2009年电力企业节能减排情况通报

 

国家电力监管委员会

国家发展和改革委员会

国家能源局

环 境 保 护 部

二〇一〇年九月

概  述

根据《关于印发2009年节能减排工作安排的通知》（国办发〔2009〕48号）、《国家发展改革委关于印发2009年推动落实节能减排工作安排部门分工的通知》（发改环资〔2009〕2073号）要求，国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会、国家能源局、环境保护部负责组织编制并发布《2009年电力企业节能减排情况通报》（以下简称“通报”）注。

2009年，国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会、国家能源局、环境保护部等相关部门通过继续强化节能减排目标责任考核、加大淘汰落后产能力度、完善市场机制、积极推广节能技术、加强节能减排监管、按年度向社会发布电力企业节能减排情况通报等措施，有力地促进了电力企业节能减排工作。为贯彻落实关于加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的决策部署，进一步推动电力行业节能减排工作，掌握电力企业节能减排的第一手数据，促进电力行业节能减排统计工作，加强电力节能减排的针对性，进一步完善、充实《通报》内容，在对全国电力企业节能减排基本情况进行统计分析的基础上，国家电力监管委员会还对河北、辽宁、上海、浙江、安徽、山东、湖北、四川、贵州、陕西等10省（市）的26家电网企业和投运1年以上且全厂总装机容量在百万千瓦及以上的80家燃煤电厂（共计302台、12748万千瓦燃煤机组）的节能减排情况进行了专项督查（以下简称专项督查），对专项督查中发现的问题，向有关电力企业下发了整改意见。

2009年，电力行业提前完成“十一五”节能减排规划目标，为全国节能减排目标的实现做出了重要贡献。当年关停小火电机组2617万千瓦，超额完成全年关停1500万千瓦小火电机组的目标，累计关停小火电机组6006万千瓦，提前并超额完成“十一五”关停小火电机组5000万千瓦的目标；全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗继续下降至340克/千瓦时，同比降低5克/千瓦时；6000千瓦及以上电厂厂用电率为5.76%，同比降低0.14个百分点，其中，火电厂用电率6.62%，同比降低0.17个百分点；全国电网线路损失率为6.72%，同比降低0.07个百分点；全年新增燃煤脱硫机组1.02亿千瓦，超额完成全年新增5000万千瓦的任务；截至2009年底，全国燃煤电厂烟气脱硫机组装机容量达到4.7亿千瓦，占煤电机组总容量的76%，比上年提高12个百分点；电力二氧化硫排放约939.3万吨，比2005年下降了29.3%，提前一年完成“十一五”末电力二氧化硫排放951.7万吨的目标。

为深入贯彻落实节能减排的方针，进一步做好电力企业的节能减排工作，电力企业要进一步加大工作力度，深入挖掘电力节能减排潜力，提高节能减排管理水平，建立健全以市场为导向的节能减排新机制，提高脱硫装置运行水平和监管有效性，高度重视脱硫石膏综合利用，巩固并进一步深化节能减排成果。

本报告在全面总结电力行业节能减排现状的基础上，结合专项督查结果进行编制。客观反映了2009年电力行业及企业节能减排成效，总结了有关部门和电力企业节能减排的主要措施，梳理了电力企业节能减排存在的问题，研究提出了相应的处理意见和建议，以进一步促进电力企业节能减排工作有效开展。

第一部分  基本情况

一、电力企业基本情况

（一）发电企业

1、全国发电企业情况

2009年底，全国全口径发电设备容量8.74亿千瓦，比上年增长10.26%，增速与上年基本持平。其中，水电1.96亿千瓦，比上年增长13.72%，约占总容量的22.46%；火电6.51亿千瓦，比上年增长8.00%，约占总容量的74.49%；核电908万千瓦，约占总容量的1.04%；并网风电容量1760万千瓦，约占总容量的2.01%，连续四年实现翻倍增长，电源结构调整明显加快。2009年底全国发电装机构成见图1-1。

图1-1　2009年底全国发电设备结构情况

2、专项督查企业情况

专项督查了80家燃煤发电企业、302台机组，装机容量共计12748万千瓦，占全国火电总装机容量的19.58%。

专项督查电厂装机容量地区分布见图1-2。

图1-2 专项督查电力企业装机容量地区分布

专项督查的发电企业中，单机容量10万千瓦级机组共计19台、254.5万千瓦，占专项督查总装机容量的2.00%，占全国同等级机组容量的3.82%；20万千瓦级机组22台、468万千瓦，占专项督查总装机容量的3.67%，占全国同等级机组容量的8.81%；30万千瓦级机组39台、4609.5万千瓦，占专项督查总装机容量的36.16%，占全国同等级机组容量的20.38%；60万千瓦级机组103台、16万千瓦，占专项督查总装机容量的50.33%，占全国同等级机组容量的32.07%；100万千瓦级机组10台、1000万千瓦，占专项督查总装机容量的7.84%，占全国同等级机组容量的52.36%。

专项督查的发电企业装机容量等级分布见图1-3。

图1-3  专项督查发电企业装机容量等级分布

（二）电网企业

1、全国电网企业情况

2009年，跨区域电网及全国联网继续推进，取得明显进展。目前，全国已经形成华北、东北、华东、华中、西北和南方六大区域电网，随着电压等级的不断升高、电网规模的不断扩大和资源大范围优化配置需求的不断增加，跨区域电网规模也不断扩大，电力生产和供应结构已经从原来的省内平衡、区域内平衡逐步扩大到跨大区综合平衡，大范围资源优化配置能力得以加强。海南、、联网工程有序推进，全国联网取得重大突破。

2、专项督查电网企业情况

对全国26家电网企业进行了专项督查。其中，区域电网公司4家，省级电网公司10家及其地区供电公司12家。专项督查电网企业见表1-1。

表1-1  专项督查电网企业一览表

序号	省份	类型	名称
1	辽宁	区域电网公司	东北电网公司
2	上海	区域电网公司	华东电网公司
3	湖北	区域电网公司	华中电网公司
4	陕西	区域电网公司	西北电网公司
5	河北	省级电网公司	河北省电力公司
6	辽宁	省级电网公司	辽宁省电力公司
7	上海	省级电网公司	上海市电力公司
8	浙江	省级电网公司	浙江省电力公司
9	安徽	省级电网公司	安徽省电力公司
10	山东	省级电网公司	山东省电力公司
11	湖北	省级电网公司	湖北省电力公司
12	四川	省级电网公司	四川省电力公司
13	贵州	省级电网公司	贵州电网公司
14	陕西	省级电网公司	陕西省电力公司
15	河北	电网企业	石家庄供电公司
16	辽宁	电网企业	沈阳供电公司
17	辽宁	电网企业	大连供电公司
18	浙江	电网企业	宁波电业局
19	浙江	电网企业	萧山供电局

20	山东	电网企业	莱芜供电公司
21	湖北	电网企业	孝感供电公司
22	湖北	电网企业	襄樊供电公司
23	湖北	电网企业	随州供电公司
24	四川	电网企业	绵阳供电局
25	陕西	电网企业	西安供电局
26	陕西	电网企业	铜川供电局

二、节能情况

（一）供电标准煤耗

1、全国标准煤耗情况

2009年，全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗340克/千瓦时，比上年降低5克/千瓦时，相当于节约标准煤约1400万吨，相应减排二氧化硫约30万吨。1978-2009年我国火电机组平均供电标准煤耗变化情况见图1-4。

图1-4  1978-2009年火电机组平均供电标准煤耗变化情况

专栏1-1 2009年主要大型发电集团公司供电煤耗
序号	发电公司名称	火电装机容量 （万千瓦）	火电发电量 （亿千瓦时）	供电煤耗 （克/千瓦时）
1	中国华能集团公司	9309	3924	327.7
2	中国大唐集团公司	8222	3397	328.41
3	中国国电集团公司	7025	3307	331.8
4	中国华电集团公司	6239	2733	331.68
5	中国电力投资集团公司	4331	2074	343.23
6	神华国华电力有限公司	2591	1186	321
7	华润电力控股有限公司	10	948	334
8	浙江省能源集团有限公司	1775	879	328.5
9	广东粤电集团有限公司	1755	947	338.18
10	国投电力公司	1196	484	332.37

注：1、按2009年发电公司火电装机容量排序；

2、数据资料来源于发电集团公司报送。

2、专项督查企业标准煤耗情况

专项督查的302台机组，2009年平均供电煤耗为328克/千瓦时，比全国平均值低12克/千瓦时。其中，209台、10221.5万千瓦容量机组供电煤耗值低于全国平均值；93台、2526.5万千瓦机组供电煤耗值高于全国平均煤耗值。专项督查机组2009年供电煤耗总体情况见图1-5。

图1-5  专项督查机组2009年供电煤耗总体情况

专项督查机组2009年分省平均煤耗情况见表1-2。

表1-2  2009年专项督查机组分省平均供电煤耗情况一览表（单位：克/千瓦时）

省份	专项督查机组平均供电煤耗	各省（区）平均值	与各省（区）平均水平比较
河北	330	345	-15
辽宁	334	347	-13
上海	316	323	-7
浙江	318	324	-6
安徽	320	326	-6
山东	330	350	-20
湖北	327	339	-12
四川	338	367	-29
贵州	340	346	-6
陕西	336	344	-8
平均	328	340（全国平均）	-12

专项督查机组中，单机容量10万千瓦等级机组平均供电煤耗371克/千瓦时，20万千瓦等级机组平均供电煤耗365克/千瓦时，30万千瓦等级机组平均供电煤耗335克/千瓦时，60万千瓦等级机组平均供电煤耗321克/千瓦时，100万千瓦等级机组平均供电煤耗287克/千瓦时。专项督查机组分容量等级供电煤耗情况见图1-6，按2009年供电煤耗由低到高排序，各容量等级前5名专项督查机组见表1-3～表1-7，各容量等级后5名专项督查机组见表1-8～表1-11。

图1-6  专项督查机组不同容量等级供电煤耗情况

表1-3  10万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序前5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	上海	宝钢电厂	0	15	335.2
2	浙江	台州发电厂	1	13.5	351.2
3	浙江	台州发电厂	6	13.5	354.0
4	浙江	杭州华电半山发电有限公司	4	13.5	359.8
5	浙江	萧山发电厂	1、2	2×13	360.7

表1-4 20万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序前5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	河北	秦皇岛发电有限责任公司	2	21.5	329.0
2	河北	秦皇岛发电有限责任公司	1	21.5	339.0
3	河北	大唐国际陡河发电厂	3	25	340.2
4	河北	大唐国际陡河发电厂	4	25	346.3
5	河北	大唐国际陡河发电厂	8	20	351.8

表1-5  30万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序前5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	辽宁	华能大连电厂	4	35	306.9
2	湖北	湖北华电襄樊发电有限公司	5	30	312.6
3	湖北	湖北华电襄樊发电有限公司	6	30	315.4
4	陕西	陕西宝鸡第二发电有限责任公司	4	30	316.1
5	河北	秦皇岛发电有限责任公司	4	32	317.0

表1-6  60万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序前5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	上海	上海外高桥第二发电有限责任公司	6	90	301.8
2	上海	华能上海石洞口第二发电厂	2	60	301.9
3	山东	大唐黄岛发电责任公司	6	67	302.5
4	山东	华电潍坊发电有限公司	4	67	302.9
5	上海	上海外高桥第二发电有限责任公司	5	90	303.8

表1-7  100万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序前5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	上海	上海外高桥第三发电有限责任公司	8	100	281.9
2	上海	上海外高桥第三发电有限责任公司	7	100	282.5
3	浙江	华能玉环电厂	2	100	288.4
4	浙江	国电北仑电厂	6	100	2.2
5	浙江	华能玉环电厂	1	100	293.0

表1-8  10万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序后5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	山东	山东菏泽发电厂	1	12.5	385.5
2	山东	山东菏泽发电厂	2	12.5	383.3
3	贵州	黔北发电总厂	金沙1	12.5	380.3
3	贵州	黔北发电总厂	金沙2	12.5	380.3
3	贵州	黔北发电总厂	金沙3	12.5	380.3
3	贵州	黔北发电总厂	金沙4	12.5	380.3
4	山东	华能济宁运河发电有限公司	4	14.5	370.0
5	山东	华能济宁运河发电有限公司	3	14.5	369.0

表1-9  20万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序后5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	四川	华电四川发电有限公司内江发电厂	21、22	2×21	395.6
2	辽宁	华润电力（锦州）有限公司	1- 6	6×20	392.1
3	山东	大唐黄岛发电责任公司	3	22.5	366.1
4	湖北	荆门电厂	4	22	3.0
4	湖北	荆门电厂	5	22	3.0
5	山东	大唐黄岛发电责任公司	4	22.5	363.5

表1-10 30万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序后5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）
1	陕西	陕西华电蒲城发电有限责任公司	1	33	365.8
2	陕西	渭河发电有限公司	4	30	360.0
3	陕西	渭河发电有限公司	3	30	358.0
4	贵州	纳雍发电总厂（一厂）	1	30	353.6
5	贵州	贵州鸭溪发电有限公司	2	30	351.5

表1-11 60万千瓦级机组按2009年供电煤耗由低到高排序后5名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组编号	机组容量 （万千瓦）	2009年供电煤耗 （克/千瓦时）	备注
1	陕西	陕西华电蒲城发电公司	5	66	343.7	空冷
2	陕西	陕西华电蒲城发电公司	6	66	341.2	空冷
3	陕西	府谷电厂	1	60	341.0	空冷
3	陕西	府谷电厂	2	60	341.0	空冷
4	河北	国电河北龙山发电公司	1	60	340.3	空冷
5	陕西	大唐韩城第二发电公司	4	60	340.1	空冷

（二）发电厂用电率

1、全国发电厂用电率情况

2009年，全国发电厂用电率5.76%，比上年下降0.14个百分点。其中，水电0.4%，比上年上升0.04个百分点；火电6.62%，比上年下降0.17个百分点。

1978-2009年全国厂用电率变化情况见图1-7。

图1-7　1978-2009年发电厂厂用电率变化情况

2、专项督查企业厂用电率情况

专项督查的302台机组，2009年平均厂用电率5.72%，比2009年全国火电厂用电率低0.9个百分点（2009年全国火电厂用电率为6.62%）。其中，74台、2158.5万千瓦容量机组厂用电率高于全国平均值；227台、10554.5万千瓦容量机组厂用电率低于全国平均值；1台、35万千瓦容量机组等于全国平均值。专项督查机组2009年火电厂用电率总体情况见图1-8。

图1-8  专项督查机组2009年火电厂用电率总体情况

按2009年厂用电率由低到高排序，前10名专项督查机组见表1-12，后10名专项督查机组见表1-13。

表1-12  按2009年厂用电率由低到高排序前10名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组编号	机组容量 （万千瓦）	2009年 厂用电率（%）
1	上海	宝钢电厂	0	15	2.36
2	上海	宝钢电厂	4	35	3.45
3	上海	华能上海石洞口第二发电厂	2	60	3.59
4	辽宁	华能大连电厂	2	35	3.87
5	河北	邯峰发电厂	1	66	3.
5	河北	邯峰发电厂	2	66	3.
6	辽宁	华能大连电厂	4	35	3.91
7	辽宁	华能大连电厂	1	35	3.92
7	上海	华能上海石洞口第二发电厂	1	60	3.92
8	上海	上海外高桥第二发电有限责任公司	6	90	3.93
9	浙江	国电北仑电厂	7	100	4.03
10	浙江	国电北仑电厂	6	100	4.08

表1-13  按2009年厂用电率由低到高排序后10名专项督查机组一览表

序号	省份	电厂名称	机组 编号	机组容量 （万千瓦）	2009年 厂用电率（%）
1	四川	华电四川发电有限公司内江发电厂	21、22	2×21	10.95
2	贵州	黔北发电总厂	金沙 1	12.5	9.83
2	贵州	黔北发电总厂	金沙 2	12.5	9.83
2	贵州	黔北发电总厂	金沙 3	12.5	9.83
2	贵州	黔北发电总厂	金沙 4	12.5	9.83
3	陕西	蒲电电厂	3	33	9.49
4	河北	国华定洲发电厂	3	66	9.32
5	陕西	蒲电电厂	4	33	9.13
6	陕西	蒲电电厂	6	66	9.04
7	山东	华能济宁运河发电有限公司	3	14.5	8.99
8	山东	山东菏泽发电厂	1	12.5	8.97
9	山东	华能济宁运河发电有限公司	4	14.5	8.94
10	山东	华能济宁运河发电有限公司	2	14.5	8.87

专项督查机组2009年分省平均火电厂用电率情况见表1-14和图1-9。

表1-14  2009年专项督查机组分省平均火电厂用电率情况一览表

省份	专项督查机组平均厂用电率 （%）	各省（区）平均值 （%）	与各省（区）平均水平比较 （百分点）
河北	5.87	6.92	-1.05
辽宁	5.58	6.94	-1.36
上海	4.74	5.22	-0.48
浙江	5.17	5.66	-0.49
安徽	5.31	5.59	-0.28
山东	5.76	7.43	-1.67
湖北	5.53	6.21	-0.68
四川	6.30	7.92	-1.62
贵州	6.45	6.68	-0.23
陕西	6.80	7.24	-0.44
平均	5.72	6.62（全国平均）	-0.90

图1-9  专项督查机组分省平均火电厂用电率情况

（三）线损率

1、全国线损率情况

2009年，全国电网线路损失率为6.72%，比上年下降0.07个百分点。

1978-2009年全国电网线路损失率变化情况见图1-10。

图1-10　1978-2009年电网线路损失率变化情况

2、专项督查企业线损率情况

2009年，华中电网公司综合线损率6.44%，同比下降0.14个百分点，比全国平均水平（6.72%）低0.28个百分点；东北电网公司综合线损率7.38%，同比上升0.72个百分点，比全国平均水平高0.66个百分点；西北电网公司综合线损率5.99%，同比增加0.11个百分点，比全国平均水平低0.45个百分点；华东电网公司综合线损率4.96%，同比下降0.13个百分点，比全国平均水平低1.76个百分点。受售电结构、网架结构、负荷分布的影响，各地区综合线损率客观上存在一定差异。

专项督查电网企业2009年综合线损率见表1-15。

表1-15  专项督查电网企业2009年综合线损率一览表

类别	公司名称	2009年综合 线损率（%）	同比变化 （百分点）	与全国平均水平 相比（百分点）
区域电网企业	华中电网公司	6.44	-0.14	-0.28
区域电网企业	东北电网公司	7.38	+0.72	+0.66
区域电网企业	西北电网公司	5.99	+0.11	-0.45
区域电网企业	华东电网公司	4.96	-0.13	-1.76
省级电网企业	湖北省电力公司	6.25	-0.08	-0.47
省级电网企业	辽宁省电力公司	7.4	+1.57	+0.68
省级电网企业	山东省电力集团	5.08	+0.1	-1.
省级电网企业	安徽省电网公司	5.99	-0.05	-0.73
省级电网企业	陕西省电力公司	6.9	+0.55	+0.18
省级电网企业	河北省电力公司	5.6	+0.11	-1.12
省级电网企业	贵州电网公司	5.7	-0.2	-1.02
省级电网企业	四川省电力公司	7.9	-0.1	+1.18
省级电网企业	浙江省电力公司	2.55	-0.04	-4.17
省级电网企业	上海市电力公司	6.05	0	-0.67
地区供电公司	孝感市供电公司	6.79	+0.25	+0.07
地区供电公司	襄樊市供电公司	7.24	+0.51	+0.52
地区供电公司	随州供电公司	8.4	-0.12	+1.68
地区供电公司	沈阳供电公司	8.12	+0.69	+1.93
地区供电公司	大连供电公司	6.96	-0.49	-0.45

地区供电公司	莱芜供电公司	2.93	+0.1	-3.79
地区供电公司	西安供电局	6.83	+0.8	+0.11
地区供电公司	铜川供电局	2.	-0.17	-4.08
地区供电公司	石家庄供电公司	6.4	+0.39	-0.32
地区供电公司	绵阳供电局	6.	-1.18	+0.2
地区供电公司	宁波电业局	1.50	-0.05	-5.22
地区供电公司	萧山供电局	4.01	-0.48	-2.71

三、二氧化硫排放及减排情况

（一）全国情况

2009年，电力行业进一步加大现役火电机组的脱硫改造力度，新建燃煤机组全部配套建设脱硫装置，同时通过充分发挥工程减排、结构减排、管理减排的综合减排作用，电力二氧化硫排放量继续下降。2009年全国电力二氧化硫排放量约939.3万吨，比2005年下降了29.3%，提前一年达到“十一五”末电力二氧化硫排放951.7万吨的目标；全国电力二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例由2005年的51.0%下降到42.4%，减少8.6个百分点；火电二氧化硫排放绩效值由2005年的6.4克/千瓦时下降到3.1克/千瓦时，减少3.3克/千瓦时。2006-2009年，电力二氧化硫排放量共下降388.7万吨，为全国二氧化硫总量减排做出了重要贡献。

截至2009年底，全国燃煤电厂烟气脱硫机组容量4.7亿千瓦，比上年增长29.5%；烟气脱硫机组占煤电机组的比例约为76%，比上年增加12个百分点。2005-2009年全国燃煤电厂烟气脱硫机组发展情况见图1-11。

2009年，全国31个省（区、市）和生产建设兵团都较好地完成了减排计划确定的工作任务，二氧化硫排放量实现了2009年减排目标；华能、大唐、华电、国电、中电投五大电力集团公司和国家电网公司均提前一年完成了“十一五”减排目标。

图1-11　2005-2009年全国燃煤电厂烟气脱硫机组发展情况

专栏1-2  2009年主要大型发电集团公司二氧化硫排放一览表
序号	发电公司名称	火电装机容量 （万千瓦）	火电发电量 （亿千瓦时）	二氧化硫排放量 （万吨）
1	中国华能集团公司	9309	3924	91.5
2	中国大唐集团公司	8222	3397	92.2
3	中国国电集团公司	7025	3307	98.0
4	中国华电集团公司	6239	2733	.0
5	中国电力投资集团公司	4331	2074	76.9

注：1、按2009年发电公司火电装机容量排序；

2、五大电力集团公司数据来源于环境保护部公告。

（二）专项督查情况

1、二氧化硫达标排放情况

专项督查机组2009年二氧化硫平均排放达标率超过98%。其中，219台机组二氧化硫排放达标率100%，28台机组二氧化硫排放达标率在99%-100%之间，43台机组二氧化硫排放达标率在90%-99%之间，14台机组二氧化硫排放达标率低于90%。

2、脱硫装置运行率情况

专项督查机组2009年脱硫装置运行率基本都在90%以上。其中，229台机组脱硫装置运行率达到95%及以上，占被专项督查机组总数的75%。

3、脱硫设施建设情况

专项督查机组中，在建或投运烟气脱硫装置的机组占98%以上，其中，98%采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术。

4、脱硫副产品综合利用情况

完整填报2009年脱硫石膏综合利用表的电厂共计67家，脱硫机组容量11256万千瓦，占专项督查电厂总装机容量的88.12%，脱硫石膏平均综合利用率为69%，比全国平均水平高13个百分点（2009年全国烟气脱硫石膏综合利用率为56%）。部分专项督查电厂按集团公司划分脱硫石膏综合利用率情况见表1-16，专项督查电厂按省（区）划分脱硫石膏综合利用情况见图1-12。

表1-16   部分专项督查电厂脱硫石膏综合利用率一览表（按集团公司列出）

集团名称	综合利用率（%）	专项督查电厂所在省区
华能集团	97	山东、河北、上海、湖北、浙江、陕西、辽宁
大唐集团	71	河北、山东、陕西、贵州
华电集团	60	四川、山东、贵州、陕西、湖北、辽宁、浙江
国电集团	69	山东、贵州、四川、湖北、浙江、河北、陕西、辽宁
中电投集团	20	贵州、湖北
神华集团	92	河北、陕西、辽宁
粤电集团	13	贵州
浙能集团	100	浙江

图1-12   专项督查电厂分省（区）脱硫石膏综合利用率情况

第二部分  电力节能减排的主要措施

一、推动，引导

（一）继续强化节能减排目标责任考核

有关部门对省级2009年度节能减排目标完成情况和措施落实情况进行了评价考核，并向社会公布了2009年度各省（区、市）和五大电力集团主要污染物总量减排考核结果，对6家电厂责令限期整改，并进行处罚。按照要求，各地区节能减排考核结果将作为地方党政领导班子和领导干部综合评价考核的重要依据。

（二）加大淘汰小火电机组工作力度

2009年，全国全年关停小火电机组2617万千瓦，超额完成全年关停1500万千瓦小火电机组的目标。“十一五”前四年，全国累计关停小火电机组6006万千瓦，提前并超额完成“十一五”关停小火电机组5000万千瓦的目标。小火电机组关停工作取得可喜的成绩，主要因为：一是高度重视。2007年，工作报告明确提出“十一五”小火电机组关停目标。在此后的几年中，领导一直高度重视电力行业淘汰落后产能工作，多次就有关问题作出重要批示，为关停工作指明了方向。二是切实可行。《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发〔2007〕2号）以及相关配套，对淘汰小火电工作的主要原则、职责分工、激励办法、保障措施等作出了明确的规定。这些既体现市场原则，又发挥行政作用，将经济效益与社会效益、当前利益与长远利益、淘汰落后与优化发展有机结合，符合电力行业实际，具有较强的操作性，为关停工作顺利进行奠定了良好的基础。三是目标责任明确。按照的要求，2007年国家与30个省（区、市）和主要电力企业签订责任书，将“十一五”关停任务进行具体分解。同时，明确了有关部门、地方和企业的责任以及相关工作程序，为有效解决关停中遇到的各种矛盾和问题发挥了重要作用。四是监督检查到位。国家能源局累计派出400多人次，对关停小机组逐台进行现场核验、拍照和摄像，并与相关方签署了关停确认书。同时，还及时通过各类媒体发布关停机组名单、相关和工作动态，接受社会监督，有力地促进了小机组关停。

专栏2-1  我国火电装机结构得到进一步优化

截至2009 年底，全国火电平均单机容量10.31万千瓦，30万千瓦及以上机组已成为我国火力发电的主力型机组，占火电总装机总容量的69%。其中，60万千瓦及以上火电机组共344台、21916万千瓦，占火电总装机容量的34%；30万千瓦级机组共计706台、22614万千瓦，占火电总装机容量的35%。我国百万千瓦超超临界机组达到21台，另有14台在建，已投入运行及在建百万千瓦超超临界机组台数均为世界首位。 2009年，全年新增火电机组6586万千瓦。新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组126台、5968万千瓦，约占全部新投产火电机组容量的91%，其中，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组50台、3550万千瓦，占新投产火电机组容量的54%。

（三）积极开展发电权交易，促进清洁能源发电

目前，在国家有关的指导下，全国大部分省（区、市）都开展了发电权交易，首次实现发电权跨省交易。2009年，全国累计完成发电权交易电量约1450亿千瓦时，实现节约标煤约1250万吨，减少二氧化硫排放30余万吨。针对水电比重较大的区域或省份，探索利用市场机制发挥水火互济作用，充分利用水能资源，优化资源配置。

专栏2-2  利用市场手段，建立水电减弃增发交易机制

针对华中区域汛期水电多，来水集中，变化快等特点，2009年5月华中电监局制定了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》，目的在于，处于水电主汛期或非汛期但面临弃水时，区域内一个或几个省的水电无法全部在本省内消化，需将富余水电纳入区域内其它省份消纳时，启动水电应急交易机制。该办法实施后，湖南、重庆没有发生弃水电量，四川的水电也一直按照最大外送通道能力进行发电。2009年依据该办法消纳湖南富余水电2.71亿千瓦时；消纳重庆富余水电1.95亿千瓦时；消纳四川外送富余水电20.93亿千瓦时。相当于节约标煤87万吨，减少二氧化硫排放4.87万吨，实现多方共赢和良好的社会效益。

（四）推进节能发电调度的开展

为贯彻落实国家节能发电调度，维护电力系统安全稳定运行，促进节能发电调度试点工作，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于节能发电调度试点经济补偿有关问题的通知》（电监价财〔2009〕47号），推动节能发电调度经济补偿办法的出台。并在贵州、河南、广东、四川、江苏五省启动试点工作。两年来，节能发电调度试点工作进展顺利。按照全国节能发电调度试点工作领导小组的统一部署，五省均把开展节能发电调度作为完成本地区节能减排任务的重要举措。各省均成立了由主管领导担任组长的试点工作领导小组，并下设办公室，负责统筹协调试点工作有关事宜，为试点工作顺利进行提供了组织保障。

 2009年，全国各试点省份累计节约标煤量413.8万吨，累计减少二氧化硫排放9.01万吨，节能减排成效明显。

（五）完善相关经济

1、因地制宜，调整电价水平，促进节能减排。2009年11月，为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，国家对包括脱硫电价、可再生能源电价在内的电价水平进行了适当调整。在原脱硫加价标准上，根据煤炭含硫率不同，黑龙江、吉林、内蒙古东部脱硫加价标准每千瓦时下调0.002元；重庆和贵州脱硫加价标准每千瓦时分别上调0.005元和0.002元。将可再生能源电价附加标准提高至每千瓦时0.004元，以促进可再生能源发展，弥补可再生能源电价补贴资金缺口。

2、积极推进可再生能源发电。国家电监会配合国家发展改革委制定可再生能源电价附加与配额交易方案，与国家发展改革委共同制定并发布了2008年7~12月和2009年1~6月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案。除此之外，国家电监会积极落实可再生能源全额收购和电价，协调解决可再生能源上网中存在的其他问题。

（六）加大重点节能技术推广力度

为贯彻落实《中华人民共和国节约能源法》、《关于加强节能工作的决定》和《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》，国家发展和改革委员会组织编制并公布了《国家重点节能技术推广目录》（第二批），以加快重点节能技术的推广普及，引导用能单位采用先进的节能新工艺、新技术和新设备，提高能源利用效率。

（七）加强节能减排监管

1、充分发挥厂网联席会议作用，降低电力生产能耗。厂网分开后，为构建和谐厂网关系，维护电力系统安全、优质、经济运行，电力监管机构建立了网厂联系会议制度。近年来，为应对国际金融危机对电力行业的影响，应对全球气候变化，电力监管机构会同有关部门，通过厂网联系会议充分反映电力企业节能减排诉求，提高电力调度运行水平，促进电力资源优化配置与利用。

专栏2-3  提高火电机组负荷率，促进电力资源优化配置

2009年第一次浙江电力厂网联席会议上，经杭州电监办协调，厂网达成一致意见，决定开展燃煤机组有序调停工作。会后，杭州电监办以会议纪要文件形式第一次正式确定浙江省建立燃煤机组有序调停制度，并要求浙江省电力调度通信中心制定有序调停计划。根据厂网联席会议纪要要求，2009年3月浙江省电力调度通信中心制定了《浙江电网有序调停燃煤机组实施办法（试行）》。2009年2月1日至6月30日，全省18家统调电厂共有序调停机组82台次，日均调停容量283.2万千瓦；全省10万千瓦以上统调公用燃煤机组发电负荷率提高了8.6%，单位发电煤耗降低约6克/千瓦时。全年合计节约标煤约43万吨（不含发电计划转移节能），折合二氧化硫减排0.96万吨（计脱硫后减排0.14万吨），直接经济收益逾两亿元，取得了良好的经济和社会效益。 2009年西北电监局与西北区域各省（区）地方积极协调，通过西北区域网厂联系会议，听取电力企业有关节能减排的意见和建议，了解发电机组负荷率水平，电网通道情况和问题，布置有关节能减排工作，制定有关方案，鼓励扩大火电机组发电权交易，鼓励高效、低能耗、低排放大机组代替高能耗、高排放小机组发电，鼓励水火互济，确保水电机组大发满发，避免非正常弃水，最大限度消纳黄河上游来水，实现西北区域内资源优化配置以及向华中区域送电。

2、加强二氧化硫治理后续监管。根据对节能减排工作的总体要求，国家电监会加强电力业务许可管理，对持有发电类电力业务许可证的电厂加强了二氧化硫治理后续监管。在发电类电力业务许可证标注治理时限以及持有《限期临时运营证明》的277家发电企业中，193家已经完成二氧化硫治理，28家相关机组已经关停，对25家尚未到达治理时限的企业督促其加快治理进度，对31家已经到达治理时限但尚未完成治理的企业提出处理建议，责令整改。

3、加强燃煤机组脱硫设施监管。国家电监会、国家发展改革委、国家能源局、环保部加强对燃煤机组脱硫设施投运情况的监督检查，继续开展燃煤机组脱硫设施监管，推动燃煤发电机组污染物排放实时在线监测系统建设，加大扣减脱硫电价处罚力度，督促火电企业提高脱硫设施运行维护水平，脱硫设施的投运率和脱硫效率进一步提高。

专栏2-4  燃煤机组脱硫设施监管成效明显

贵阳电监办会同贵州省有关部门下发《贵州省〈燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法〉实施细则》等文件，督促贵州全网建成脱硫设施火电机组接入中调主站56台（17家厂），装机容量15940MW，脱硫设施监测完成率100%。2009年贵州全网监测的脱硫机组生二氧化硫122万吨，脱除二氧化硫115.7万吨，全网平均脱硫率达94.84%。 南京电监办加强对发电企业脱硫监控系统运行状况的监督检查。江苏省发电机组脱硫总体呈现“三高一低”的特点，即覆盖面高、投运率高、脱硫效率高、排放浓度低。全省脱硫在线监控燃煤统调机组容量达到110台、3904.4万千瓦，比2007年分别增加22台机组和1088万千瓦。

4、积极发布节能减排监管信息。根据节能减排工作要求，在总结电力企业节能减排工作开展情况及取得成效和存在问题的基础上，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局、环保部连续两年联合向社会发布了电力企业节能减排情况通报，有效促进了电力企业节能减排工作。

二、企业行动，成效显著

（一）积极开展技术改造，实现节能减排

一是发电企业开展通流系统改造，机组热耗大幅降低，煤耗水平下降明显。如，张家口电厂近两年相继完成#2、#4机组汽轮机通流部分改造，供电煤耗可降低15克/千瓦时以上。二是开展锅炉改造，提高锅炉效率。如，王滩发电厂利用机组小修,完成了#1、#2锅炉邻炉底部蒸汽加热改造，缩短了机组启动时间，实现了冷态启动无油点火。三是开展高压电机变频改造。浙能嘉华电厂、国电北仑电厂、华能玉环电厂、浙能兰溪电厂、浙能乐清电厂、大唐乌沙山电厂、台州发电厂等均开展了凝泵改变频工作，大大降低了凝结水泵的运行电流。仅此一项，华能玉环电厂每年即可降低厂用电率0.1%。四是开展微油点火改造，节油成效明显。五是开展机组冷却塔改造，降低水耗。六是针对燃煤变化和脱硫系统运行中存在的问题，开展脱硫技术改造，提高脱硫系统对煤种的适应性，提高脱硫系统的运行稳定性和可靠性。七是电网公司积极开展技术改造，提高电网输送能力。

（二）加强管理，提高节能水平和环保设施运行可靠性

多数电厂能够做到建立健全节能减排领导机构和三级监督网络，完善管理制度和技术规程，通过加强节能管理和运行管理，开展同业对标，狠抓设备治理，进一步提高了机组的经济性和可靠性。采取的主要措施包括：建立节能减排组织体系，完善相关管理制度，落实节能减排责任；开展定期分析，加强节能减排工作的精细化管理；加强运行管理，提升机组经济运行水平；努力挖掘设备潜力，提高设备能效等。如，德州电厂近年来大力开展节能减排宣传教育，定期开展节能减排合理化建议活动、缺陷消除专项治理活动等，以节能监督日汇报及节能减排周通报等形式，强化节能减排计划措施的落实并开展相关考核，增强企业员工节能减排意识，提高节能减排措施执行力。2009年，德州电厂组织运行、检修、策划部门有关专工，深入开展节能诊断分析工作，针对发现的问题提出整改措施，取得阶段性成果。

（三）优化运行方式，降低生产能耗

主要是通过优化机组启停、循环水泵、脱硫设备、制粉系统、除灰系统的运行方式来降低能耗。如，华能玉环电厂和大唐乌沙山电厂实现了机组全过程启停不使用电泵，机组启动采用单侧风机运行，节电效果明显；华能玉环电厂、大唐乌沙山电厂、浙能兰溪电厂均根据不同季节、不同环境和温度优化循环水泵运行方式，有效降低了厂用电率；华能玉环电厂优化脱硫设备运行方式，使脱硫厂用电率下降0.08%； 浙能兰溪电厂优化磨煤机低负荷运行方式，年节电1008万千瓦时；大唐乌沙山电厂优化除灰系统运行方式，使输灰单耗降低0.3千瓦时/吨。

（四）引入市场机制，创新减排工程管理模式

火电厂烟气脱硫引入特许经营模式，对于提高脱硫工程质量和设施投运率，加快烟气脱硫技术进步，实现烟气脱硫产业又好又快发展有着重要意义。截至2009年底，火电厂烟气脱硫特许经营试点项目共有20个（53台机组，2328.5万千瓦），其中9个项目（30台机组，1386.5万千瓦）已按特许经营方式运行。

专栏2-4  专业化与市场化相结合，有效促进二氧化硫减排

本次专项督查的湖北省五家发电企业都不同程度地加大了资金投入，加大技术研发力度，努力寻求更经济、更有效地减排方法。大别山电厂采取了BOOM运作模式，其脱硫设施全部由专业环保公司投资、建设、拥有、运营、维护并承担相应的环保责任，脱硫电价收益由专业环保公司获取。这种运行模式下，电厂转换了角色，成为厂内监督方，对脱硫设施的运营方及运营效果进行监督和考核，督促运营方不断加强脱硫设施的管理，以有效促进二氧化硫减排。

（五）优化调度，提高能源利用效率

电网企业有序开展节能发电调度试点工作，建立起以为主导，监管部门、电网企业、发电企业共同参与的节能发电调度协作体系，做好水火电联合优化调度，确保最大限度利用水能资源，减少燃煤消耗，降低污染物排放。2009年，国家电网公司统调水电厂节水增发电量约120亿千瓦时，南方电网公司统调水电厂节水增发电量约28亿千瓦时，相当于节约标准煤约500万吨。

专栏2-5  加强并网，积极促进可再生能源发电

国家电网公司克服风电间歇性和反调峰特性给电网带来的困难，在确保电网安全运行的条件下，2009年，国家电网公司经营范围内风电并网运行装机容量已达1243.8万千瓦，增长近90%，并网电量约195亿千瓦时，增长近93%。

（六）进一步加强需求侧管理，推进节能服务

电网企业充分发挥电力需求侧管理系统作用，针对负荷实行动态管理，推动差别电价，实现错峰调节作用，保证重要客户、重点地区的电力有序供应。

专栏2-6 积极探索建设需求侧管理机制，促进社会节能

2009年，国家电网公司不断完善有序用电工作的常态化机制，编制了《国家电网公司有序用电方案》，落实可压限工业用电负荷6973万千瓦，为保证电网安全、高效运行、保证重要用户与居民生活用电奠定了基础；大力开展热泵等节能技术和蓄能等移峰填谷技术的推广，建设热泵项目771个，新增供热(冷)面积1961万平米；推广电蓄热（冷）空调项目501个，新增电力蓄能容量326万千瓦；实施电采暖、农业电力灌溉、陶瓷窑炉电加热和金属电热处理等能源替代技术项目6872个,新增容量215万千瓦；推广绿色照明、高效电动机、无功补偿设备、节能变压器等节能环保技术项目累计节电31.3亿千瓦时，累计节约标煤107万吨。

专栏2-7  节能服务“绿色行动”

2009年，南方电网公司进一步做实“绿色行动”，积极推广合同能源管理方式，稳步推进节能服务工作。其中，广东电网公司初步建成合同能源管理项目115个，云南电网公司积极向省争取电力需求侧管理专项资金，并滚动使用投资回报，持续推动节能服务工作；南方电网公司系统大力开展节电示范项目建设工作，截止到2009年年底，已建成地方认可的示范项目67个。南方电网公司开展绿色行动以来，已累计开展节能诊断2.6万次，提供合理化建议11万条，建成地方认可的示范项目67个，节约电量约24亿千瓦时，客户节能工作机制和方法不断成熟。

第三部分  评 述

一、取得的成绩

　2009年是实现“十一五”节能减排目标具有决定性意义的一年，党、及各有关部门继续将节能减排作为调整经济结构、转变发展方式的重要抓手，进一步加大节能减排工作力度，全面落实各项节能减排措施，有力地促进了电力企业节能减排工作；电力企业克服金融危机的影响，按照国家统一要求与部署，继续积极推进“上大压小”，不断优化电源结构，加强电网建设，加大二氧化硫治理力度，节能减排工作取得显著成效。供电煤耗及单位火电量二氧化硫排放量已接近世界先进水平，提前完成“十一五”节能减排规划目标，为全国节能减排目标的实现做出了重要贡献。

关停小火电机组任务提前完成。2009年，关停小火电机组2617万千瓦，超额完成全年关停1500万千瓦小火电机组的目标。“十一五”前四年，全国累计关停小火电机组6006万千瓦，超额完成确定的“十一五”关停5000万千瓦目标。据测算，关停6000万千瓦小火电机组，每年可节约原煤6900万吨，减少二氧化硫排放约120万吨。2010年，电力行业继续加大淘汰落后产能力度，1月1日至7月15日，共关停小火电机组468台、1071万千瓦，提前实现2010年三季度前关停1000万千瓦小火电机组的目标。2006年1月-2010年7月，电力行业已累计关停小火电机组7077万千瓦，节能减排成效显著。

燃煤机组供电煤耗进入世界先进行列。在2008年提前两年实现“十一五”末供电煤耗目标的基础上，2009年全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗继续下降至340克/千瓦时，比2008年下降了5克/千瓦时。“十一五”前四年，供电煤耗累计下降30克/千瓦时，节能降耗成效显著。

厂用电率和输电线损率逐年下降。电力企业高度重视节能减排工作，通过加强运行管理水平，积极开展技术改造，厂用电率逐年下降。2009年，6000千瓦及以上电厂厂用电率为5.76%，同比降低0.14个百分点，其中，火电厂用电率6.62%，同比降低0.17个百分点。电网工程建设投资首次超过电源工程建设投资，电网建设规模不断扩大。跨区跨省输电、省级电网主网架和城乡配电网建设统筹推进，资源配置能力明显提升。2009年，全国电网线路损失率继续下降至6.72%。“十一五”前四年，输电线损率累计下降0.32个百分点，节能降耗成效明显。

二氧化硫减排成效显著。全年燃煤电厂新增脱硫机组1.02亿千瓦，超额完成全年新增5000万千瓦的任务。截至2009年底，全国燃煤电厂烟气脱硫机组装机容量达到4.7亿千瓦，占煤电机组总容量的76%，比上年提高12个百分点。通过充分发挥结构减排、技术减排、管理减排的综合减排作用，2009年电力二氧化硫排放约939.3万吨，比2005年下降了29.3%，提前一年完成“十一五”末电力二氧化硫排放951.7万吨的目标。2006年至2009年，电力行业二氧化硫排放总量共下降388.7万吨，为全国二氧化硫总量减排做出了重要贡献。

二、存在的问题

电力行业节能减排工作取得重大进展，但节能减排空间逐渐减小，节能减排形势依然严峻。结合专项督查情况，电力行业节能减排存在的主要问题包括：

（一）节能减排潜力有待进一步挖掘

一是大部分发电企业实际煤耗高于设计值。专项督查机组中实际供电煤耗高于设计值的占70%，最多超出近30克/千瓦时。主要原因一方面是机组偏离经济工况运行，影响煤耗水平；另一方面是实际燃煤煤质偏离设计煤种，超过设计值1倍甚至数倍的现象时有发生，严重影响发电效率和污染物控制效果。二是部分输电线路输送功率有待进一步提高。三是部分电网公司的线损率比上年有所增长，节能压力增大。四是关停小火电机组工作任重道远。尽管淘汰小火电机组取得了巨大成绩，但能耗高、污染重的火电装机依然较多。随着关停工作的不断深入，人员安置任务更加繁重、债务处理难度更大，资产关系更加复杂，关停小火电工作仍然任重道远。

（二）电力企业节能减排管理水平有待进一步提高

一是节能减排统计系统有待进一步完善。部分电厂脱硫系统台帐不完整，历史记录不完整，物料不平衡。少数电网企业线损统计分析管理信息系统尚未建立，部分电网企业线损率统计不规范。二是节能减排运行管理人员素质参差不齐，经验水平有待加强。三是电力企业节能减排考核和评估机制有待进一步完善。

（三）运用经济手段推动节能减排的作用有待进一步发挥

一是需求侧管理机制有待完善。目前需求侧管理缺乏财政、税务、物价等相关的配套激励。二是部分机组脱硫成本超出脱硫电价补偿。由于近年来电厂燃煤质量变化波动大，硫分和灰分增加，再加上煤炭、石灰石等原材料的涨价，电价、水价的上涨，机组利用小时数的下降，对企业脱硫成本影响较大。

（四）脱硫设施运行管理水平仍有待提高

“十一五”前四年，燃煤电厂烟气脱硫装置大规模快速建设，平均年投运容量约1亿千瓦，开创了世界的先河。在烟气脱硫装置快速建设的同时，也暴露出部分工程设计参数选取不合理，工程质量、设备质量问题突出，运行管理水平不高，脱硫装置建成投运不久即面临技术改造等问题，导致部分发电企业脱硫设施运行不正常，投运率不高，二氧化硫超标排放，在一定程度上影响了二氧化硫控制水平。如，山西忻州广宇煤电有限公司、广西方元电力股份有限公司来宾电厂、广西来宾法资发电有限公司、广西柳州发电有限责任公司、四川嘉陵电力有限公司、宜宾天原集团股份有限公司等6家电厂存在脱硫设施运行不正常或烟气在线监测数据作假问题。专项督查中发现部分企业自备电厂未同步安装脱硫装置或脱硫装置尚未验收，但其发电利用小时数却明显高于公用电厂利用小时数。

（五）烟气排放连续监测系统作用有待进一步发挥

从烟气排放连续监测系统（CEMS）建设情况看，全国燃煤电厂基本均安装了CEMS，江苏、贵州、山东、京津冀等地区已实现了对脱硫机组的在线监测，其他地区的联网工作正在逐步推进中。但CEMS的使用效果不尽人意。由于CEMS招投标不规范，前期质量把关不严，部分项目售后服务不完善，造成CEMS由于本身质量问题不能正常运行，且由于在维护过程中受到时间、技术等条件，造成部分仪表出现数据漂移、损坏、腐蚀等问题，对有效实施脱硫设施的运行管理和准确监管脱硫电价造成一定影响。

（六）脱硫石膏综合利用存在地区差异

从全国平均水平来看，2009年脱硫石膏综合利用率约56%，但受地域和经济发展水平等诸多因素影响，各地脱硫石膏综合利用情况不平衡。如，专项督查的河北省11家采用石灰石-石膏湿法脱硫的电厂中，有10家电厂脱硫石膏全部实现利用，而四川省、贵州省脱硫石膏平均综合利用率不到30%，部分电厂出现了脱硫石膏无处消纳的问题。石膏堆放和抛弃不仅占用大量土地，增加灰场的投资，而且处理不好可能会对周围环境造成二次污染。脱硫石膏产量逐年提高，脱硫石膏综合利用问题不容忽视。

三、工作建议

2010年是“十一五”规划实施最后一年，各电力企业要进一步统一思想，充分认识节能减排工作的重要性和艰巨性，增强紧迫感和责任感，进一步加大工作力度，务求取得更大成效，巩固并进一步深化节能减排成果。

（一）进一步挖掘电力节能减排潜力

1、积极推进电源结构调整。加强电力规划，加快电源结构由过度依赖煤电向提高非化石能源比重转变。优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进风电、太阳能等新能源发电，不断提高清洁能源比重。

2、积极建设大型高效环保煤电机组。进一步发展超临界、超超临界、热电联产等高效火电机组，不断提高高参数、高效率、低消耗的火电机组比重和能源利用效率。

3、继续做好小火电机组关停工作。电力工业要把保增长与调结构紧密结合起来，要通过发展逐步解决结构的问题，要在发展中突出结构调整，要把淘汰小火电作为电力工业结构调整的一项重要任务，持之以恒地开展下去，总结经验，完善，不断优化火电结构，确保电力工业长期、稳定和可持续发展。

4、注重电网结构优化和运行优化。一是加强城乡电网规划与建设，优化电网结构，解决电网运行中瓶颈问题和利用效率偏低的问题，提高负荷中心的电源支撑能力，提高城乡电网吸纳小水电等清洁能源能力。二是优先安排节能、环保、高效机组发电，高耗能、高污染机组发电，提高电力工业整体效率和效益。三是在保证电网安全的基础上，实现电力系统的经济运行，提高发电机组的负荷率，避免机组长时间在低负荷下运行，发挥高参数、大容量的超（超）临界机组节能减排的潜力。

5、继续推行节能发电调度，降低煤炭消耗。目前，我国多数地区仍普遍实行平均分配发电利用小时数的调度方式，这导致大容量高参数机组节能优势难以发挥。为改变这种状况，我国已在河南、四川、江苏、广东和贵州五省进行了节能发电调度试点，并取得了一定的成绩。建议根据试点情况完善有关配套，继续推行节能发电调度。

（二）进一步提高节能减排管理水平

1、加强电煤管理。一是加强对煤炭的力度，努力稳定煤炭价格、保证煤炭供应，提高煤炭质量，控制国家明令限采的煤炭进入市场。二是加强煤炭在生产流通领域、检测市场等环节的质量监管，规范煤炭市场秩序，避免掺杂使假现象。三是推进区域性大型配煤中心建设，提高煤炭洗选比例，重点区域内未配备脱硫设施的企业，禁止直接燃用含硫量超过0.5%的煤炭。

2、继续改进和完善企业内部节能降耗管理工作。发电企业要进一步强化内部节能降耗管理工作，通过加强用煤管理，加强机组设备的运行监测及故障诊断，建立企业内部节煤、节电企业管理制度等措施，不断提高生产管理和运行水平，促进煤耗的进一步降低。

3、强化煤耗计量、统计工作的监督和检查。建立发电企业供电煤耗统计制度，加强统计工作，定期公布发电企业煤耗水平；建立发电企业供电煤耗评价考核机制，包括建立供电煤耗指标体系、评估体系、核查制度等，定期组织开展发电企业供电煤耗监督和检查，公布检查结果，确保节能降耗工作各项目标的落实。

4、加强火电厂烟气脱硫工程后评估，将后评估结果作为脱硫电价调整、脱硫装置运行效果考核等的主要依据之一。

5、组织开展现役机组火电厂节能技术评估，分析生产各环节的节能状况和潜力。通过节能减排评估，掌握现役机组节能减排可挖潜的空间，提出改进措施，推广采用成熟可靠的新技术、新工艺，最大限度地提高现役机组节能减排的能力。

（三）充分利用市场手段，建立健全以市场为导向的节能减排新机制

1、推广实施已取得实践经验的发电权交易机制，扩大发电权交易范围及交易主体，积极稳妥地推进以水代火、以核代火、以风代火、以大代小、以高效代低效、以先进代落后等手段促进节能发电调度工作。

2、通过电价引导，通过峰谷/差别电价促进用户开展节能减排，鼓励用户改善用电特性，削峰填谷。

3、大力推进节能服务产业的发展，培育节能服务体系，逐步推广合同能源管理。

4、加快节能新技术、新产品、新设备的推广应用。

5、运用价格机制，严格差别电价，提高需求侧管理水平。

6、继续完善脱硫电价补偿机制。对供热电厂的供热部分、老电厂、硫份高的电厂以及由于客观条件导致脱硫成本高的特殊电厂（如煤质很差的坑口电厂）继续合理补偿脱硫成本。

（四）加大减排力度，提高脱硫装置运行水平，提高监管有效性

一是加大减排力度，鼓励发电企业加快建设脱硫设施，采取有效手段减少温室气体排放；二是规范招投标行为，防止以牺牲质量的低价中标；三是开展脱硫装置可靠性研究，加强设备的可靠性管理；四是加强脱硫装置的运行管理，强化脱硫系统的优化调整；五是加强脱硫装置技术改造力度，提高对劣质煤炭的适应能力；六是全面评估CEMS的建设、运行和维护情况以及数据的使用情况等，使监测数据能够真实反映污染物排放情况。

(五)高度重视脱硫石膏综合利用，防止二次污染

从上加大对脱硫石膏综合利用的支持力度。一是要进一步研究出台支持利用脱硫石膏的财税、金融、价格等相关经济，如，适时出台对开采天然石膏增加资源税的。同时，要出台、完善相关推动二氧化硫治理技术（如，氨法脱硫、镁法脱硫等）发展。二是电力企业要加强对脱硫装置的运行管理，提高脱硫石膏品质，同时加强与建材企业合作，为综合利用脱硫石膏创造条件。三是加大脱硫石膏综合利用技术研发力度与经验交流，针对我国脱硫石膏的实际品质，开发脱硫石膏大规模资源化利用技术，提升脱硫石膏在应用过程中的品质，努力开拓大宗脱硫石膏综合利用的新领域。四是建立区域脱硫石膏综合利用示范工程。下载本文