最合適，而且受廠址條件制約，江蘇核電不可能有很大比重。所以燃氣發電比重要提高，當然也不能無限提高，氣有限，氣價也很貴。我的觀點還是要適當發展煤電。最近這幾個月，省能源局也在這方面開展了一些前期工作，有濱海2臺100萬中電投和協鑫的煤電項目，華潤潘塘的供熱煤電項目，國電宿遷的供熱煤電項目，永泰公司大屯的2臺100萬煤電項目。總之，降低煤電比例、控制煤電是對的，但是說煤電絕對不發展不可能。適當地開展前期工作，往前推進，對江蘇電力發展還是有利的。
由于江蘇省發改委、省能源局在江蘇電力發展上緊跟形勢，政策抓得好，規模搞得好，規劃也超前，江蘇的電力基本保持平衡。從電網來講，江蘇的基本格局是北電南送，另外，整個華東西電東送，安徽的電都要經過蘇南，對電網而言難度挺大，但是，江蘇的電網發展依然相當有序。這跟省發改委、能源局合理規劃是分不開的。
沈群
目前，我國能源布局面臨著一個重大問題——未來新能源往哪個方向發展。最近國家能源局開會，已經把“十二五”乃至“十三五”傳統能源轉向新能源的載體和平臺落在燃氣輪機上。我們認為，核電有安全性問題；水電有枯水期和旺水期，對生態環境有很大副作用；風電和光電“追風逐日”，實際上由于電能的不可儲存也有問題，比如風電“要電的時候不來風，來風的時候不缺電”，后來提出白天用光電晚上用風電，把兩者匹配起來，事實上這種情況很難達到；如果大量采用新能源的話會有一些分布式能源，比如小型燃機，可進行區域能源平衡。這種情形下燃氣輪機雖然也燒化石能源（新能源和傳統能源區分主要是化石和非化石），但它高效、占地小、排放污染低，把它作為抓手和載體，國家能源局的決定是正確的。
我們江蘇省也面臨著相同的問題。從整體布局來看，上核電不可能，政策不允許；風電也不是很適合，盡管我們提出在蘇北建設千萬級海上風電，但還有待于對整個能源政策及實施規劃的具體研究，我們公司投資10個億上風電，到新疆克拉瑪依等地風場做了大量實地調研，說實話，雖然它是可再生能源、綠色能源，但產生的磁場對周圍生態影響很大。現在能大規模發展的就只有天然氣發電了。
我常說做企業有很大的運氣成分，但機會總是給有準備的人。人類社會的發展很大程度上由大事件推動，美國 9·11事件從根本上改變全球的反恐格局，日本福島3·11核泄漏事件從根本上改變了世界的能源格局。3·11事件以前國內大量上核電，核電都是國家三大動力或者一重、二重做的，我們企業沾不上邊，因為我們沒有核電；3·11事件發生后，核電發展前景難卜，天燃氣發電煥發生機。形勢是變幻莫測的，雖然很多東西我們也看不準，但只要做好前期準備，機會一旦來了，抓不住稍縱即逝，抓住了就能有備無患，這就是我們的切身體會。
第二我想介紹一下我們公司的燃機產品的主要情況。剛剛葉（肇基）總也提到，國內燃機發展分三個階段，一開始是上世紀70年代末，包括龔（逸峰）處長在內我們一批專家搞“兩萬三會戰”，憑著一股熱情，集中了全國各地包括清華大學在內的專家學者250人，從根本不知道燃機到完全自主化，仿制出GE的5系列燃機，要真堅持拼著這股勁頭建設的話，當時中國10年內就能將燃機搞上來。84年GE跟我們談分工合作，核心部件采用GE的，一般部件我們做。所以，從那時起我們就跟GE合作開始生產6B機組，這樣一合作，使我們燃機的國產化推遲了20年。
那么現在燃機發展到什么階段了呢？E級已經有兩種等級了，一種是前兩年市場主流的9E，包括東方-三菱的701D和上海-西門子的V94.2。我們的單機功率是12.6萬KW，那二個分別是15萬KW和16萬KW，現在9E又有新的更高的等級了。因為9FA燃機在戚墅堰等地方暴露了一些問題，現在GE用9FB代替了9FA，實際上F級適用于基荷，在基荷狀態下比較穩定，漕涇燃機出的事就比較少，如果作為調峰調氣的話，它的轉子、高溫部件事故還是會比較多，所以它現在降級為9E5，單機功率22萬KW，聯合循環的話是33萬KW。同時西門子出了一個3000E，19到20萬KW，阿斯通也已經進來了，最新的E級也是20萬KW，目前E級燃機實際上有兩個等級，一個是16萬KW以下的，一個是18到22萬KW的，這個E級已經不叫9E了，叫9EF，它所有參數跟F級相差無幾，現在E級上的競爭就是這兩塊。
我們公司燃機現在有四個品種，一個是6B，主要采用高爐、焦爐的中低熱值氣體燃料，濟鋼、漣鋼、沙鋼等鋼廠的這類機組都還在用，國內常規發電已不怎么用了；第二個就是真正的9E；第三個是6FA，2012年下半年GE公司轉給我們的，現在浙江的6FA項目都是我們去投標，國電南潯的項目已經拿到預中標通知；第四個就是9E5，也就是說F級我們也能生產了，GE是以四到五套作為門檻，到法蘭先要買GE的，我們把試車臺、整個工藝路線調整好以后，就在廠內裝配、試驗。明年我們要把6B轉子壓氣機端拿出來自己做，如果E級壓氣機轉子自己做的話，機組國產化可達到70%左右。國內三大動力廠跟我們相比，它們僅有兩個機型，而我們目前是燃機機型最全的企業，明年二季度我們還會跟GE公司談在分布式能源5系列和3系列快裝機組項目上的合作，這樣通過與GE的合作就形成了一個燃機產品寬帶，實現平臺上全覆蓋，在行業內脫穎而出。應該說我們作為發電裝備制造企業，始終把燃氣輪機這塊作為我們的核心競爭力來對待。
提到分布式能源，我認為前景應該很好，從最近國家能源局有關部門傳遞的信息，以后光電、風電每年大概都在1500萬KW，現在電網接納有些問題，以后電網接納問題解決了，如果把風電、光電大量并網的話，就能把這種不可儲存的對電網沖擊很大的所謂 “垃圾能源”利用起來，而它必須要用分布式能源來補充，比如無風、雨雪天氣無光的情況下。但分布式能源是區域性、局部性的，它的配備肯定不會是9E甚至也不可能是6B這么大的機組，而是配備快速啟動的小型燃氣輪機，燃氣輪機最大的特點就是能在10分鐘之內能從冷態到全負荷，李（玉琦）會長問我分布式能源前景的問題，我認為這就像15年前談汽車發展，由于停車場的限制認為不大可能，但現在不可能已變成現實，能源結構要調整，如果新能源要占50%甚至更高比例的話，肯定要上分布式能源。
當下燃氣輪機發展我們最擔心的是氣價，如果氣價上調50%，漲1塊錢的話，現有的6毛多的電價根本承受不了。氣價從2塊2、3提到2塊5、6沒多大問題，超過3塊電廠根本無法承受。以9E機組為例，1立方氣可發5度電，氣價漲1塊就相當于每度電成本增加2毛，成本增加非常高，電廠燃料成本基本占80%，其他折舊、七項費用占15-20%，燃氣輪機最大的好處就是人少，30個人就能開兩臺機組。現在因為氣價問題，燃機的熱度有所下降，像今年我們所有的項目已經全部投完標，到年底想收攏一下，電力公司說不行，先上一個項目看看夠不夠成本，如果賺錢了后面再上。所以我們感覺到變化實在太快。天然氣作為化工原料、居民生活用氣消耗不會太多，主要還是用于發電，調整發電結構，減輕環境壓力。
從長遠來講我對中國的氣價還是持樂觀態度的，頁巖氣在未來十年內的開發很有前景，以后為了消化還是需要國家政策補貼的。不過，頁巖氣現在主要有兩個問題，一個是開發技術，我們頁巖氣生成條件和美國不一樣，埋藏比較深；第二是地區太邊遠，貴州、云南這些產地不缺電，輸送出來也很困難。LNG價格很貴，煤以后還是主力，將來作為清潔能源也要氣化（IGCC），這都跟電價有很大的關系，一旦油價到了130美金/桶，像神華就到廠里來訂IGCC，覺得有利潤空間，而一旦油價跌到100美金/桶以下，他就不會來談了。
目前關于9E、9F哪種機組更好是個熱門話題，我認為沒有最好的只有最適合的。分布式能源現在最小，效率最低，但是你必須要用它來配備其他資源，就像現在我們馬路上有奔馳、奧迪這種好車，也有很多國產車，因為大家都找適合自己的。
第一個是審批問題。國家對項目的審批有限制，E級只要供熱省里就可以批了，F級除了6FA外，大一點的就要國家批了，程序也非常多，如果省里批就非常變通。打捆招標時傾向于上大機，其實各有所用，但批項目也只是其一，有的認為既然整個機組用的是管路天然氣，那么天然氣可以直接燒鍋爐供暖，這里面有一個重大誤區，并不是供暖就可以代替供熱的。北方都是供暖，供暖機組對我們而言，就是在冷凝機組上抽個常規壓力、開個孔就可以供暖了，用于取暖，對壓力和溫度沒有特別要求。但是我們蘇南不一樣，它的供暖機組接受端是很多工業企業如紡織廠、印染廠等，真正應該叫供熱機組而不是供暖機組，對熱的壓力、溫度有要求。所以不是你用天然氣燒個鍋爐，用一次性能源馬上產生熱就可以的，這方面我們還應繼續溝通。
第二個問題，現在江蘇好多燃機項目都不是新上的，而是“上大壓小”，把兩臺1萬2的、2萬5的電廠關掉，環境、場地、熱源都已經定好，用更合適的機組去替代它，它是增量帶動存量的優化調整，主要解決環境問題，還受到地理條件限制。
第三個是氣量問題。實際上現在我們的機組不但調峰而且調氣，一旦氣源供應緊張，首先保民用，發電用氣就會先停。我們招投標的時候大家都將指標做到最佳，就是100%或者最起碼保持90%的基荷來計算效率，看上去五大電力公司都在追求效率最高、曲線最好。燃氣輪機有個最大的特點，就是出力在80%以下的話，整個效率曲線下降得很厲害。就華電儀征的三臺燃機來說，現在就是氣量不夠，所以效率不高。如果用9E機組，90%以上負荷的氣量都夠了，那比用9F機組在80%以下負荷運行的效率要高得多。所以，在資源有限的情況下，能源局在批項目、發路條的時候就應該以氣來定項目，實際上也是對電廠負責，否則如果氣量供應不足，兩臺機停一臺，最后損失就會非常大。
第四是氣價問題。我有一個建議，我們江蘇跟浙江能不能一樣扎口氣源，大家都一視同仁，既便于能源局管理，項目也能進行大運作。
最后，我認為江蘇規劃實施電力項目應該優先考慮本省的裝備制造業。同等價位、同等質量下省內企業優先，而且售后服務也方便。
補充一下，去年這個時候所有以大代小的燃機電廠都是盈利的（氣價原因），煤電沿江的盈利、蘇北的全虧。現在，五大電力公司在天然氣項目上跑馬圈地，因為只有拿到燃氣電站，才能拿到氣源。他們的觀點是氣源作為一種戰略儲備，資源是有限的，而且只會往上漲，即使以后發電虧損了，他們也有氣源。LNG之所以沒這么搶手就在于價格太高，現在珠江三角洲用得比較多，當時從新疆用汽車拉送的話，價格大概2塊8，政府有補貼。
我們現在探討能源格局，實際上就是兩派：一派是火電，一派是新能源。陶（建華）總認為以后火電作為一個常規機型是主力機型。但是這次能源局開會就提出未來十年，新能源和燃機，包括核電機組，比重要大幅度提高，火電的空間無疑會越來越小。隨著環保壓力增大，尤其是江蘇，經濟壓力和環保壓力將使火電受到更大的限制。我認為，除了氣價這個不確定因素，燃氣輪機無論從效率、安全性還是資源占用來講，完全具有可持續性。它的燃料并非只能用天然氣，輕柴油、重油、原油、頁巖氣都適用。如果天然氣價格達到3元，燃機發電廠就會全面虧損，但會給煤氣化（IGCC）提供大的發展空間。從燃料的高效和清潔考慮，如果不從傳統能源轉到新能源，資源消耗、生態環境難以承受。所以目前企業轉型的困惑是不轉不行，但轉一塊有可能死一塊。
火電這塊有一條，盡管現在我們在國際上處于領先，但是再按照老路走，也可能走到盡頭。火電以后會向大機發展，60萬KW、100萬KW、超超臨界，用于大電網供電；目前大規模地發展核電爭議比較大，將來還是會有限的發展，畢竟核利用的效率高；天然氣發電是最清潔、最安全的，環境壓力也得到大大改善。
陶建華
江蘇是經濟大省，能源消耗大省，又是資源緊缺的省份。江蘇的能源首先要從平衡開始，電力只是能源的一個分支。江蘇的電力能源主要來自于煤電、風電、核電、燃機、生物質和太陽能發電，除此以外還有部分區外來電。
電力發展水平是體現一個國家和地區現代化水平的重要標志。黨的十八大提出要全面建成小康社會，努力提升城鎮化水平。江蘇省提出，到2020年要基本實現現代化，蘇南地區2015年要率先基本實現現代化。江蘇經濟發展若要趕上中等發達國家的水平，那么人均裝機容量要達到2千瓦，即裝機容量達到1.5億千瓦。根據目前省內現有的電源點（7000多萬千瓦裝機容量）和區外來電（1億千瓦時，相當于500萬千瓦裝機容量）計算，還有7000萬千瓦左右的發展空間。
這7000萬千瓦左右的發展空間首先要排除生物質發電。因為生物質發電項目幾乎都在虧損，形不成規模。它不像當初所想象的那樣：這么好的資源，一把火就燒掉了，為何不用來發電？一發電才發現問題有多嚴重，資源的季節性和保管都是問題。生物質資源不像燃煤那樣可以堆放，它含水高，在夏天時間不長就會爛掉，熱量也就隨之損失。加之其它問題，從目前來看，生物質發電難以上規模。
太陽能發電方面，江蘇的太陽能項目也難以規模化發展，這是由江蘇的自然條件所決定的。即使能發展一些屋頂和民用太陽能項目，但這在人均2千瓦的裝機容量中所占的份額極少。
海上風電方面，當前海上風電的開發建設也遇到了新問題。國家出臺的《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》規定，海上風電原則上應在離岸距離不少于10公里、灘涂寬度超過10公里、海域水深不少于10米的海域布局。因為離岸距離10公里以內以后圍起來就是國土資源，可以增加土地容量。現在岸邊不讓建設了，有的地方要拔掉，龍源集團在海邊發展風電就感到困難。開始的時候不存在這種問題，現在隨著國土資源新標準的出臺，問題也就暴露了。以后海上風電的發展，就是在泥沙的地質條件下，用打樁船打樁，一天打一根樁，直接在樁上連接塔筒，這也是當前我們在東海邊上所做的。當然，潮間帶項目如今也沒人敢做了，因為潮間帶具有不確定性，它嚴格意義上還是土地資源，現在看起來沒用，以后圍堰起來形成土地輕而易舉。另外，海上風電還存在一個問題——利用小時低。再好的風場可利用小時也就2000小時左右，1000萬千瓦的裝機最后能提供的也就200多億千瓦時。我們去福建東山島，最好的地方風場可利用小時能達到3700小時，那應該是全國最好的位置，在江蘇這一帶遠遠不及。
天然氣發電方面，這是一個新興產業，還存在很多不確定因素。一是經濟性。燃機供熱，成本是一個挑戰，特別是與現在的煤價相比還是有差距的，如果氣源不穩定，壓力將更大；二是可靠性。某種程度上熱網比電網要求更高，電網可以設計備用線路，但熱網一般是區域性的，很少聯網。另外，國際環境一旦變化或者工業形勢好轉，燃機的氣源就會緊張。其實，我認為我們國家要將天然氣做燃料的時機還不成熟，特別是F級的燃機將天然氣當煤一樣燒，還遠遠未到這一步。前階段鋼廠用氣下降，工業用氣減少，用不了就通通給燃機發電，發到5000小時。今年經濟稍有復蘇，冬天燃機電廠就沒氣了。如果我們現在強調燃機一定要搞熱電聯產，而且一定要搞F級的，一臺機就幾十萬千瓦，用它來帶基本負荷、帶熱網，那一旦這個氣要保民用的時候熱網怎么辦？凡是接觸過大熱網的都知道這個要求，氣源一斷就真的是“斷氣”。所以，熱電聯產對熱網的可靠性要求非常高，只有當我們有了氣源的保證之后，才能繼續發展。而且，一般來說兩臺燃機，一臺在檢修、一臺出故障的時候，如果熱網規模很大，出的問題也會越大。
那么，分布式能源與現在的燃機，產生的矛盾是什么？我們把天然氣作為燃料，氣源緊張的時候斷供，不緊張的時候用它來代替煤炭，不用冷熱電聯供的方式效率很低，不能連續運行的話熱網又運行不起來。其實，分布式能源核心的技術是“匹配”，即熱電比，一個區域用電、用熱（或冷）的規模。選好一個點，夏天供冷，冬天供熱，解決負荷中心這部分電力不用遠距離輸送，綜合效率會很高；但是如果不匹配的話，運行就有難度。像南京中心地區要供熱，燒煤不允許，燒油成本高，外圍熱網穿越城區又不可能，小型的燃機能做到就地發供電，向周圍供汽，既是熱源點又是電源點。
因此，如何平衡總量、科學布局、統籌規劃不同的電力生產方式，是值得我們研究的重大課題。綜上所述，在總量平衡的時候，電力生產以煤電為主的格局短期內不會改變。當前，國家實施了更加嚴格的大氣污染物排放特別限值，江蘇蘇南地區因環境容量有限，對于火電機組擴建項目實行壓小不上大的政策，僅蘇北地區有部分余量。當前，我國仍擺脫不了主要依靠煤電的現實，考慮到排放平衡，我們應該研究大容量、高參數、高效率的潔凈煤發電技術加上遠距離供熱，并以此作為發展戰略。我認為我國的百萬千瓦超超臨界燃煤機組目前共有三代，第一代應該是泰州那種機組，第二代是浙江北侖，諫壁新投產的兩臺機組可以作為第三代。第一代百萬千瓦超超臨界機組現在看來在制造上存在很多問題，它走的是日本東芝的路線——哈爾濱“哈哈哈”，這個“哈哈哈”現在不管怎么努力總是差10g煤耗；第二代是浙江現在的機型，汽輪機是上海的，走的是西門子的路線，非常先進，但是鍋爐不一定適應沿海地區；第三代是諫壁現在的機型，我之所以把它列為第三代，是因為它的鍋爐制造技術有了重大提升。
江蘇區域的燃煤電廠目前經營環境很好，主要原因是江蘇資源匱乏，高度市場化，政府有關部門管理的電力市場環境十分規范。我將全國煤電市場分成五類地區：江浙滬粵是一類，河南、山西、陜西這一帶屬五類，后者五大集團進去都難以為繼，可持續發展都存在問題。原因就是它有煤，發電企業是中央的，但煤礦是地方的。為了保護地方財政，煤價不能低，電價不能高，所有的電廠就發展不下去了。特別是湖南、河南、山西等地，大部分電廠都虧損甚至巨虧。所以說江蘇的環境好就好在沒有煤，沒有利益集團之間的沖突，沒有地方和央企的利益沖突，形成了一個高度市場化的外部環境。在這個開放的環境中，煤炭資源不僅面向國內市場，也面向國際市場。當前，進口煤與國內煤存在較大的差價，國電江蘇公司下屬的諫壁、泰州、常州三家電廠一個月要燃用進口煤上百萬噸，在大大降低燃料成本的同時增加了資源供應渠道。
在潔凈煤發電方面，泰州電廠二期百萬工程采用了超超臨界二次再熱技術，能將發電煤耗降至256g/kwh左右。如果以后我們布局的時候也能考慮熱電聯供，在超超臨界二次循環的基礎上實現遠距離供熱，就能將能耗指標進一步優化。2009年我們在宿遷實施了直線24公里供熱項目。原來的傳統觀念都是經濟距離5公里，現在設計、保溫包括使用的補償技術都有提升，24公里的位置上參數和管道效率依然很高。這就為今后研究大容量、高參數、高效率的潔凈煤發電技術加上遠距離供熱奠定了技術基礎。
在全球經濟化的今天，國內市場與國際市場相互影響和相互作用成為大勢所趨。今后燃煤市場的趨勢一定是國際化，而煤炭的質量趨勢將呈現低熱值化。最近，低熱值煤發電引起了很大的爭議。有人說現在燃煤電廠專燒劣質煤、低熱量的煤，增加了碳排放。對此我持不同的觀點。我認為這種煤也是積淀了幾萬年的礦產資源，電廠不用誰來用？我們現在只顧眼前的碳排放，以后煤炭都沒有了怎么辦？在資源分配上，我認為電廠就應該燒最差的煤，優質煤資源不多，而且價差很大，這種煤炭應讓冶金、化工等行業使用。現在高硫煤越來越多，包括美國出口到中國的煤也是高硫煤，優質煤它都提供給歐洲國家。我們就是要研究這些發展趨勢，不能一味從感情上考慮說一燒低值煤又排放了多少。我們現在弄了熱值3000多大卡的褐煤來燒，機組所有的技術改造都為燃燒褐煤服務。我們選擇褐煤的原因有三：一是價格便宜，可節約20%左右的燃料成本；二是資源多，特別是蒙東地區，印尼更不用說；三是因為褐煤是一種特殊的燃料，絕不是什么劣質煤，很多是特低硫、特低灰。唯一不同的就是揮發份高、含水大，鍋爐效率可能會降低。目前，我們正在實施相關技術改造，在空預器和電除塵器之間的煙道加裝低壓省煤器，再將煙氣中的熱量回收。因此，燃料市場的趨勢研判清楚以后，相信大家就會明白為什么我們要求電站鍋爐上塔式爐，不允許再上π型爐。因為將來要面向國際市場，缺煤大省應選用煤種適應范圍廣的鍋爐。像諫壁電廠這樣的老企業，負擔很重，現在鍋爐燃燒技術提高后，一個月很輕松就可以有1.5-1.6億的利潤，真正通過發展的方式來解決企業沉重的歷史包袱，解決各種困難和問題。
因此，能源的格局，我們首先要解決平衡，這其中包括運力的平衡。江蘇是以水運為主，主要分三類地區：一類是長江邊、海邊，5萬噸級以上的船能直靠的地區；二類是靠火車運輸的地區；三類是江蘇的內陸地區，運河邊。如宿遷、淮陰離長江300多公里，離海邊也有200-300公里，如果能在連云港把一條運河疏浚一下就能緩解這些沿岸電廠虧損的問題。其次，是要考慮還有多少排放空間，內陸地區還有多少資源。第三，今后燃料的采購要面向國際市場。第四，是考慮選用哪種爐型，將爐后的環保裝置嚴加管理。現在凡是國電在江蘇的電廠脫硫、脫硝、連帶電除塵都在同時進行改造，我們不能等2014年新標準出來了再去行動，脫硝改造停爐60多天，就把該加的電場加上去，像蘇龍是將原電除塵拆除新做的。我們要下決心在追求利潤的同時不危害環境，并將這個理念推廣到所有燃煤電廠中去，丟掉一切幻想，迎接史上最嚴格的環保“大考”。
最后，我也要呼吁一下，省政府要規范央企在地方的投資行為，既要真金白銀，更要綠水青山。要按照國家相關規定開展招投標工作，不搞地方保護和利益群體保護。通過科學布局、技術進步，我相信，江蘇電力事業的明天一定會更加繁榮。