2007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
二〇〇八年十月
目 录
概 述 .................................................. 1 第一部分 能源消耗及节能情况 .............................. 4
第一章 电力企业节能基本情况及成效 ..................... 5 第二章 2007年主要节能指标 ........................... 17 第三章 电力节能的主要措施 ............................ 34 第二部分 二氧化硫排放及减排情况 ......................... 47
第一章 电力企业二氧化硫减排基本情况及成效 ............ 48 第二章 2007年二氧化硫减排指标 ....................... 53 第三章 电力减排的主要措施 ............................ 59 第三部分 评 述 ....................................... 66
第一章 存在的问题 ................................... 67 第二章 意见和建议 ................................... 70
概 述
《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》（以下简称《“十一五”规划纲要》）提出，在“十一五”期间，单位国内生产总值（GDP）能源消耗降低20%左右，主要污染物排放总量（化学需氧量和二氧化硫排放总量）减少10%。为实现这一目标，2007年，国务院印发了节能减排综合性工作方案，对在节能减排中具有重要影响的电力行业提出了明确要求。为贯彻落实国务院对电力企业节能减排的部署，推动《“十一五”规划纲要》提出的约束性指标的完成，国家电力监管委员会会同国家发展和改革委员会、国家能源局，并商有关部门，依据《电力监管条例》等赋予的职责，按照《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2007]15号）、《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发[2007]2号）和《印发国务院节能减排工作领导小组办公室关于推动落实节能减排综合性工作方案部门分工和2007年各部门节能减排工作安排的通知》（发改环资[2007]2074号）要求，从提高电力生产和传输效率的角度出发，在产量上升的同时，节约一次能源，减少污染物排放，以电力企业节能降耗和二氧化硫防控为重点，在对电力企业，尤其是中央直属电力企业提高能源效率、节约能源资源、控制二氧化硫排放监督检查的基础上，组织编写了《2007年电力企业节能减排情况通报》。
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2007年，在党中央、国务院的正确领导下，电力工业继续加快结构调整步伐，加大污染控制力度，在基本满足国民经济发展和人民生活需要的同时，节能减排工作取得了明显成效。
一、电力工业持续快速健康发展
2007年，全国电力工业保持了持续快速健康发展，电力供应能力持续增强，电网建设规模增长加快；受经济快速增长，特别是工业快速增长等因素影响，电力消费继续保持高速增长，全国电力供需形势总体保持平衡。
2007年，全国发电总装机容量增长开始趋缓。截至2007年底，全国发电总装机容量7.18亿千瓦，同比增长15.2%。
2007年，全国电力生产依然快速增长，生产结构有所优化。全年发电量完成32644亿千瓦时，同比增长14.6％。
2007年，全国电网规模增长较快。截至2007年底，全国35千伏及以上输电线路回路长度达到110.63万公里，同比增长7.5%；35千伏及以上变电设备容量达到24.24亿千伏安，同比增长15.3%。
二、电力工业结构调整步伐进一步加快
2007年，全国电力工业结构逐步优化，核能、可再生能源等清洁能源发电机组建设加快，高参数、大容量、环保型设备得到广泛应用，火电机组“上大压小”开局顺利。
2007年，全国共关停小火电机组553台、1438万千瓦，超额43.8%完成当年关停1000万千瓦的目标。
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三、节能降耗取得显著成效
2007年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗356克/千瓦时，同比下降11克/千瓦时，是近年来下降幅度最大的一年，全年节约标准煤2800万吨左右。
2007年，全国发电厂平均厂用电率5.83%，比2006年降低0.10个百分点，其中火电厂平均厂用电率6.62%，比2006年降低0.15个百分点；全国电网输配电线损率6.97%，比2006年降低0.07个百分点，全年节约标准煤约60万吨。
四、二氧化硫排放量实现历史性转折
燃煤电厂烟气脱硫能力持续增强。截至2007年底，全国已投运燃煤电厂烟气脱硫机组容量约2.66亿千瓦1（不包括循环流化床锅炉机组），占全国煤电机组的50%以上。与2000年相比，燃煤电厂烟气脱硫机组容量增加了约53倍。
2007年，全国二氧化硫排放总量2468.1万吨，比2006年下降4.7%2，这是近年来全国二氧化硫年排放总量首次出现下降。由于燃煤电厂烟气脱硫设施的大规模建成投运，电力企业控制二氧化硫排放的能力大为增强，2007年，在火电发电量增长14.6%的情况下，电力二氧化硫排放量降低了9.1%3，2007年将是电力二氧化硫排放量持续下降的转折之年。
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来源于《全国城镇污水处理设施和燃煤电厂脱硫设施的公告》（环境保护部公告 2008年 第1号）。 来源于环境保护部。 3
来源于环境保护部。
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第一部分 能源消耗及节能情况
第一章 电力企业节能基本情况及成效
2007年，电力企业认真落实国家节能减排工作方案，加大结构调整力度，加快发展清洁能源、可再生能源发电，促进电力工业可持续发展，超额完成关停小火电年度任务，电源结构得到优化，能源配臵效率得以提高，电力企业节能取得明显成效。
一、发电企业节能降耗基本情况 （一）电源结构优化调整有序进行
近年来，电源建设贯彻“优化发展火电，有序发展水电，积极发展核电和大力发展可再生能源发电”的产业发展方针，加快了水电、核电、风电及其他可再生能源的建设步伐。火电装机增长速度减缓；水电、核电和风电装机增长加快；在关停小火电机组的同时，大容量、高参数、高效率、低能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组得到进一步发展。
1、电源建设 （1）全国整体情况
截至2007年底，全国发电装机容量达到7.18亿千瓦，同比增长15.2%，但增速比2006年降低了5.4个百分点。其中，水电装机容量达1.48亿千瓦，约占总装机容量的20.6%，同比增长13.8％，增速比2006年加快2.8个百分点；火电装机容量5.56亿千瓦，约占总装机容量的77.4%，同比增长14.9％，增速比2006年降低8.7个百分点；核电装机容量达885万千瓦，约占总装机容量的1.2%，同比增长29.2%；风电并网运营的机组容量达420万千瓦，约占总装机
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容量的0.6%，同比增长102.6％，我国已成为世界上风电发展速度最快的国家；生物质能发电设备容量超过25万千瓦。
（2）各省（区、市）情况
2007年，各省（区、市）发电装机容量增长的不均衡性得到一定缓解，江苏、山东、浙江增长幅度明显减缓，只有内蒙古连续三年增长幅度超过30％。火电装机容量超过1500万千瓦的省（区）情况见图1-1。
60005000400054144053344471394939873095290218.016.1197211.211.23.015961776385425.737.935302520151050山东江苏广东内蒙古浙江河南山西河北辽宁安徽贵州万千瓦300020009.610.118.211.610000容量同比增长%
图1-1 火电装机超过1500万千瓦的省（区）情况
火电装机占本省全部发电装机容量比例超过全国平均水平的省（区、市）主要分布在华北、东北、华东地区以及北京、上海、天津三个直辖市。这些省（区、市）电力生产对煤炭依存度较大，也是电力节能减排的重点地区。火电比例超过全国平均水平的省（区、市）见图1-2。
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10099.9398.1197.7196.0697.5195.4095.2793.3692.1591.769093.6392.7686.82%78.678079.6277.4270 市 市 省 省 省 古 省 区 省省 省 省 省 省 市 京 全 津 海 东 西 北 蒙 苏 夏 南江 徽 宁 西 南 天 上 山 山 河 内 江 宁 河 黑龙 安 辽 陕 海火电所占比例 北 国
图1-2 火电比例超过全国平均水平的省（区、市） （3）五大发电集团情况
2007年，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司（以下简称五大发电集团）发电装机增长速度高于全国平均水平，火电装机比重进一步提高，同时风力发电得到了长足进步。截至2007年，五大发电集团发电装机容量达3.02亿千瓦，占全国总装机容量的42.1%。其中，火电、风电装机容量分别占全国同类发电设备总容量的48.0%、79.0％。华能集团发电装机容量7158万千瓦，其中，火电6756万千瓦，同比增长25.2%；大唐集团装机容量6482万千瓦，其中，火电5645万千瓦，同比增长14.8%；华电集团装机容量6302万千瓦，其中，火电5509万千瓦，同比增长28.6%；国电集团装机容量6006万千瓦，其中，火电5422万千瓦，同比增长36.5%；中电投集团装机容量4300万千瓦，其中，火电3327万千瓦，同比增长26.5%。
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五大发电集团中，火电装机容量占全部装机容量比例最高的是华能集团，达94.4%。
2007年五大发电集团火电装机容量情况见图1-3。
700065006756.3100火电装机容量（万千瓦）5645.15508.687.1550050004500400087.45422.390.390858035003000华能大唐华电国电火电占总装机比重中电投火电装机容量（万千瓦）3326.877.475火电占总装机比重（%）600094.495
图1-3 2007年五大发电集团火电装机容量
（4）全国大型发电企业情况4
截至2007年底，全国发电装机容量超过200万千瓦的发电企业5
共有30家，装机总容量48683万千瓦，占全国总装机容量的67.8%。其中，中央企业12家，总容量37998万千瓦，占全国装机总容量的52.9%。
30家发电企业的火电（含天然气）和清洁能源（含天然气）发电装机容量分别为40809万千瓦和8891万千瓦，分别占其全部容量的83.8%和18.3%。
2、电力生产
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数据来源于国家电监会和中国电力企业联合会联合开展的统计调查。 按全国一级法人单位统计口径，以下同。
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（1）全国整体情况
2007年，全国全口径发电量完成32644亿千瓦时，同比增长14.6％，增速比2006年提高0.5个百分点。其中，水电发电量4714亿千瓦时，同比增长13.6%，比2006年增加了9个百分点；火电发电量27207亿千瓦时，同比增长14.6%，比2006年回落了1.6个百分点。
全国6000千瓦以上火电厂发电生产耗用原煤12.88亿吨，同比增长8.94%，占全国煤炭生产量（25.23亿吨）的51.05%，发电生产耗用原煤增长幅度比火电发电量增长幅度低5.66个百分点。
全国发电设备平均利用小时为5020小时，同比下降178小时；火电5344小时，同比下降268小时；据中国电力企业联合会火电机组分容量等级抽样统计分析，30万千瓦及以上燃煤机组的发电设备平均利用小时下降幅度明显低于全口径火电机组，为节能创造了良好的条件。
（2）分省（区、市）情况
2007年火电发电量超过1000亿千瓦时的省（区）见图1-4。
3000250028.922.818.014.27.813.315.412.53530251510.81050省省省区省省省省苏东东蒙南西江北山广内河山浙河辽宁省亿千瓦时2000150010005000江火电发电量同比（%）%20
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图1-4 2007年火电发电量超过1000亿千瓦时的省（区）
2007年火电发电量增速超过全国平均水平的省（区、市）的火电发电量增长与发电生产耗用原煤量增长情况见图1-5。除海南、宁夏、湖南、云南以外，各省（区、市）的火电发电增速基本上都高于该省（区、市）发电生产耗用原煤的增速，其中西部地区的重庆、青海、云南、广西以及江西、河南等省（区、市）更加明显。
4035302520151050 青 海 建 西 蒙 庆 江 西 肃 南 南 徽 南 夏 西 南 国 福 广 内 重 浙 江 甘 河 海 安 云 宁 山 湖 全%火电发电量增长率发电生产耗煤增长率
图1-5 2007年火电发电量增长与发电生产耗用原煤量增长情况
（3）五大发电集团情况
2007年，五大发电集团发电量及其火电、风电发电量增长均高于全国平均水平。2007年，五大发电集团累计完成发电量13413亿千瓦时，同比增长19.06%，高于全国平均水平4.51个百分点，其火电和风电发电量增长率分别高达18.0%和148.2%。
五大发电集团2007年火电发电量情况见图1-6。其中，大唐集团和华电集团火电发电量增长小于公司全口径发电量增长。
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3500300028.793025亿千瓦时2500200015001000华能15.7117.40159.68105大唐华电国电中电投2007年火电发电量同比增长％18.3920
图1-6 五大发电集团2007年火电发电量情况
（4）全国大型发电企业情况
2007年，全国装机容量超过200万千瓦的30家大型发电企业火电发电量19322亿千瓦时，占全国火电发电量的71.0％。其中12家中央企业2007年火电发电量合计14409亿千瓦时，占全国火电发电量的53.0%6。
3、电煤供应
2007年，直供电网全年累计供煤6.21亿吨，同比增加7413万吨，日均供煤170.1万吨，同比增加20.3万吨，增幅13.6%；累计耗煤6.23亿吨，同比增加7458万吨，日均耗煤170.6万吨，同比增加20.5万吨，增幅13.7%；年底库存2415万吨，同比增加4万吨。
2007年底直供电网发电煤炭库存情况见表1-1。
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数据来源于国家电监会和中国电力企业联合会联合开展的统计调查。
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表1-1 2007年年底直供电网发电煤炭库存情况表
单位：吨
地 区 库存可用天数 地 区 库存可用天数 地 区 库存可用天数 地 区 库存可用天数 地 区 库存可用天数
华北电网 10 东北电网 14 华东电网 7 华中电网 13 西北电网 13 京津唐 7 辽宁省 10 上海市 9 河南省 12 陕西省 9 河北省 10 吉林省 10 江苏省 9 湖北省 9 甘肃省 13 11 山东省 12 黑龙江 28 浙江省 6 湖南省 15 宁夏区 19 内蒙区 7 安徽省 4 江西省 19 平均库存可用天数 从表1-1可见，截至2007年12月底，华东地区煤炭库存天数仅为7天，特别是安徽、浙江省分别只有4天和6天的库存；西北地区的陕西省库存煤量也只有9天。
（二）上大压小、关停小火电工作开局良好
2007年，全国关停小火电机组共计553台、1438万千瓦，超额43.8%完成当年关停目标。关停机组平均单机容量2.6万千瓦。
2007年小火电机组关停进展情况见图1-7。
图1-7 2007年小火电机组关停进展情况
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2007年，关停小火电机组容量最多的五个省份是：山东171.7万千瓦、河南154.3万千瓦、广东129.4万千瓦、江苏113.9万千瓦、山西100.7万千瓦。五大发电集团（全资和控股）、地方投资公司和地方国有企业关停小火电机组共计256台、1052万千瓦，占关停总量的73.1%，其中，五大发电集团关停容量占全国关停总量的61.1％；关停容量依次为：大唐集团260万千瓦、华能集团195万千瓦、中电投集团154万千瓦、华电集团147万千瓦、国电集团122万千瓦。民营及其他企业关停小火电机组297台、386万千瓦，占关停总量的26.9%。关停的1438万千瓦小火电机组用大机组代发，每年可节约原煤1880万吨，减少二氧化硫排放29万吨，节能减排效果明显。
专栏一 “上大压小” “上大压小”即：将新建电源项目与关停小火电机组挂钩，在建设大容量、高参数、低消耗、少排放机组的同时，相对应关停一部分小火电机组。“上大”给“关小”创造了市场条件，“关小”则为“上大”腾出了容量空间，两者之间相辅相成，互为因果。为了调动地方和企业实施“上大压小”的积极性，允许按一定比例折算，即：企业建设单机30万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量80%；建设单机60万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量70%；建设单机100万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量60%；建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量要达到自身容量50%。
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（三）发电技术和装备水平不断提高
2007年，电力企业积极围绕国家有关节能、环保政策，实施设备改造与技术升级。发电企业积极应用超临界和超超临界、空气冷却、海水淡化、锅炉微油点火、等离子点火、大容量循环流化床、电动机变频等先进技术和设备，为发电生产节能提供了结构和技术保障。
2007年，华电邹县电厂＃8机组、华能玉环电厂＃3和＃4机组、国电泰州电厂＃1机组，4台百万千瓦超超临界火电机组相继投运，使得全国百万千瓦超超临界火电机组的数量达到7台；全国首台60万千瓦超超临界机组——华能营口电厂＃1机组投产。
2007年，首台国产60万千瓦空冷燃煤机组——华能铜川电厂#1机组顺利投产发电，标志着我国已成功掌握了世界先进的大型空冷火力发电技术，为同类型机组的设计和运行起到示范作用，为富煤缺水地区建设火电厂探索出一条可行的道路。
（四）节能降耗成效显著
2007年，在政府主导下，通过优化电源结构和调度方式以及企业加强节能降耗管理等措施的综合作用，电力行业节能降耗成效显著。
2007年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗356克/千瓦时，同比下降11克/千瓦时；发电厂用电率5.83%，比2006年减少0.10个百分点，其中火电厂用电率6.62%，比2006年减少0.15个百分点。
2000年～2007年供电标准煤耗及火电厂用电率降低情况见图1-8。
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4003907.47.276.86.66.46.2克/千瓦时38037036035034033020002001200220032004200520062007年份供电标准煤耗火电厂厂用电率%图1-8 2000年～2007年供电标准煤耗及火电厂用电率降低情况
二、电网企业节能降损基本情况 （一）电网规模
近几年，全国电网规模不断扩大。2007年，全国基建新增110千伏及以上输电线路6.2万公里，同比增加1.02万公里；基建新增110千伏及以上变电容量2.50亿千伏安，同比增加0.48亿千伏安。从基建新增电压等级结构情况看，500千伏（西北330千伏）及以上电压等级新增输电线路长度、变电容量的建设投产规模比例相对较高，初步实现了500千伏（330千伏）电网成为跨区、区域和省级电网主网架，强化了节能型电力网络输送体系建设，以发挥大电网的优势，进一步优化资源配臵。
截至2007年底，全国35千伏及以上输电线路回路长度110.63万公里，同比增长7.46％；35千伏及以上变电容量24.24亿千伏安，同比增长15.31％。
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（二）电网跨区和西电东送建设情况
截至2007年底，全国“西电东送”北、中、南通道总输送能力达到4750万千瓦，进一步增加了西部电力送达东部负荷中心的电量，以及东、中、西部地区之间快速灵活的调剂电量，为实现我国东中西部经济平稳协调快速发展起到了能源支撑的关键作用。
（三）节能降损
2007年，全国电网输配电线损率为6.97%，比2006年减少0.07个百分点，比2000年减少0.84个百分点，节能降耗成效明显。
2000年～2007年全国电网输配电线损率降低情况见图1-9。
87.87.67.47.557.527.817.717.557.21%7.276.86.66.42000200120022003年份输电线损率20047.046.97200520062007
图1-9 2000年～2007年全国电网输配电线损率降低情况
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第二章 2007年主要节能指标
一、供电煤耗
（一）各省（区、市）供电煤耗
2007年各省（区、市）供电煤耗及与2006年对比情况见表1-2。
表1-2 2007年各省（区、市）供电煤耗及与2006年对比情况一览表 地区 全国 北京 天津 河北 山西 内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 上海 江苏 浙江 安徽 福建 江西 山东 河南 湖北 湖南 广东 广西 海南 重庆 四川 贵州 云南 西藏 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 供电煤耗（克/千瓦时） 2007年 2006年 356 367 319 333 339 342 363 370 365 371 361 369 358 371 371 382 382 393 329 338 338 354 335 349 348 357 332 352 362 380 370 379 361 377 344 363 369 375 343 352 363 374 326 324 372 403 406 426 354 368 363 373 — — 360 368 349 361 386 418 357 365 453 469 2007年比2006年变化 （克/千瓦时） -11 -14 -3 -7 -6 -8 -13 -11 -11 -9 -16 -14 -8 -20 -18 -9 -16 -19 -6 -9 -11 2 -31 -20 -14 -10 — -8 -12 -32 -8 -16 17
1、各省（区、市）供电煤耗对比分析
2007年供电煤耗低于全国平均水平的省（区、市）主要集中在北京、天津及华东地区。其中，北京、上海、天津等是严格限制能耗排放的地区；而华东地区投产的大容量、高参数的先进机组以及小机组关停容量较多，实施了替代发电试点，发电生产管理水平相对较高。
2007年供电煤耗低于全国平均水平的省（区、市）见图1-10。
360356354349348344340343339338335332329326319350330320310300全国贵州甘肃安徽湖北广东天津煤耗江苏浙江福建上海海南北京克/千瓦时
图1-10 2007年供电煤耗低于全国平均水平的省（区、市）
供电煤耗高于全国平均水平的省（区、市）主要集中在东北、西北和华北地区。煤耗高的主要原因：一是老、小机组较多；二是部分省（区、市）当地煤质较差，企业煤耗管理较粗放，一些偏远地区企业的生产、生活用电、用煤以及主业与副业的用电、用煤还没有完全分开计量结算，电厂综合煤耗、生产煤耗的计量口径不清晰等。
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2007年供电煤耗高于全国平均水平的省（区、市）见图1-11。
480460440420406453克/千瓦时400382380360340320300365360361361362363363363356357358369370371372386国夏宁西南西北南西西南东林庆海川四古全宁辽陕河江河云广山湖山吉重江青蒙内煤耗黑龙新疆
图1-11 2007年供电煤耗高于全国平均水平的省（区、市）
2、各省（区、市）供电煤耗下降幅度分析
与2006年相比，一些省（区、市）2007年供电煤耗同比降幅大于全国平均降幅，其主要原因是这些省（区、市）上年供电煤耗值较高，通过加强管理、优化结构降低煤耗空间较大。
2007年供电煤耗同比降幅大于全国平均降幅的省（区、市）见图1-12。
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图1-12 2007年供电煤耗同比降幅大于全国平均降幅的省(区、市)
在供电煤耗同比降幅小于全国平均降幅的地区中，西北地区、内蒙古等主要是由于当地小火电机组和自备电厂所占比例较高，设备基础薄弱，自备电厂管理专业化水平较低，导致供电煤耗下降不明显；上海、天津等地由于煤耗管理基础较好，供电煤耗下降空间较小。
2007年供电煤耗同比降幅小于全国平均降幅的省(区、市)见图1-13。
20
图1-13 2007年供电煤耗同比降幅小于全国平均降幅的省（区、市）
（二）五大发电集团供电煤耗
五大发电集团在近两年供电煤耗下降幅度较大的基础上，2007年又有较大进展，是促进全国供电煤耗不断下降的主力企业。2007年，五大发电集团平均供电煤耗346克/千瓦时，同比降低7克/千瓦时，比全国供电煤耗的平均水平（356克/千瓦时）低10克/千瓦时。
2007年五大发电集团供电煤耗情况见图1-14。
21
370363360350345340337347343356348356358克/千瓦时350330320华能大唐2007年供电煤耗华电国电中电投2006年供电煤耗
图1-14 2007年五大发电集团供电煤耗情况
（三）抽样及典型机组供电煤耗 1、抽样机组供电煤耗
2007年全国7台单机百万千瓦容量的火电机组供电煤耗平均为301克／千瓦时，比全国火电机组平均水平低55克／千瓦时；全国火电机组按容量等级分类抽样统计表明：煤耗最高的是单机容量在6000千瓦及以上、5万千瓦以下范围内的抽样机组，其供电煤耗为417克／千瓦时，比全国火电机组平均水平高出61克／千瓦时7。
2007年抽样机组分容量等级供电煤耗情况见图1-15。
7
根据中国电力企业联合会对全国火电机组按容量等级分类抽样统计（样本容量占全国全口径火电容量比例的65％）。
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450400350克/千瓦时300415301324334356362377417250200100 60≤机组30≤机组<60全国平均值20≤机组＜3010≤机组＜205≤机组＜100.6≤机组＜5供电煤耗 图1-15 2007年抽样机组分容量等级供电煤耗情况
与2006年比较，各容量等级机组中，供电煤耗同比下降率最大的是单机容量在6000千瓦及以上、5万千瓦以下范围内的机组，其同比下降率为10.86%。
各容量等级机组抽样统计的供电煤耗与2006年比较情况见表1-3。
表1-3 2007年各容量等级抽样统计供电煤耗与2006年比较 发电设备单机容量（万千瓦） 60≤机组 30≤机组<60 20≤机组＜30 10≤机组＜20 5≤机组＜10 0.6≤机组<5 供电煤耗同比下降幅度（克／千瓦时） -1.7 -0.3 -3.4 -2.4 -13.5 -50.8 供电煤耗同比下降率（％） 0.5 0.1 0.9 0.6 3.2 10.9 2、典型企业60万千瓦及以上机组平均供电煤耗
五大发电集团60万千瓦及以上火电机组平均供电煤耗统计情况见表1-4。
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表1-4 五大发电集团60万千瓦及以上火电机组平均供电煤耗 集团公司 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团 60万千瓦及以上火电机组平均供电标准煤耗 （克/千瓦时） 328 328 327 327 320
3、典型机组供电煤耗
2007年60万千瓦级及以上发电机组中，典型发电机组供电煤耗情况见表1-5。
表1-5 2007年典型发电机组（60万千瓦级及以上发电机组）供电煤耗情况一览表 机组 类型 机组所 属企业 华能玉环电厂 华能玉环电厂 超超临界 机组 华电邹县电厂 华电邹县电厂 华能太仓电厂 华能德州电厂 机组 机组容量 编号 (万千瓦） 1 2 7 8 3 6 100 100 100 100 60 70 67 60 60 60 60 60 投运 时间 2006.11.28 2006.12.30 2006.12.4 2007.7.5 2006.1.13 2002.10.13 2006.10.24 1997.12.4 1997.1.17 1997.11.5 2006.2.9 2006.11.28 供电煤耗 备注（机组产地、有(克/千瓦时) 无脱硫） 298.04 300.96 305.44 300.27 315.89 327.23 326.19 316.05 321.17 321.81 317.15 317.08 上汽 哈锅 有脱硫 上汽 哈锅 有脱硫 日立东方 东锅 有脱硫 东方 东锅 有脱硫 哈汽 东锅 有脱硫 GE 德国巴布科夫 脱硫装臵拟2008年投运 上汽 上锅 有脱硫 上汽 上锅 有脱硫 日立 美国福斯特 有脱硫 日立 美国福斯特 有脱硫 上汽 上锅 有脱硫 上汽 上锅 有脱硫 超临界机组 华电潍坊发电厂 3 华电福建可门发电厂 华电山东邹县电厂 2 5 6 4 5 华电山东邹县电厂 亚临界 机组 国华广东粤电台山电厂 国华广东粤电台山电厂 注：在60万千瓦级及以上超超临界、超临界、亚临界机组中，取供电煤耗较低的代表性机组填写。
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华能玉环电厂#1百万千瓦超超临界机组，供电煤耗298克/千瓦时，比全国平均值低58克/千瓦时，比所在的浙江省平均值低40克/千瓦时，比华能集团公司60万千瓦及以上机组的平均值低30克/千瓦时。
华电国际邹县电厂#8百万千瓦超超临界机组供电煤耗300克/千瓦时，比全国平均值低56克/千瓦时，比所在的山东省平均值低75克/千瓦时，比华电集团公司60万千瓦及以上机组的平均值低27克/千瓦时。
二、发电厂用电率
（一）各省（区、市）发电厂用电率
2007年各省（区、市）发电厂用电率及与2006年对比情况见表1-6。
表1-6 2007年各省（区、市）发电厂用电率及与2006年对比情况一览表 发电厂用电率（%） 地区 2007年 总平均值 5.83 7.40 6.64 6.66 7.88 7.67 6.83 6.89 7.55 4.80 5.61 5.66 5.85 4.36 7.14 水电 0.42 1.39 — 1.96 0.45 0.39 1.87 0.85 1.48 — 1.44 0.59 0.66 0.15 1.07 火电 6.62 7.51 6.53 6.67 7.99 7.77 7.00 7.68 7.67 4.72 5.55 5.83 5.92 5.59 7.72 总平均值 5.93 7.51 6.86 6.63 7.45 7.58 6.62 6.78 7.85 5.06 5.69 5.62 6.05 4.51 6.17 25
2006年 水电 0.43 1.52 — 1.88 0.34 0.38 2.11 0.91 1.14 — 1.42 0.49 0.26 0.13 0.92 火电 6.77 7.58 6.86 6.66 7.56 7.67 6.78 7.54 8.00 4.98 5.72 5.83 6.12 6.43 6.91 2007年比2006年 总值变化 （百分点） -0.10 -0.11 -0.22 0.03 0.43 0.09 0.21 0.11 -0.30 -0.26 -0.08 0.04 -0.20 -0.15 0.97 全国 北京 天津 河北 山西 内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 上海 江苏 浙江 安徽 福建 江西
发电厂用电率（%） 地区 2007年 总平均值 7.22 7.22 2.50 5.12 5.48 3.95 7.94 7.79 3.78 5.74 4.30 — 6.27 4.27 2.90 — 8.02 水电 — 0.54 0.13 0.50 0.55 0.40 0.60 0.73 0.46 0.32 0.37 — 0.41 0.68 0.79 — 1.20 火电 7.23 7.55 6.29 7.18 6.01 7.42 8.47 9.20 8.68 6.62 7.23 — 6.77 5.89 7.19 — 9.20 总平均值 7.12 7.06 2.75 4.95 5.27 4.45 7.56 8.45 4.51 5.36 4.12 — 6.97 4.29 2.57 — — 2006年 水电 — 0.29 0.13 0.55 0.48 0.45 0.67 0.66 0.59 0.29 0.30 — 0.80 0.66 0.78 — — 火电 7.13 7.41 6.43 6.98 5.86 7.97 8.29 9.65 9.14 6.55 6.76 — 7.30 6.01 7.49 — — 2007年比2006年 总值变化 （百分点） 0.10 0.16 -0.25 0.17 0.21 -0.50 0.38 -0.66 -0.73 0.37 0.18 — -0.70 -0.02 0.33 — — 山东 河南 湖北 湖南 广东 广西 海南 重庆 四川 贵州 云南 西藏 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 2007年发电厂用电率低于全国平均水平的省（区、市）见图1-16，其中大部分是水电生产大省。
765.835.745.665.615.485.124.804.364.304.273.953.782.902.5054%3210全国贵州 浙江 江苏 广东 湖南 上海 福建 云南 甘肃 广西 四川 青海 湖北 厂用电率
图1-16 2007年厂用电率低于全国平均水平的省（区、市）
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与2006年相比，2007年厂用电率降低幅度（百分点）较大的省（区、市）见图1-17，主要集中在西部和东部地区。
0.800.700.600.500.400.300.200.100.00全国北京 福建 安徽 天津 湖北 上海 黑龙江广西 重庆 陕西 四川 0.100.110.200.150.220.500.700.660.73百分点0.300.250.26厂用电率降低百分点
图1-17 2007年厂用电率降低较快的省（区、市）
（二）各省（区、市）火电厂用电率
2007年火电厂用电率低于全国平均水平的省（区、市）见图1-18，主要是中、东部新增高效发电机组容量较多的地区，以及节能和环保压力相对较大、精细化管理相对水平较高的地区。
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7.006.626.506.296.015.926.626.536.005.895.835.595.55%5.505.004.724.504.00全国贵州 天津 湖北 广东 安徽 甘肃 浙江 福建 江苏 上海 厂用电率
图1-18 2007年火电厂用电率低于全国平均水平的省（区、市）
2007年火电厂用电率同比下降较快的省（区、市）见图1-19。
0.900.800.700.600.500.400.330.300.200.100.00福建 广西 陕西 四川 重庆 黑龙江天津 青海 上海 安徽 江苏 全国0.330.300.260.190.170.150.840.550.530.460.45百分点火电厂用电率降低百分点
图1-19 火电厂用电率同比下降较快的省（区、市）
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（三）五大发电集团发电厂用电率
五大发电集团通过推广使用变频技术等多种措施，厂用电率逐步降低。2007年五大发电集团发电厂用电率情况见表1-78。
表1-7 2007年五大发电集团发电厂用电率情况一览表 发电厂用电率（%） 集团公司 2007年 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团
5.88 5.68 6.15 6.23 6.14 2006年 6.17 6.16 6.88 6.23 6.02 2007年比2006年变化 （百分点） -0.29 -0.48 -0.73 -0.00 0.12 2007年，华能集团、大唐集团厂用电率低于全国平均水平；华电集团、国电集团、中电投集团厂用电率高于全国平均水平。
与2006年相比，2007年华能集团、大唐集团、华电集团厂用电率下降幅度远大于全国平均水平；国电集团厂用电率降幅与全国平均水平基本持平；中电投集团厂用电率升高0.12个百分点。
三、电网线损率
输电线损率是指电能从发电厂传输到客户的过程中，在输电、变电、配电和营销等环节中所产生的电能损耗和损失率，是综合反映电网规划设计、生产运行和运营管理水平的重要经济技术指标之一。影响输电线损率的主要因素包括：功率因数，电流强度，线路中的阻抗以及偷、漏电等。
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数据来源于国家电监会和中国电力企业联合会联合开展的统计调查。
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（一）各省（区、市）线损率
2007年各省（区、市）线损率及与2006年对比情况见表1-8。
表1-8 2007年各省（区、市）线损率及与2006年对比情况一览表 地区 全国 北京 天津 河北 山西 内蒙古 辽宁 吉林 黑龙江 上海 江苏 浙江 安徽 福建 江西 山东 河南 湖北 湖南 广东 广西 海南 重庆 四川 贵州 云南 西藏 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 线损率（%） 2007年 6.97 6.99 6.13 5.41 7.18 4.76 6.49 7.52 7.93 6.09 8.36 6.09 5.93 4.69 6.13 6.03 5.59 7.05 9.71 7.26 6.44 8.65 8.13 10.37 4.83 7.46 13.36 6.04 6.13 4.15 5.67 8.83 2006年 7.04 7.17 6.29 5.50 7.13 4.66 6.58 7.63 7.61 6.15 8.60 6.27 6.01 4.75 6.17 6.28 5.77 7.37 9.62 7.25 7.33 9.18 8.33 9.34 4.77 7.95 10.24 6.05 6.20 4.83 5.74 9.13 2007年比2006年变化 （百分点） -0.07 -0.18 -0.16 -0.09 0.05 0.10 -0.09 -0.11 0.32 -0.06 -0.24 -0.18 -0.08 -0.06 -0.04 -0.25 -0.18 -0.32 0.09 0.01 -0.89 -0.53 -0.20 1.03 0.06 -0.49 3.12 -0.01 -0.07 -0.68 -0.07 -0.30 30
2007年电网线损率低于全国平均水平的省（区、市）见图1-20。这些地区线损率下降的主要原因是：加强了精细化管理和线损监控、分析工作，积极推行了分级管理办法和线损承包办法，推进防窃电改造，完善统计手段，搭建现代化的管理平台，全面清理更换不合格的计量装臵。部分地区电网结构趋于合理，电力就地平衡能力得到加强，主网线损呈下降趋势。
7.506.976.496.446.136.136.136.096.096.046.036.007.006.505.935.675.595.41%5.505.004.834.764.694.504.154.00国宁西津西肃海江西东徽夏南北州古建福全辽广天江甘上浙陕山安宁河河贵蒙线损率内青海
图1-20 2007年电网线损率低于全国平均水平的省（区、市）
2007年电网线损率降低幅度（百分点）较大的省（区、市）见图1-21。
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1.000.900.800.700.60百分比0.890.680.530.490.500.400.300.200.100.000.110.070.070.080.090.090.180.200.160.180.180.300.240.250.32全国宁夏 安徽 辽宁 河北 吉林 天津 浙江 北京 河南 重庆 江苏 山东 新疆 湖北 云南 海南 青海 广西 线损同比降低幅度
图1-21 2007年电网线损率降低较快的省(区、市)
（二）国网、南网线损率
2007年，国家电网公司线损率为6.29％，同比下降0.11个百分点，节约电量23亿千瓦时。2002～2007年，国家电网公司依托建设坚强电网，提高输变电装备水平，改造计量系统，推广应用降损节能新技术、新产品，建立综合性、系统性的管理体系和指标体系，线损率降低了0.86个百分点。
2007年，中国南方电网有限公司（以下简称南方电网公司）综合线损率为6.9％，同比下降0.18个百分点，节约电量8.96亿千瓦时，相当于节约标准煤31万吨。2002年～2007年，南方电网公司线损率降低了1.1个百分点，相当于节电55亿千瓦时，节约标准煤190万吨，减少二氧化硫排放约4.56万吨。
2002～2007年，国家电网公司、南方电网公司输配电线损降低情况见图1-22。
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8.508.008.007.507.477.457.387.08%7.157.006.976.956.596.906.506.406.296.00200220032004年度国网南网200520062007
图1-22 2002～2007年国家电网公司、南方电网公司输配电线损率降低情况
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第三章 电力节能的主要措施
一、全面部署、强化监管
2007年10月28日，十届全国人大常委会第三十次会议表决通过了《中华人民共和国节约能源法》（修订案），自2008年４月１日起施行。修订后的《节约能源法》在法律层面将节约资源确定为我国的基本国策，将“节约与开发并举，把节约放在首位”作为国家的能源发展战略，进一步明确了节能执法主体，强化了节能法律责任，加大了节能方面的政策激励力度，为节能工作提供了坚实的法律基础。
2007年，国务院召开了节能减排电视电话会议，成立了国家应对气候变化及节能减排工作领导小组，印发了《节能减排综合性工作方案》（国发[2007]15号），国家发展改革委、原国家环境保护总局和国家电监会积极采取行动，对电力节能减排工作进行了全面部署并加强监管，同时，行业协会也发挥了积极作用。
（一）积极推进结构调整 1、全面开展小火电机组关停工作
2007年1月20日，国务院批转发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》(国发[2007]2号)明确了“十一五”期间关停机组的范围，将全国小火电机组关停目标分解到各省（区、市）。同时，在新建电源项目安排上，结合小火电机组关停因素，对关停工作成效显著的省份和电力企业优先给予支持。
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2007年1月29日，国家发展改革委召开全国电力工业“上大压小”节能减排工作会议，落实“十一五”期间全国关停小火电机组5000万千瓦任务。除西藏自治区外，国家发展改革委与30个省（区、市）签订《关停目标责任书》。
2007年3月2日，国家发展改革委办公厅印发了《关于编制小火电机组关停实施方案有关要求的通知》（发改办能源[2007]490号），请各省级人民政府和有关电力企业结合实际情况，研究提出各地区关停小火电机组的具体实施方案，制定相应的政策措施，以保证关停小火电机组年度目标的顺利实现。
为切实落实国发2号文件精神，推进电力企业节能减排工作，能源局会同有关部门、地方政府、电力企业，抽调专人成立关停小火电机组专门机构，开展关停小火电机组工作。从3月份开始，先后对关停容量多、难度大的内蒙古、山西、上海、江苏等省（区、市）进行调研，与关停企业职工座谈，广泛听取意见和建议。4至5月份，组成检查组，赴各省、区、市进行检查督导，对符合关停条件的机组集中进行关停，请新闻媒体及时宣传报道，树立典型，推广经验，有力地促进了各地小火电机组关停工作。7月份，能源局分两次组织召开了电力工业关停小火电机组工作会议，及时进行总结经验，查找问题，提出对策，部署下一阶段工作，极大地推进了小火电机组的关停工作。
为使关停工作落到实处，能源局组织中介机构对关停的小火电机组逐台进行了核查，进行现场确认、拍照、登记，并由关停企业、
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省级电网企业、省发改委（经贸委）、检查组成员共同签订关停确认书，并将关停机组情况上网公布，接受社会监督。
为便于各地、各有关部门和企业准确把握关停小火电机组核查内容和要求，规范关停核查工作，能源局制定了关停工作制度，编制了《关停小火电机组核查工作手册》，进而从制度上规范了小火电机组的关停核查工作。
2007年4月2日，国家发展改革委商国家电监会印发了《关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》（发改价格[2007]703号），决定降低小火电机组上网电价。对于列入降价范围的小火电机组，一律降到标杆上网电价水平。对提前关停或按期关停的小火电机组，允许按不高于降价前的上网电价，向大机组转让发电量指标。对不按期降低小火电机组上网电价的，依法责令限期改正，并给予经济处罚。2007年8月，国家发展改革委下发了《关于降低北京、河南等地区统调小火电机组上网电价的通知》(发改价格[2007]2042号)，对各地提出的统调小火电机组降价方案进行审批，分四批公布了小火电机组降价方案。
为切实保证降价措施落实到位，各地区价格主管部门会同国家电监会派出机构等相关部门对小火电机组项目进行了认真清理，制定降价方案，落实各项具体措施。5月底，国家发展改革委、国家电监会会同电网企业等单位开展了专项检查。
结合电力监管工作，国家电监会提出促进小火电机组关停的八项具体措施；密切关注小火电机组关停进度，注重做好基础性工作，
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及时掌握各地区关停小火电机组的详细计划，收集整理各类火电机组煤耗和污染物排放指标，做好小火电机组上网电价统计分析；注意加强对非竞争性发电企业的监管，组织填报《企业自备电厂情况调查表》，了解、掌握实际情况；加强小火电机组关停工作中的安全监管，确保电力系统安全稳定运行。
国家电监会强化小火电机组和燃煤机组许可申请审查，有效规范小火电机组关停，按照国发[2007]2号文件要求，研究制定了《关于明确电力业务许可证审查若干问题的通知》(电监资质[2007]4号]，明确对未按照规定审批或核准的新建小火电机组不予颁发许可证，并对计划关停机组视情况不同制定了许可证颁发的具体处理办法。国家电监会及派出机构严格督促监督相关电力企业执行关停小火电机组计划，对到期实施关停的机组，电力监管机构及时撤销其电力业务许可证。
专栏二 关于计划关停机组的许可证颁发相关规定 1、对国发[2007]2号文件中明确属于关停范围内的小火电机组，暂停颁发电力业务许可证，待有关部门明确关停计划后，再视情况分别处理。 2、对计划在2008年及以前关停的机组，不予颁发电力业务许可证。 3、对计划在2009年及以后陆续关停的机组，符合条件的，予以颁发许可证，并在许可证“特别规定事项”中备注，要求企业在机组到达关停时限后及时办理注销或变更手续。 2、大力发展可再生能源发电
根据《可再生能源法》、《电力监管条例》和国家有关规定，2007
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年7月，国家电监会发布了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会第25号令），编制了《关于贯彻落实〈电网企业全额收购可再生能源电量监管办法〉的工作方案》，对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管，以促进可再生能源并网发电，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为。国家电监会及其派出机构采取多种措施，认真实施该监管办法。
2007年9月4日，国家发展改革委公布了《可再生能源中长期发展规划》，该规划提出了可再生能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点领域和保障措施等。
为保证可再生能源发电价格和费用合理分摊调配，国家发展改革委商国家电监会制订了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》。2007年9月19日，国家发展改革委、国家电监会联合下发了《关于2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》（发改价格［2007］2446号），要求电网企业认真落实2006年度可再生能源电价补贴和配额交易的实施方案。国家电监会各派出机构积极采取行动，督促电网企业限时结清可再生能源发电项目电费。
（二）用市场机制推进节能减排
积极推广发电权交易。国家电监会积极推动发电权交易，充分开展发电权交易情况调研，引导和规范交易行为，实现小火电机组关停的平稳过渡。2007年，全国共有23个省份开展了发电权交易，累计完成交易电量约540亿千瓦时，相当于节约标准煤620万吨，
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减少二氧化硫排放14万吨。
专栏三 发电权交易 发电权交易指以市场方式实现发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，也称替代发电交易。发电权交易的电量包括各类合约电量，目前主要参照省级人民政府下达的发电量指标。发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电，由水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。纳入国家小火电机组关停规划并按期或提前关停的机组在规定期限内可依据国家有关规定享受发电量指标并进行发电权交易。发电权交易可以在省级人民政府当年发电量指标的基础上进行。在小水电比例较高的省份，原则上以多年平均发电量为基础进行。
推进大用户直接交易试点。开展大用户直接交易是我国电力市场化改革的一项重要内容，是构建多买方－多卖方电力市场结构、实施售电侧市场放开的重要环节之一。开展大用户直接交易试点，对丰富电力交易模式，发展和完善电力市场机制，促进合理电价机制建立，推进国家产业结构调整、实现节能减排战略具有重要意义。
2007年，吉林炭素有限公司与吉林龙华热电公司直接交易试点和广东台山市六家用电企业与国华粤电台山发电有限公司直接交易试点工作均进展顺利，两个试点累计成交电量15.10亿千瓦时。针对直接交易企业可能涉及的国家产业和当前实施节能减排战略的要求，国家电监会与国家发展改革委共同研究大用户与发电企业直接交易中相关企业准入与退出条件，起草关于大用户与发电企业直接交易的准入通则。
（三）开展节能发电调度试点工作
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2007年８月２日，国务院办公厅下发《关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》(国办发[2007]53号)（以下简称《节能发电调度办法（试行）》）。该办法指出，要在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。按照《节能发电调度办法（试行）》要求，电力行业积极开展节能调度相关技术研究，江苏、河南、广东、四川、贵州五省启动试点工作，为全面实现节能发电调度做准备。
《节能发电调度办法（试行）》出台后，国家发展改革委会同国家电监会等有关部门研究起草了《节能发电调度办法实施细则》；国家电监会会同国家发展改革委研究起草了《节能发电调度信息发布办法》、《关于节能发电调度经济补偿办法的指导意见》等配套文件。
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专栏四 节能发电调度 节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。 各类发电机组按以下顺序确定序位： 1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组； 2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组； 3.核能发电机组； 4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组； 5.天然气、煤气化发电机组； 6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 7.燃油发电机组。 同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。
（四）积极开展清洁生产和能效水平对标活动
为评价企业清洁生产水平，指导企业节能降耗和同业对标，2007年4月23日，国家发展改革委公布了《火电行业清洁生产评价指标体系（试行）》（国家发展改革委2007年第24号公告），以促进企业采取综合措施，提高资源利用效率，从源头和生产过程削减污染，实现节能减排。该评价体系根据清洁生产的原则要求和指标的可度量性分为定量评价和定性要求两大部分，明确了火电行业清洁生产评价指标体系的适用范围、体系结构、评价权重和基准值、考核评
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分计算方法等，为火电行业推行清洁生产提供技术指导。指标体系的一级指标包括：能源消耗指标、资源消耗指标、资源综合利用指标、污染物排放指标；二级指标为反映火电企业清洁生产特点的、具有代表性的技术考核指标。
2007年9月17日，国家发展改革委发布《关于印发重点耗能企业能效水平对标活动实施方案的通知》(发改环资[2007]2429号)（以下简称《实施方案》）。《实施方案》提出节能对标活动的开展要体现以政府为引导、行业协会为指导、企业为主体的原则。根据《实施方案》，成立了电力行业火电厂能效水平对标工作指导小组。工作指导小组设在中国电力企业联合会。
（五）执行差别电价政策并开展专项检查
2007年4月9日，国家发展改革委、国家电监会联合发布了《关于坚决贯彻执行差别电价政策禁止自行出台优惠电价的通知》（发改价格[2007]773号），4月29日还下发了《关于对贯彻落实差别电价政策及禁止自行出台优惠电价等情况进行监督检查的通知》，要求各地限期落实差别电价政策，立即停止执行自行出台的对高耗能企业的优惠措施和未经批准自行实施的大用户直购电，将根据差别电价执行情况采取调整各地电力规划等多种强制措施。该通知特别要求电网企业必须严格执行国家电价政策，按照省级政府有关部门确定的企业名单严格执行差别电价政策，拒绝执行地方政府违规自行出台的高耗能企业优惠电价措施，并每月上报一次执行差别电价政策和纠正优惠电价措施的情况。按照要求，国家电监会派出机构积极
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配合地方政府开展了差别电价执行情况检查，并根据检查情况陆续出台了差别电价执行措施，及时制止不合规的优惠电价措施。
2007年9月30日，针对各地贯彻落实差别电价政策过程中暴露出来的问题，国家发展改革委会同财政部、国家电监会共同印发了《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》，及时对差别电价政策进行了调整，将原来上缴中央国库的差别电价收入，改为全额上缴地方国库，专项用于支持当地经济结构调整和节能减排。
2007年5月24日，国务院办公厅发出《关于开展清理高耗能高污染行业专项大检查的通知》(国办发明电[2007]19号)，要求开展一次全国性清理高污染、高耗能行业的专项大检查。随后，国家发展改革委、国家电监会等8部委联合下发了《清理高耗能高污染行业专项大检查工作指导意见》，并于6月下旬组成8个检查组陆续前往部分地区，清理检查针对高耗能、高污染行业违规出台的电价、地价、税费等优惠政策情况。
国家电监会严查高耗能企业违规供电情况。通过群众举报，针对山西部分电力企业违规供电情况进行调查，于2007年4月20日下发《关于督促有关电力企业纠正对部分高耗能企业违规供电等问题的通知》(电监稽查[2007]14号)，对国家电网公司、中电投集团下属企业存在的违反国家差别电价政策的情况做出了处理。
二、充分发挥企业的主体作用
为进一步落实节能减排工作，确保完成“十一五”节能减排任务，电力企业充分发挥了在节能减排中的主体作用，认真分解目标和任
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务，修订完善节能减排规划，落实责任，强化考核。
（一）积极落实小火电机组关停工作
2007年1月29日，国家发展改革委与五大发电集团签订了《电力工业“十一五”上大压小节能减排关停目标责任书》。根据该目标责任书，华能集团“十一五”期间关停小火电机组251万千瓦，大唐集团关停401万千瓦，华电集团关停484万千瓦，国电集团关停506万千瓦，中电投集团关停399万千瓦。
各发电集团认真落实计划，妥善安臵人员，较好地完成了当年关停任务，为全国关停小火电机组工作起到带头作用。
（二）在建设、运行、管理环节加大节能力度
一是依靠科技进步，积极应用大容量、高参数、高效率的洁净煤发电技术；二是进一步优化运行方式，积极开展对标管理；三是加大节能技术改造力度。
对现有设备进行技术改造、加强管理，是电力企业提升机组效益、节能降耗的关键措施。如，通过采用和改进监控和优化运行手段、状态检修技术，提高电厂的生产自动化水平和管理现代化水平；推广机、电、炉一体化控制技术和厂级自动化系统；通过风粉监测、完善吹灰及在线经济分析系统，做到及时进行运行调整；对10～30万千瓦汽轮机组高、中、低压缸流通部分进行节能技术改造；采用变频调速等先进电机调整技术，降低厂用电。
以提高电网输送能力、降低电网输电损耗为重点，国家电网公司推广应用节能型非晶合金配电变压器、10千伏单相供电方式，强制淘
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汰落后、低效、高耗设备，并大力加强技术改造，实现技术改造与基本建设、科技投入、检修维护有机结合，提高生产效率。
到2010年，南方电网公司系统城市配电网将全部改造更换S7及以下高损耗变压器。
（三）进一步提高电网输送能力
2007年，国家电网公司系统共完成提高电网输送能力工程项目600项，提高电网输送能力3423.6万千瓦。其中，500千伏电网提高输送能力1016万千瓦；220千伏电网提高输送能力1469万千瓦。自2005年2月以来，累计提高各级电网输送能力1.2亿千瓦，取得了良好的社会效益和节能成果。
2007年，国家电网公司结合“上大压小”电网开工和投产规模再创历史新高，全年新开工110千伏及以上交流线路59935公里，同比增长30.1%。南方电网公司部署各省区电网公司开展了关停小火电机组电网配套专项规划，落实关停小火电机组的配套电网项目和建设资金，确保小火电机组关停后的安全可靠供电。
（四）积极开展发电权交易和节能调度工作
为探索利用市场机制推动节能减排的有效途径，国家电网公司在经营区域内的各省（区、市）采取双边、集中撮合、挂牌等多种交易方式，积极开展“以大代小”发电权交易，通过公开透明的市场交易平台，鼓励水电机组、大容量火电机组替代低容量火电机组发电。按照电网最小开机方式安排开机电量，尽可能拿出更多的电量指标进行替代，进一步增加了交易电量。
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南方电网公司根据国家发展改革委有关规定，研究制定了《南方电网节能发电调度指导意见》，充分利用南方电网大平台，快速灵活调度，加强水火互济和省间互补，提出了6项节能发电调度措施，积极开展以广东、贵州为试点的节能发电调度工作。同时，南方电网在运行中实时跟踪水情与电网运行情况，及时调整发电计划，加大全网火电调峰力度，最大限度减少弃水，2007年全网累计消纳低谷富余水电50亿千瓦时，相当于节约标准煤约165万吨，减少二氧化硫排放约6.95万吨。
（五）进一步加强需求侧管理
2007年，国家电网公司共建设了25192个电力需求侧管理示范项目，年节约电量15亿千瓦时，相当于节约标准煤59万吨，减排二氧化硫1.2万吨。南方电网公司启动以“科学用电，节能减排”为主题的绿色行动，与五省区政府全面签署了需求侧管理合作备忘录，对1340家企业开展了节能诊断，按照公司提出的节电建议，客户一年可节约电量5亿千瓦时。
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第二部分 二氧化硫排放及减排情况
第一章 电力企业二氧化硫减排基本情况及成效
目前，我国减排工作的重点是消减化学需氧量和二氧化硫排放量。根据电力企业的特点和污染物排放的实际情况，主要考虑电力企业二氧化硫减排情况。
2007年，电力企业认真落实国家环保政策，加大对环保科技的投入力度，加快建设燃煤电厂烟气脱硫设施，二氧化硫排放量明显下降。
一、投运脱硫设施情况 （一）全国投运脱硫设施情况
截至2007年底，全国已投运燃煤脱硫机组容量约2.66亿千瓦（不包括循环流化床锅炉机组），占全国燃煤机组容量的50%以上。从脱硫机组采用的技术方法看，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的机组占90%以上。与2000年相比，燃煤脱硫机组容量增加了约53倍。其中，投运容量较多的省（区）为江苏、山东、广东、内蒙古、河南，分别占全国已投运燃煤脱硫机组总容量的11.2%、9.2%、7.9%、7.8%、7.6%。
全国燃煤电厂烟气脱硫机组发展情况见图2-1。
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51%
35%
14%
图2-1 全国燃煤电厂烟气脱硫机组发展情况
各省(区、市)燃煤发电企业投运烟气脱硫设施情况见表2-19。
表2-1 各省（区、市）燃煤发电企业投运烟气脱硫设施情况一览表 地 区 全 国 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 9
已投运烟气脱硫机组容量（万千瓦） 2007年底前 26556.9 263.0 320.7 1506.0 1885.5 2083.0 350.0 186.0 180.0 192.5 2971.9 1871.9 889.5 900.0 479.0 2432.0 2024.0 580.0 929.0 2111.0 497.0 66.0 2006年底前 14636.5 263.0 200.7 810.0 926.0 1041.0 0.0 66.0 120.0 90.0 2371.9 1425.9 311.5 660.0 93.5 1269.5 872.5 180.0 358.0 1481.0 110.0 33.0 2007年底比2006年底增加（%） 81.4 0.0 59.8 85.9 103.6 100.1 - 181.8 50.0 113.9 25.3 31.3 185.6 36.4 412.3 91.6 132.0 222.2 159.5 42.5 351.8 100.0 根据《全国城镇污水处理设施和燃煤电厂脱硫设施的公告》（环境保护部公告2008年第1号）分析。
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地 区 重 庆 四 川 贵 州 云 南 西 藏 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 已投运烟气脱硫机组容量（万千瓦） 2007年底前 534.0 745.9 893.5 640.0 0.0 465.5 232.0 60.0 268.0 0.0 2006年底前 384.0 450.0 465.0 310.0 0.0 180.0 82.0 30.0 52.0 0.0 2007年底比2006年底增加（%） 39.1 65.8 92.2 106.5 0.0 158.6 182.9 100.0 415.4 0.0 备注： 1、北京地区燃煤发电机组烟气脱硫设施已于2006年底前全部建成投运。 2、辽宁省燃煤发电机组烟气脱硫设施2006年底前没有投运容量，2007年投运350万千瓦，故增长率用“－”表示。 3、西藏自治区没有燃煤发电机组。 4、新疆自治区2007年底前没有投运的燃煤机组烟气脱硫设施，部分脱硫设施正在建设中。
2007年，全国燃煤发电企业共新增投运脱硫设施容量约1.2亿千瓦10。其中，山东、河南、内蒙古、山西、河北五省当年投运脱硫设施容量较多，分别占2007年全国新投运烟气脱硫设施容量的9.8%、9.7%、8.7%、8.0%、5.8%。
2007年各省（区、市）新投运烟气脱硫设施容量情况见图2-2。
1400120010008006004002000山东河内南蒙古山西河北广东江苏安徽湖南浙江贵州湖北广西江西辽宁云南四川陕西福建宁夏重庆甘肃天津吉林上黑海龙江海南青海北京西藏容量（万千瓦）
图2-2 2007年全国各省（区、市）新投运烟气脱硫设施容量情况
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来源于《全国城镇污水处理设施和燃煤电厂脱硫设施的公告》（环境保护部公告 2008年 第1号）
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（二）五大发电集团投运脱硫设施情况
截至2007年底，五大发电集团脱硫机组装机容量达1.59亿千瓦，占全国已投运烟气脱硫机组容量的60%左右。
2007年五大发电集团投运脱硫机组情况见表2-2。
表2-2 2007年五大发电集团投运烟气脱硫机组情况一览表
指标 公司 火电装机容量 (万千瓦) 脱硫机组装机容量 （万千瓦） 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团 6666.2 3760 5383.6 3854.5 5152.4 3491.5 5365.5 3417.6 3102.8 1373 备注：所有数据不包括2007年各电力集团当年并购的发电机组。 注：资料来源于环境保护部。
二、减排成效及脱硫规划完成情况
国家近年来出台的一系列二氧化硫减排措施正在逐步发挥作用，电力企业二氧化硫减排成效显著。新建燃煤机组同步安装脱硫设施的比例大幅提高，现有燃煤机组安装脱硫设施速度明显加快。2006年以来，全国新投运燃煤机组中有80%以上的机组脱硫设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。2007年，脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的51%，比上年提高16个百分点。另外，在关停小火电及节能环保调度等措施的共同作用下，2007年，在火电发电量增长14.6%的情况下，二氧化硫排放量同比下降9.1%。
为落实国家发展改革委和原国家环保总局联合印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》（以下简称《规划》），国家发展改革委会同中国电力企业联合会对《规划》要求2007年开工建设的
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78个重点脱硫项目进行了核查。截至2007年底，74个项目、3560.9万千瓦装机容量符合《规划》要求，占2007年规划容量的96.7%。其中，21个项目、1050万千瓦脱硫装臵已投运或部分投运，占《规划》容量的28.5%；44个项目、2263.9万千瓦脱硫装臵正在建设中，占《规划》容量的61.5%；9个项目、247万千瓦已关停或计划关停，占《规划》容量的6.7%。4个项目、122.5万千瓦脱硫装臵尚未开工建设，占《规划》容量的3.3%。4个未开工项目是：山东省胜利油田胜利发电厂、广东省坪石发电厂B厂、四川省攀枝花钢铁公司发电厂、上海宝钢自备电厂。
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第二章 2007年二氧化硫减排指标
一、二氧化硫减排目标
2006年，经国务院授权，原国家环保总局与31个省、自治区、直辖市以及国家电网公司和五大发电集团签订了《“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书》，将二氧化硫削减量分解到各省（区、市）和电力集团公司，以确保《“十一五”规划纲要》提出的到2010年，二氧化硫排放总量削减10%的目标的顺利实现。各省（区、市）电力二氧化硫排放总量控制目标见表2-3，五大发电集团公司二氧化硫排放控制目标见表2-4。
表2-3 “十一五”期间全国二氧化硫排放总量控制计划表 地 区 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 其中：大连 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 其中：宁波 安 徽 福 建 其中：厦门 江 西 山 东 其中：青岛
2005年排放量 （万吨） 19.1 26.5 149.6 151.6 145.6 119.7 11.89 38.2 50.8 51.3 137.3 86.0 21.33 57.1 46.1 6.77 61.3 200.3 15.54 2010年（万吨） 控制量 15.2 24.0 127.1 130.4 140.0 105.3 10.11 36.4 49.8 38.0 112.6 73.1 11.12 54.8 42.4 4.93 57.0 160.2 11.45 53
其中：电力 5.0 13.1 48.1 59.3 68.7 37.2 3.54 18.2 33.3 13.4 55.0 41.9 7.78 35.7 17.3 2.17 19.9 75.7 4.86 2010年比 2005年（%） -20.4 -9.4 -15.0 -14.0 -3.8 -12.0 -15.0 -4.7 -2.0 -25.9 -18.0 -15.0 -47.9 -4.0 -8.0 -27.2 -7.0 -20.0 -26.3
地 区 河 南 湖 北 湖 南 广 东 其中：深圳 广 西 海 南 重 庆 四 川 贵 州 云 南 西 藏 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 其中：新疆生产建设兵团 合 计 2005年排放量 （万吨） 162.5 71.7 91.9 129.4 4.35 102.3 2.2 83.7 129.9 135.8 52.2 0.2 92.2 56.3 12.4 34.3 51.9 1.66 2549.4 2010年（万吨） 控制量 139.7 66.1 83.6 110.0 3.48 92.2 2.2 73.7 114.4 115.4 50.1 0.2 81.1 56.3 12.4 31.1 51.9 1.66 2246.7 其中：电力 73.8 31.0 19.6 55.4 2.78 21.0 1.6 17.6 39.5 35.8 25.3 0.1 31.2 19.0 6.2 16.2 16.6 0.66 951.7 2010年比 2005年（%） -14.0 -7.8 -9.0 -15.0 -20.0 -9.9 0 -11.9 -11.9 -15.0 -4.0 0 -12.0 0 0 -9.3 0 0 -11.9 备注：1.全国二氧化硫排放量削减10%的总量控制目标为2294.4万吨，实际分配给各省2246.7万吨，国家预留47.7万吨，用于二氧化硫排污权有偿分配和排污权交易试点工作。 2.新疆生产建设兵团二氧化硫排放量不包括兵团所属各地生活来源及农八师（石河子市）的二氧化硫排放量。 注：来源于国务院《关于“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复》（国函[2006]70号）
表2-4 “十一五”期间五大发电集团二氧化硫排放总量控制计划表 集团公司名称 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团 合 计 2005年排放量 （万吨） 135.6 148.0 168.0 157.7 98.2 707.5 2010年控制量 （万吨） 98.2 93.4 92.6 90.2 63.8 438.2 2010年比2005年 （%） -27.6 -36.9 -44.9 -42.8 -35.0 -38.0 注：来源于“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书。
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二、二氧化硫排放量 （一）全国二氧化硫排放量
2007年，全国二氧化硫排放总量2468.1万吨，与2006年同期相比下降4.7%11。2007年全国及各省（区、市）二氧化硫排放量见表2-5。
表2-5 2007年全国各省（区、市）二氧化硫排放情况及对比 地 区 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 辽 宁 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 重 庆 四 川 贵 州 云 南 西 藏 陕 西 11
2007年排放量（万吨） 15.17 24.47 149.25 138.67 145.58 123.38 39.9 51.54 49.78 121.8 79.7 57.17 44.57 62.1 182.23 156.42 70.76 90.43 120.3 97.39 2.56 82.62 117.87 137.51 53.37 0.19 92.72 比2006年上升或下降(±%) -13.8 -4 -3.4 -6.2 -6.5 -2 -2.4 -0.5 -2 -8 -7.2 -2.1 -5 -2.1 -7.1 -3.7 -6.9 -3.1 -5.1 -2 ＋6.7 -3.9 -8 -6.1 -3.1 0 -5.6 来源于环境保护部。
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地 区 甘 肃 青 海 宁 夏 新疆 自治区 兵 团 全 国 2007年排放量（万吨） 52.33 13.39 36.98 55.9 2.09 2468.1 比2006年上升或下降(±%) -4.2 ＋3 -3.4 ＋5.5 ＋7.7 -4.70 注：不含香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。 （二）五大发电集团二氧化硫排放量
2007年，五大发电集团共排放二氧化硫628.9万吨。其中，华能集团排放二氧化硫122.1万吨、大唐集团130.8万吨、华电集团132.3万吨、国电集团149.9万吨、中电投集团93.8万吨12。
2007年五大发电集团二氧化硫排放情况见表2-6。
表2-6 2007年五大发电集团二氧化硫排放情况
指 标 公司 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团 SO2排放量（万吨） 比2006年削减比例（%） SO2排放绩效（克/千瓦时） 注：资料来源于环境保护部。
122.1 9.4 3.93 130.8 16.6 4.64 132.3 15.3 5.83 149.9 14.3 5.94 93.8 7.7 6.44 备注：所有数据不包括2007年各电力集团当年并购的发电机组。
三、减排目标完成情况 （一）全国减排目标完成情况
截至2007年，全国二氧化硫减排目标完成情况见表2-7。
表2-7 全国二氧化硫减排目标完成情况 地 区 北 京 天 津 河 北 山 西 内蒙古 12
2005年2007年排放量 排放量（万吨） （万吨） 19.1 26.5 149.6 151.6 145.6 15.17 24.47 149.25 138.67 145.58 减排目标完成情况（%） 目标值 （2010年比2005年） -20.4 -9.4 -15.0 -14.0 -3.8 完成值 （2007年比2005年） -20.6 -7.7 -0.2 -8.5 -0.01 来源于环境保护部。
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地 区 辽 宁 吉 林 黑龙江 上 海 江 苏 浙 江 安 徽 福 建 江 西 山 东 河 南 湖 北 湖 南 广 东 广 西 海 南 重 庆 四 川 贵 州 云 南 西 藏 陕 西 甘 肃 青 海 宁 夏 新 疆 其中：新疆生产建设兵团 合 计 2005年2007年排放量 排放量（万吨） （万吨） 119.7 38.2 50.8 51.3 137.3 86.0 57.1 46.1 61.3 200.3 162.5 71.7 91.9 129.4 102.3 2.2 83.7 129.9 135.8 52.2 0.2 92.2 56.3 12.4 34.3 51.9 1.66 2549.4 123.38 39.9 51.54 49.78 121.8 79.7 57.17 44.57 62.1 182.23 156.42 70.76 90.43 120.3 97.39 2.56 82.62 117.87 137.51 53.37 0.19 92.72 52.33 13.39 36.98 55.9 2.09 2468.1 减排目标完成情况（%） 目标值 （2010年比2005年） -12.0 -4.7 -2.0 -25.9 -18.0 -15.0 -4.0 -8.0 -7.0 -20.0 -14.0 -7.8 -9.0 -15.0 -9.9 0 -11.9 -11.9 -15.0 -4.0 0 -12.0 0 0 -9.3 0 0 -11.9 完成值 （2007年比2005年） 3.1 4.4 1.4 -3.0 -11.1 -7.3 0.1 -3.3 1.3 -9.0 -3.7 -1.3 -1.6 -7.0 -4.8 16.4 -1.3 -9.3 1.2 2.2 -5.0 0.6 -7.0 8.0 7.8 -7.7 25.9 -3.2
（二）五大发电集团减排目标完成情况
截至2007年，五大发电集团二氧化硫减排指标完成情况见表2-8。
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表2-8 五大发电集团二氧化硫减排目标完成情况
集团公司 名称 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中电投集团 合 计 2005年2007年排放量 排放量（万吨） （万吨） 135.6 148.0 168.0 157.7 98.2 707.5 122.1 130.8 132.3 149.9 93.8 628.9 减排目标完成情况（%） 目标值 （2010年比2005年） -27.6 -36.9 -44.9 -42.8 -35.0 -38.0 完成值 （2007年比2005年） -10.0 -11.6 -21.2 -4.9 -4.5 -11.1 58
第三章 电力减排的主要措施
一、制定二氧化硫减排目标及规划
根据《“十一五”规划纲要》的精神，原国家环保总局、国家发展改革委制定了《“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划》，经国务院原则同意并批复。该总量控制计划提出，到2010年全国二氧化硫排放总量控制目标为2294.4万吨，其中电力二氧化硫排放量为951.7万吨。
2007年3月，国家发展改革委会同原国家环保总局印发了《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》（发改环资[2007]592号），提出“十一五”期间安排221个重点项目，约1.37亿千瓦现有燃煤机组实施烟气脱硫，可形成二氧化硫减排能力约490万吨。加上淘汰落后产能、燃用低硫煤和节能降耗等措施，到2010年现有燃煤电厂二氧化硫排放总量可从2005年的1300万吨下降到502万吨，下降61.4%。在221个重点项目中，国家电网公司和五大发电集团需安装脱硫设施机组容量约7634.15万千瓦，占55.9％，地方及其他电力公司占44.1％。
2007年4月，国家发展改革委发布的《能源发展“十一五”规划》提出，到2010年，火电厂二氧化硫的排放绩效要下降到2.7克/千瓦时，达到国际先进水平。
2007年5月，国务院发布的《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发［2007］15号）提出，“十一五”期间要推动燃煤电厂二氧化硫治理，削减二氧化硫590万吨。《节能减排综合性工作方
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案》同时提出，2007年现有燃煤电厂投运脱硫设施3500万千瓦，形成削减二氧化硫能力123万吨。
2007年10月，原国家环保总局与国家发展改革委办公厅联合下发了《关于调整火电行业二氧化硫减排措施的函》（环办函[2007]91号），调整了之前与电力企业签订的《“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书》（以下简称《削减目标责任书》）和《“十一五”期间关停小火电机组责任书》（以下简称《关停责任书》）的有关内容。明确要求：对已经列入《关停责任书》并建成脱硫设施的机组，各地要对其发电量指标给予优惠；对已列入《关停责任书》和《削减目标责任书》但还未建成脱硫设施的机组，要按照各省（区、市）关停小火电机组实施方案规定的时间，并在《削减目标责任书》要求脱硫设施运行的日期前实施关停，不再要求建设脱硫设施；对《削减目标责任书》相关内容的考核将按照上述要求进行。
2007年11月，国务院印发《关于印发国家环境保护“十一五”规划的通知》（国发[2007]37号），提出“十一五”环境保护工作的指导思想、基本原则和规划目标，阐明“十一五”期间国家在环境保护领域的目标、任务、投资重点和政策措施，明确了各级人民政府及环境保护部门的责任和任务，同时引导企业、动员社会共同参与，努力建设环境友好型社会。
二、开展二氧化硫排放监管及考核
为了运用经济手段鼓励燃煤电厂安装、运营脱硫设施，减少二氧化硫的排放量，改善空气质量，促进相关环保产业的发展，国家
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发展改革委和原国家环保总局于2007年5月29日联合颁布了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》(发改价格[2007]1176号)。该办法完善了脱硫电价政策，同时强化了监管，包括加强脱硫设施运行在线监测、明确责任及处罚、加强监督检查、保证政策措施落实到位等。
2007年7月，原国家环保总局颁布了《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T 75—2007）及《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法(试行)》（HJ/T 76—2007），自2007年8月1日起实施，替代《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T 75-2001）和《固定污染源排放烟气连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ/T 76-2001）。
2007年7月，原国家环保总局发布《环境监测管理办法》(2007年第39号令)，规定了环境保护部门和环境监测机构的职责分工、标准规范的制定、环境信息发布、环境监测数据的法律效力、环境监测网的建设原则和管理主体、环境监测质量管理要求、企业的环境监测责任和义务、环境监测机构资格认定等。
2007年，国家电监会进一步加强对燃煤发电机组脱硫治理监管和脱硫设施运行监管，开展烟气脱硫实时监测及信息管理系统试点，将其纳入节能减排重点工作。国家电监会各派出机构积极开展相关工作。南京电监办组织研发了“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统”，该系统于2007年7月1日正式投入运行，实现了对江苏省所有100MW以上燃煤脱硫机组的在线监测；此外，贵州等省也
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顺利启动了并网燃煤机组烟气脱硫在线监测系统建设，取得明显成效。国家电监会于2007年11月在南京召开了江苏燃煤发电机组脱硫减排实时监测管理系统经验交流座谈会，积极推广脱硫减排监测“江苏模式”。
专栏五 江苏脱硫减排监管工作成效显著 为贯彻国家关于节能减排的要求和相关环保政策，有效推进脱硫减排工作，南京电监办会同江苏省政府有关部门、江苏省电力公司开发研制了“燃煤机组烟气脱硫实时监测及信息管理系统”，实现了电力监管、环保、价格、电网公司、各发电企业等单位联网，使江苏省成为全国首个对燃煤电厂脱硫设施在线监管“全覆盖”的省份。 截至2007年底，江苏省102台脱硫机组（总装机容量为3297.5万千瓦）均接入电力监管机构的燃煤机组烟气脱硫实时监测及信息管理系统，实现了对脱硫发电机组在线实时监测。该系统自正式投入运行以来，江苏省统调燃煤机组烟气脱硫运行指标全面好转，取得并保持了“两高一降”的佳绩，即脱硫设施投运率、脱硫效率大幅提高，二氧化硫排放浓度大幅下降，具体数据见下表。 指标 脱硫设施投运率（%） 脱硫效率（%） 二氧化硫排放浓度（mg/m3） 2006年 60.70 51.60 952.24 2007年上半年 64.47 63.03 594.05 2007年下半年 98.15 93.80 143.26
2007年11月，国务院批转了《节能减排统计监测及考核实施方案和办法》（国发[2007]36号），同意国家发展改革委、国家统计局和原国家环保总局分别会同有关部门制订的《单位GDP能耗统计指标体系实施方案》、《单位GDP能耗监测体系实施方案》、《单位GDP能耗考核体系实施方案》和《主要污染物总量减排统计办法》、《主要污染物总量减排监测办法》、《主要污染物总量减排考核办
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法》，明确要求将能耗降低和污染减排完成情况，纳入各地经济社会发展综合评价体系，实行严格的问责制。
2007年12月，国家发展改革委第81号公告批准了《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》（DL/T5403-2007），该规程自2008年6月1日起实施。
三、进一步推进脱硫产业化发展 （一）开展火电厂烟气脱硫工程后评估
2007年3月13日，国家发展改革委办公厅印发了《关于下达2007年火电厂烟气脱硫工程后评估计划的通知》（发改办环资[2007]576号），要求对广东国华粤电台山发电有限公司等8家电力企业的烟气脱硫工程进行后评估。
（二）开展火电厂烟气脱硫特许经营
为实现《“十一五”规划纲要》提出的二氧化硫削减目标，提高烟气脱硫设施建设和运行质量，根据《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》精神和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》要求，2007年7月，国家发展改革委办公厅会同原国家环保总局办公厅印发了《关于开展烟气脱硫特许经营试点工作的通知》（发改办环资2007[1570]号），决定开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。火电厂烟气脱硫特许经营是指：在政府有关部门的组织协调下，火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并
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完成合同规定的脱硫任务。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。
四、加强电力业务许可管理，促进燃煤电厂二氧化硫治理 2007年，国家电监会印发了《关于加强电力业务许可管理促进燃煤电厂二氧化硫治理的通知》（办资质[2007]62号），决定将二氧化硫治理情况作为燃煤电厂发电类电力业务许可证的审查条件，并按照新建项目和现有项目分类处理。对未完成治理的，缓发许可证；对已取得电力业务许可证的燃煤电厂，开展二氧化硫治理情况筛查标注，对未完成二氧化硫治理的，要求企业限期整改。
为落实办资质[2007]62号文件要求，国家电监会印发了配套文件《关于进一步加强电力业务许可管理促进燃煤电厂二氧化硫治理工作有关事项的通知》（办资质[2007]77号），明确了《限期临时运营证明》样式、工作流程等事项，并就已取证燃煤电厂的筛查标注工作做出具体安排。同时印发了《关于燃煤发电项目许可审查执行国家二氧化硫治理有关标准的通知》（资质函[2007]28号），指导派出机构开展燃煤发电项目二氧化硫治理的审查及取证燃煤电厂的筛查标注工作。
五、积极推行电力企业环境监督员制度试点工作
国家电监会积极参与探索建立环保监督的长效机制，发挥电力企业人员的主观能动性，自主进行污染物减排。2006年，国家电监会与原国家环保总局联合下发了《关于开展电力行业企业环境监督
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员制度试点工作的通知》（环办[2006]66号），在电力行业首推政府、企业、社会公众的三元环保监督机制；对发电企业下发了《环境监督员制度试点工作方案》，在试点企业设臵环境管理总监和环境监督员，要求环境监督员每月必须向电力监管机构和环保部门报送脱硫装臵的运转情况、具体的排放量等，并对环境监督员制度试点单位进行现场督查。
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评 述第三部分
第一章 存在的问题
2007年，在电力工业持续快速发展的同时，节能减排工作通过政府的强力推进和企业主体作用的进一步发挥，取得了显著成效，但仍然存在一些问题，主要表现在：
一、脱硫设施建设质量及运行效果有待提高
近年来，我国火电厂烟气脱硫设施建设呈“爆炸式”发展，仅2006、2007年两年烟气脱硫机组容量就由0.53亿千瓦增加到2.66亿千瓦，平均每年增加约1亿千瓦，脱硫设施国产化率达到90%以上。由于部分脱硫设施的设计、建设质量不高，一些电力企业环保意识、法规意识不强，运行经验不足等原因，脱硫设施运行不正常、脱硫效果达不到要求的现象还比较突出。从一些已完成的火电厂烟气脱硫设施后评估结果来看，脱硫系统中气-气换热器（GGH）结垢堵塞、浆液泵过流部件磨损腐蚀、机械密封损坏、吸收塔防腐内衬局部脱落、旁路挡板不关闭运行、氧化风机和循环泵噪声超标等问题较为突出。此外，有些循环流化床锅炉运行中不按要求添加石灰石脱硫剂，造成脱硫效率低，二氧化硫排放浓度超标。
二、电煤质量下降影响发电企业节能减排效果
由于煤炭价格上涨、供应短缺，导致电煤发热量下降、煤的灰份和硫份急剧上升，一方面对机组正常出力影响较大，同时给设备带来严重磨损，使锅炉爆管增加，而且也增加厂用电耗，降低了发电效率；另一方面造成脱硫装臵严重超负荷运转，效率达不到要求，
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甚至造成设备损坏，极大影响企业脱硫效果。
三、小火电、自备电厂节能减排力度有待强化
小火电机组比例仍然较高。目前，全国小火电机组容量约1亿千瓦，尤其在东北、西北地区小火电机组容量较大，造成当地供电煤耗居高不下。
部分地区高耗能产业的自备电厂发展势头未得到有效控制。这些自备电厂机组容量小、环保设施不完善、管理不规范、上网电量不稳定、不利于节能减排。
四、企业节能减排统计工作薄弱
尽管有较完善的电力节能减排统计指标体系，但是部分企业对统计工作的重要性认识不足，对节能减排的效果缺乏有效的监测。目前，节能减排的主要数据依靠企业自行申报，有关部门汇总分析，对统计信息的及时性、准确性造成一定程度影响，进而影响到节能减排工作的正确决策和科学管理。
五、通过市场手段促进节能减排的力度不够
2004年以来，国家出台了每千瓦时上网电价提高1.5分钱的脱硫电价政策，对于提高发电企业安装脱硫设施的积极性、减少二氧化硫排放起到了明显的作用。但在脱硫电价政策执行过程中仍存在一些问题。如，部分已安装脱硫设施的燃煤电厂的电价补偿不能及时到位，1.5分的脱硫电价难以解决高硫煤机组脱硫、老电厂脱硫技改、30万千瓦以下小机组以及供热机组脱硫的脱硫成本。
二氧化硫排污权交易还存在法规政策、交易平台、排放权分配、
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部门及地方政府间协调等一些障碍，需要配套明确可操作的规定才能实施。
市场配臵资源的基础性作用还未得到应有的体现，环境治理成本尚未合理反映在电价体系上，也影响节能减排工作的推动。
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第二章 意见和建议
电力企业节能减排是一项长期的、艰巨的工作，对实现我国资源节约和环境保护都具有十分重要的意义。为促进“十一五”期间国家节能减排目标的顺利实现，针对电力企业节能减排工作中存在的突出问题，提出以下意见和建议：
一、强化企业内部管理，提高脱硫设施的建设质量和运行效果 一是要加强脱硫设备招标管理，避免不顾质量的低价中标；二是要开展脱硫装臵可靠性研究，加强设备的可靠性管理；三是加强对已建成脱硫装臵的运行管理、运行人员的上岗培训和技术交流；四是建立内部监督管理制度，强化内部考核；五是对脱硫装臵进行技术改造，提高对劣质煤炭的适应能力，使之达到环保要求；六是加强电煤质量管理。
二、依法加强企业统计工作，科学监测节能和排放效果 电力企业要依法加强节能减排统计工作，按照统计计划的要求，依法如实提供统计资料，不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、篡改统计资料。
要加强火电厂烟气在线监测系统的建设、运行和维护，使监测数据能够真实反映排放情况。要加强对节能效果的科学分析，提供真实可靠的节能数据。
三、进一步挖掘节能减排潜力
加强电力规划，积极推进电力行业结构调整。在保护生态的基础上，有序发展水电，积极推进核电建设，大力开发以风能为主的
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可再生能源发电，不断提高煤电发电效率和清洁利用，开展“上大压小”，提高热电（冷）联产的比例。
加强电力企业节能减排的技术创新与管理创新。发电企业要切实提高技术水平和运行管理水平。以设计值为基础，以提高热效率为核心，以降低热耗、消除泄漏（漏水、漏汽、漏风、漏粉）为切入点，加大技改力度，进一步挖掘发电企业的生产节能潜力；实施精细化管理, 推进绩效考核，分层逐级分解经济运行指标，深入挖掘节能潜力；针对市场变化调控燃煤结构，积极调运适炉煤种，根据季节、电量的差异，全力组织经济煤源，稳定合理掺烧。电网企业要充分发挥好电网节能的综合作用。一方面要提高网损精细化管理水平，建立常态节能管理机制；另一方面要发挥好电网调度对发电侧节能生产的引导作用，以及电力供应对用电侧的节能节电经济调节作用，鼓励用户合理用电，优化电力消费结构，提高终端用电效率。
四、进一步加强小火电机组关停力度
小火电机组关停是电力工业节能减排工作的重要手段，要继续加大小火电机组关停工作力度，及时解决小火电机组关停工作中遇到的问题，坚持将“关小”作为“上大”的前提。鼓励和支持各地根据国发[2007]2号文件精神，结合当地实际，科学制定切实可行的关停方案，对关停进度做出合理安排，加快关停进程。要加大对地方国有企业、民营企业和外资企业关停工作的力度。对已经建立起来的关停核查制度，要进一步完善和落实，对关停的每一台机组在
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签订关停协议，并实施关停的基础上，都要进行现场核查，符合关停条件的，签订四方核查确认单。进一步落实好各项关停条件，为相关企业提供完善的政策配套服务，及时解决关停中遇到的问题。
电力监管机构要加强小火电机组监督管理，建立监管信息系统，对不符合设计要求和有关规定的，不予颁发电力业务许可证。
五、完善法规体系，加强监督工作
完善电力节能减排法规体系，及时梳理现有电力法律法规中不符合节能减排政策的规定和要求，保持相关法规间、法规与行政要求间在节能减排工作上的协调一致。
加大对停运脱硫装臵偷排二氧化硫企业的处罚力度，追究相关企业领导人的责任。加强对循环流化床锅炉运行效果和污染物排放情况的监管力度，进一步研究循环流化床锅炉污染控制技术政策与监管措施，坚决查处以综合利用名义建设循环流化床锅炉但未真正实施综合利用的电厂。全面跟踪有关发电企业脱硫治理工作进度，督促发电企业按照有关要求完成脱硫治理任务。
行业协会应在法规、政策研究，行业信息收集和分析，受政府委托开展新项目的节能减排评估审查，完善相关标准规范，建立节能监测服务体系，指导节能对标，推进节能技术，开展清洁生产评价，建立节能减排自律机制，以及开展培训、咨询、服务等方面发挥重要作用。
六、继续完善节能减排市场手段
一是继续落实已有的有利于节能减排的价格政策。如，继续开
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展高耗能企业差别电价、小火电机组上网电价和自备电厂收费等政策执行情况的监督检查，确保政策执行到位；对于已完成脱硫任务的电厂，保证脱硫电价及时足额到位。二是进一步完善煤电价格联动政策，加快建立清洁能源和可再生能源电价形成机制，理顺上网电价与销售电价，促进发电成本有效合理地向社会传递。三是探索并不断完善发电节能调度电价补偿机制，激励清洁能源、火电大机组多发电，规范关停机组电量转让及交易行为，兼顾调峰、备用机组的经济利益；规范小火电机组上网电价与收费管理。四是进一步研究和完善差别电价、峰谷电价、阶梯式电价等促进节能减排的价格政策。五是建立竞争型的电力市场，鼓励工业大用户积极参与电力市场竞争，将发电成本直接传导至工业用户。六是继续完善脱硫电价补偿机制，对供电厂的供热部分、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）合理补偿电价，满足成本要求。
继续积极落实和促进完善电力节能减排经济政策。完善关停小火电机组的配套政策，进一步明确关停小火电机组的补偿、资产核销、人员安臵、土地处理、债务处理、上大项目核准等问题；对按期关停的公用小火电机组继续实行发电量指标交易补偿政策。
加快在电力行业推进二氧化硫排污权交易政策，明确排污权交易与现行法律、法规的关系，充分体现市场经济原则、引导和鼓励企业积极参与。
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