专栏2-7 节能服务“绿色行动”
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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政府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，已建成地方政府认可的示范项目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，建成地方政府认可的示范项目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。
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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，党中央、国务院及政府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政策措施，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”政策，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，超额完成国务院确定的“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政策。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、技术等条件限制，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，完善政策，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，限制高耗能、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政策，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。一是加强对煤炭的调控力度，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，严格差别电价政策，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。
