（研究單位：中國社科院財貿所）
電力是國家的能源基礎產業，火電企業作為清潔能源的制造者，同時又是煤炭的主要消費者。我國發電裝機構成中，火電占比高，每年消費的煤炭約占全國煤炭消費總量的一半。電力工業已成為我國節能減排的重點領域。本章先介紹我國電力工業發展及其能耗狀況，然后概述近年來我國電力工業主要節能措施、說明其成效、分析其節能潛力，最后針對我國電力工業節能工作面臨的主要困難，提出促進電力工業進一步節能的政策建議。
一、我國電力工業能耗狀況
我國電力工業能源消耗總量持續增加。多年來，隨著我國經濟持續快速增長，電力生產和消費量不斷提高，在此過程中，由于我國發電裝機容量中火電比重一直較高，因此電力工業消耗的化石能源總量持續增加。以電煤消耗為例，1994年，我國電煤消費量為4.03億噸，2009年已增加至15.46億噸，15年內增加了近3倍，年均增長9.5%（參見表1），既低于同期全國總發電裝機容量年均10.34%的增長速度，也低于同期火電裝機容量10.27%的年均增速1。
我國電煤消費量占全部煤炭消費量的比重呈上升趨勢。20世紀90年代中期以來，我國電煤占全部煤炭消費比重基本呈上升趨勢。1994年，我國電煤占全部煤炭消費量比重為31.36%，此后逐年上升，到2002年已達49.54%。雖然此后3年，該比重有所下降，但從2006年開始又連續3年上升，2008年攀升至53.13%的最高點。2009年，電煤消費占比略有降低，但仍然高達51.2%。
電煤消費占比逐步提高，意味著電煤消費增速高于全部煤炭消費量增速。一方面，這意味著在我國能源終端消費中，電能的比重在提高，煤炭的比重在降低。進一步的，由于燃煤發電機組的熱利用效率通常高于居民或工業用戶的中小型燃煤鍋爐的熱利用效率，所以能源終端消費結構的變化在一定程度上提高了社會的整體能效。另一方面，電煤消費占比提高帶來了巨大的溫室氣體減排壓力。當前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，發電裝機容量在一段時期內仍將持續增加，因此電力工業節能工作顯得十分重要。
表1 我國煤炭消費總量與電煤消費量（1994~2009）
注：1994~2007年電煤消費量是指電力、煤氣及水生產和供應業煤炭消耗量；2008~2009年電煤消費量指電力和供熱煤炭消耗量。
資料來源：1994~2007年數據取自中國統計數據應用系統；2008~2009年煤炭消費總量數據取自國家統計局發布的《2009年國民經濟和社會發展統計公報》，電力和供熱煤炭消耗量數據取自中國電力企業聯合會發布的《2009年電力統計基本數據一覽表》。
圖2 我國電煤占全部煤炭消費比重（1994~2009）
二、我國電力工業節能進展與潛力
（一）電力工業節能進展
1．大力發展清潔能源，降低火電比重
火電尤其是煤電比例高，是我國電力工業能源消耗總量大、增速快的重要原因。在風電等清潔能源利用技術趨于成熟的條件下，近年來我國大力發展風電等清潔、可再生能源發電，降低煤電比重。
針對可再生能源發電存在上網難的問題，2007年7月，國家電監會發布了《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（國家電力監管委員會第25號令），編制了《關于貫徹落實〈電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法〉的工作方案》，對電網企業全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發電項目上網電量的情況實施監管，以促進可再生能源并網發電，規范電網企業全額收購可再生能源電量行為。
2007年9月4日，國家發展改革委公布了《可再生能源中長期發展規劃》，該規劃提出了可再生能源發展的指導思想、基本原則、發展目標、重點領域和保障措施等。為保證可再生能源發電價格和費用合理分攤調配，國家發展改革委商國家電監會制訂了《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》。2007年9月19日，國家發展改革委、國家電監會聯合下發了《關于2006年度可再生能源電價補貼和配額交易方案的通知》（發改價格［2007］2446號），要求電網企業認真落實2006年度可再生能源電價補貼和配額交易的實施方案。國家電監會各派出機構積極采取行動，督促電網企業限時結清可再生能源發電項目電費。
這些措施的實施產生了較好的效果。2006~2009年，我國并網風電裝機和發電量連續四年翻倍增長。2009年，全國并網風電裝機容量達1760萬千瓦，風電發電量276.15億kWh。生物質能、垃圾能、余熱余壓能等資源循環利用發電裝機比重也在逐漸加大。在非化石能源發電裝機容量占比不斷提高的情況下，我國火電裝機比重從2008年開始連續兩年下降。
2．實施上大壓小政策，調整火電結構
從煤炭消耗看，大型高效火力發電機組每千瓦時供電煤耗為290~340克，中小機組則達到380~500克，高出100~200克。因此，在火電裝機比重短期內無法大幅度降低的情況下，增加大型火電機組，減少小型火電機組，能較好地推進電力工業節能。
早在1999年5月，原國家計委就下發了《關于在常規火電項目審批中貫徹電源結構調整 實行“上大壓小”政策的通知》（計基礎[1999]538號），明確要求須在1999年底之前關停已退役的2.5萬千瓦及以下的凝汽式機組，2000年底前關停單機容量在5萬千瓦以下的中、低壓常規燃煤、燃油機組，2003年底前關停單機容量在5萬千瓦及以下的高壓常規燃煤、燃油機組。
出于節能減排、減輕環境保護壓力等方面的考慮，2007年1月國務院頒發了《國務院批轉發展改革委、能源辦<關于加快關停小火電機組若干意見>的通知》（國發[2007]2號）文件，要求“十一五”期間，在大電網覆蓋范圍內逐步關停單機容量5萬千瓦以下的常規火電機組，運行滿20年、單機10萬千瓦級以下的常規火電機組，按照設計壽命服役期滿、單機20萬千瓦以下的各類機組，供電標準煤耗高出2005年本省（區、市）平均水平10%或全國平均水平15%的各類燃煤機組，以及未達到環保排放標準的各類機組。
2008年初，國家發展改革委召開全國電力工業關停小火電機組工作會議，安排部署小火電機組關停工作。由于《國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知》（國發〔2007〕2號）對淘汰小火電工作的主要原則、職責分工、激勵辦法、保障措施等作出了明確的規定，具有較強的操作性，對小火電機組關停起到非常重要的作用。
截止2009年6月30日，全國已累計關停小火電機組7467臺，總容量達到5407萬kW。“上大壓小”政策實施后，新建火電機組單機容量基本上都達到30萬kW以上，火電結構得到較好優化。火電平均單機容量已從2001年的5.51萬千瓦/臺提高至2009年的10.31萬千瓦/臺，8年間提高了近1倍。
3．積極開展能效對標，推廣清潔生產
在我國發電領域，國有企業占主導地位。針對國有發電企業節能降耗的激勵相對較弱這一情況，為指導國有發電企業節能降耗和同業對標，2007年4月23日，國家發展改革委公布了《火電行業清潔生產評價指標體系（試行）》（國家發展改革委2007年第24號公告），以促進企業采取綜合措施，提高資源利用效率，從源頭和生產過程削減污染，實現節能減排。該評價體系根據清潔生產的原則要求和指標的可度量性分為定量評價和定性要求兩大部分，明確了火電行業清潔生產評價指標體系的適用范圍、體系結構、評價權重和基準值、考核評分計算方法等，為火電行業推行清潔生產提供技術指導。指標體系的一級指標包括：能源消耗指標、資源消耗指標、資源綜合利用指標、污染物排放指標；二級指標為反映火電企業清潔生產特點的、具有代表性的技術考核指標。
2007年9月17日，國家發展改革委發布了《關于印發重點耗能企業能效水平對標活動實施方案的通知》(發改環資[2007]2429號)（以下簡稱《實施方案》）。《實施方案》提出節能對標活動的開展要體現以政府為引導、行業協會為指導、企業為主體的原則。根據《實施方案》，成立了電力行業火電廠能效水平對標工作指導小組。受國家發展改革委委托，中國電力企業聯合會負責組織開展火電行業能效水平對標活動，制定了《火電企業能效水平活動對標工作方案》和《全國火電行業600MW級機組能效水平對標技術方案（試行）》，發布了2008年全國600MW級火電機組能效對標結果。
在這些政策措施的推動下，國有大型發電企業60萬千瓦及以上機組供電標準煤耗下降。2008年，華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團和中電投集團等五家中央直屬發電企業60萬千瓦及以上機組供電標準煤耗分別為322克/千瓦時、323克/千瓦時、324克/千瓦時、319克/千瓦時和331克/千瓦時，與2007年相比分別降低了6克/千瓦時、5克/千瓦時、3克/千瓦時、9克/千瓦時和-11克/千瓦時。
大型發電機組供電標準煤耗大幅下降，使國有發電企業平均供電標準煤耗近兩年加速下降（參見圖6）。華能集團的供電標準煤耗從2006年的345克/千瓦時，降低至2009年的328.11克/千瓦時，3年間降幅達16.79克/千瓦時；大唐集團的供電標準煤耗從2006年的350克/千瓦時，降低至2009年的328.41克/千瓦時，3年間下降20.59克/千瓦時；華電集團的供電標準煤耗從2006年的356克/千瓦時，降低至2009年的331.68克/千瓦時，3年間減少了23.31克/千瓦時；國電集團的供電標準煤耗從2006年的356克/千瓦時，降低至2009年的331.80克/千瓦時，3年間降低了24.2克/千瓦時，降幅居五大中央直屬發電集團之首；中電投集團的供電標準煤耗從2006年的363克/千瓦時，降低至2009年的343.23克/千瓦時，3年間降低了19.77克/千瓦時。
圖6 我國五大中央直屬發電集團供電標準煤耗（2006~2009年）
資料來源：2006~2008年數據取自國家電力監管委員會、國家發展和改革委員會、國家能源局、環境保護部聯合發布的《2007年電力企業節能減排情況通報》和《2008年電力企業節能減排情況通報》；2009年數據取自五大發電集團公司網站。
4．增加電力技術投資，實現技術節能
為提高電力工業能源利用效率，加大節能減排工作力度，國家能源局近年來進一步提高火電項目的準入門檻，引導企業加快技術進步，取得明顯成效。目前，我國60萬千瓦超臨界、百萬千瓦超超臨界燃煤火電技術裝備實現了國產化和批量發展。在成功突破60萬千瓦空冷技術的基礎上，2008年，國產百萬千瓦空冷項目在寧東煤電基地正式開工。目前我國已經掌握了30萬千瓦循環流化床鍋爐的設計、制造和運行技術，大幅提高了火電機組節能減排水平。
對于發電企業而言，對現有設備進行技術改造、加強管理，是電力企業提升機組效益、節能降耗的關鍵措施。例如，通過采用和改進監控和優化運行手段、狀態檢修技術，提高電廠的生產自動化水平和管理現代化水平；推廣機、電、爐一體化控制技術和廠級自動化系統；通過風粉監測、完善吹灰及在線經濟分析系統，做到及時進行運行調整；對10～30萬千瓦汽輪機組高、中、低壓缸流通部分進行節能技術改造；采用變頻調速等先進電機調整技術，降低廠用電2。
在電網企業中，國家電網公司從2008年開始全面推進“兩型三新”線路和“兩型一化”變電站建設3，改善無功配置，提高電網功率因數和輸送能力，減少電能損耗。南方電網公司積極優化配置電網結構，縮小供電半徑，減少跨區域交叉供電，加大低壓無功補償設備投運，淘汰損耗大的變壓器，加大高損耗配電變壓器的改造力度。此外，國家電網公司以提高電網輸送能力、降低電網輸電損耗為重點，推廣應用節能型非晶合金配電變壓器、10千伏單相供電方式，強制淘汰落后、低效、高耗設備，并大力加強技術改造，實現技術改造與基本建設、科技投入、檢修維護有機結合，提高輸電效率。
5．試行節能發電調度，鼓勵節約能源
2007年8月2日，國務院辦公廳下發《關于轉發發展改革委等部門節能發電調度辦法（試行）的通知》(國辦發[2007]53號)（以下簡稱《節能發電調度辦法（試行）》）。該辦法指出，要在保障電力可靠供應的前提下，按照節能、經濟的原則，優先調度可再生發電資源，最大限度地減少能源、資源消耗和污染物排放。按照《節能發電調度辦法（試行）》要求，電力行業積極開展節能調度相關技術研究，江蘇、河南、廣東、四川、貴州五省啟動試點工作，為全面實現節能發電調度做準備。
《節能發電調度辦法（試行）》出臺后，國家發展改革委會同國家電監會等有關部門研究起草了《節能發電調度辦法實施細則》；國家電監會會同國家發展改革委研究起草了《節能發電調度信息發布辦法》、《關于節能發電調度經濟補償辦法的指導意見》等配套文件。
國家電監會、國家發展改革委、環境保護部制定了《節能發電調度信息發布辦法（試行）》，明確了節能發電調度信息的內涵、節能發電調度信息發布的方式，對各發布主體發布節能調度信息的手段、時限、發布對象等進行了界定。
目前看來，節能發電調度在促進電力企業節能降耗方面發揮了積極作用。根據南方電網公司提供的數據，2008年南方電網范圍內火電按煤耗排序發電節約了121.2萬噸標準煤，同時吸納富余水電節能280萬噸標準煤，合計實現節能效益為401.2萬噸標準煤。2009年，該電網范圍內火電按煤耗排序發電節約了229.3萬噸標準煤，同時吸納富余水電節能107萬噸標準煤，合計實現節能效益為336.3萬噸標準煤。
（二）電力工業節能潛力
考慮到發電領域的節能重點與輸配電領域存在較大差異，因此估算我國電力工業節能潛力，一般將發電和輸配電分別處理。
1．電源
對于發電領域的節能而言，可從以下三個方面入手：一是新增發電裝機容量的能耗控制，二是淘汰高耗能的小型發電機組，三是對現有發電機組的技術改造。
先看新增發電裝機容量的能耗控制。以2020年我國發電裝機容量達到15億千瓦為基礎進行估算，從2011年到2020年，預計新增發電裝機容量5億千瓦左右。考慮到水電、核電及風電等非化石能源發電規劃，在此期間火電裝機容量約占3億千瓦。如果能控制我國新建火電項目為60萬千瓦及以上凝汽式機組和30萬千瓦級熱電聯產機組，結合此類機組目前的供電煤耗水平，并考慮技術進步因素，可以假定新建火力發電項目平均供電煤耗能達到290克/千瓦時。為計算出節能效果，進一步假設2011~2020年間，每年新增3000萬千瓦火電裝機，并且火電裝機年利用小時數為5000。于是，可以求得2011~2020年間新增發電裝機容量能效控制的預期節能效果為3750萬噸煤。
再看淘汰高耗能的小型發電機組。2009年我國電力行業提前完成“十一五”關停小火電的任務，小火電關停容量累計超過6000萬千瓦。但根據國家能源局電力司發布的數據，目前全國小火電機組容量仍然有7000多萬千瓦。假定2010年能實現國家能源局提出的再關停1000萬千瓦的任務，2011~2020年關停其余6000萬千瓦小火電機組，并且假定這些小火電機組都是5~10萬千瓦（不含）容量等級機組。根據中國電力企業聯合會對火電機組抽樣統計分析結果，2009年我國5~10萬千瓦（不含）容量等級機組供電煤耗高達383克/千瓦時。以符合新增容量的市場準入條件的機組來替代這部分裝機，則每千瓦供電煤耗降低83克同樣假設每年關停并替代小機組600萬千瓦，且替代裝機年利用小時數為5000，則可以求得2011~2020年間“上大壓小”淘汰落后產能的預期節能效果為1245萬噸煤。
最后看現有火電機組的節能改造。2009年我國30萬千瓦及以上機組占全部火電機組的比重為69.43%，達4.52億千瓦。在其余1.99億30萬千瓦以下火電機組中，減去7000萬在2020年前將被淘汰的小火電機組，尚余1.29億容量。在2020年前，對這部分裝機容量和部分服役年限較長的30萬千瓦及以上機組（假定為1億千瓦）進行節能技術改造后，預計能使單位供電煤耗減少10克。為簡化計劃，進一步假設每年進行節能技術改造的火電裝機容量為2290萬千瓦，機組年利用小時數為5000，則可求得2011~2020年間現有火電機組節能改造的節能效果為572.5萬噸煤。
綜合來看，2011~2020年間若能綜合利用新增發電裝機容量能效控制、淘汰高耗能落后小火電機組、以及現有火電機組節能技術改造等手段，我國電力工業的發電環節的節能潛力預計為5567.5萬噸煤。
2．電網
對輸配電領域的節能而言，主要有兩個途徑，即降低線路損失率，以及通過消納富余的可再生能源電能，提高可再生能源比例，減少火電消費量。
在降低線路損失率方面，要估算出潛力究竟有多大，關鍵是要選擇恰當的比較對象。考慮到輸配電網規模、電網技術和管理水平、以及長距離電能輸送量等方面的因素，可把美國作為參照系。多年來我國電網線損率比美國高1.2個百分點左右4。2009年，我國電網線損率已降至6.72%，已低于美國2002年的電網線損率（但高于其2003年的線損率）。2006年，美國電網的線損率為5.85%。考慮到線損率越低，進一步降低的難度越大這一因素，假定到2020年我國電網線損率能達到5.5%5。2009年我國供電量為32613.74億千瓦時，假定供電量每年以7%的速度增長，到2020年供電量達6865.48億千瓦時。在電網線損率等幅下降的情況下，2011~2020年因線損率下降而節約的電量預計達3059.60億千瓦時。按供電標準煤耗290克/千瓦時計算，相當于節煤8872.84萬噸。
在消納富余的可再生能源電能方面，針對我國東西部可再生能源資源和經濟發展交叉不平衡的狀況，大力推進西部地區的水電、風電和太陽能發電等可再生能源電能東送，能有效降低東部地區火電消費量，從而改善我國電力能源消耗狀況。估算電網消納富余的可再生能源電量究竟是多少，關鍵在于確定西部地區可再生能源富余量。在2020年我國總發電裝機容量達到15億千瓦，核電裝機容量占5%，且2011~2020年間新增火電裝機容量3億千瓦的前提下，水電、風電、太陽能發電等可再生能源裝機容量屆時約為4.5億千瓦。假定其中有3.5億千瓦可再生能源發電裝機容量分布在西部地區，在2011~2020年間每年投產3500萬千瓦可再生能源裝機，且其年利用小時數平均為4000。考慮到西部地區工業發展水平、人口密度和生活水平都相對較低，進一步假設該地區無法消納的可再生能源富余電量占其總發電量的50%，則2011~2020年我國電網因消納西部地區富余的可再生能源電能而減少的火電消費量預計達3500億千瓦時。按供電標準煤耗290克/千瓦時計算，相當于節煤10150萬噸。
綜合來看，2011~2020年間若能通過技術改造、加強管理等方式將電網線損率降低至5.5%，并且消納西部地區50%可再生能源富余電量，我國電力工業的輸配電環節的節能潛力高達19022.84萬噸煤。
三、當前我國電力工業節能工作面臨的困難
（一）受電力需求和一次能源稟賦約束，煤電比重難以大幅降低
盡管降低煤電裝機比重是促進我國電力工業的“最佳”途徑。但是電力裝機結構的調整必須根據資源稟賦特征，以能源供給安全和電力安全為前提。我國能源資源特點是富煤、缺油、少氣，儲采比分別是41年、11年、32年，均遠低于世界平均水平，其中煤炭是開采技術最成熟、儲采比最高的一次能源，因此，我國煤炭產量占一次能源總產量的比重超過70%，石油和天然氣產量較低，從而形成了以煤為主的電力裝機結構。我國火電（95%以上是煤電）裝機比重90年代初為75%，2006年甚至達到過77.57%，近三年新能源發展加快后比重略有下降，但是火電發電量所占比重一直保持在82%左右，2006年達到歷史最高值83.3%。過去的幾十年中，我們一直在致力于優化調整電源結構和煤電結構，降低煤電比例，提高高效機組比重，雖然使煤電的內涵發生了重大變化，但單從煤電比重上來說，成效不明顯。
考慮到發展水電面臨的資源制約和建設周期，以及風電等非水可再生能源發電的成本和電能質量等因素，短期內煤電仍將是保障我國電力需求的主力軍。而且，當前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，電力需求持續增長。在此前提下，電力工業中“保增長”會優先于“調結構”。
（二）電網基礎設施與電源的配套滯后，清潔能源發電發展受限
長期以來，我國電力投資中都存在重發輕供的現象，電網基礎設施建設滯后于電源發展。建國以來，我國電力工業投資累計6.2萬億元，其中電網投資2.34萬億元，占36.2％。進入新世紀后，電網投資力度不斷加大，2001年～2009年，電網累計投資1.8萬億元，電源累計投資2.2萬億元，電網投資占45%；其中，2009年電網投資3847億元，電源投資3711億元，電網投資占50.9％，電網投資首次超過電源投資，但與國際上電網與電源投資60%：40%的水平仍有差距，電源電網不協調的矛盾短期內依然突出。
加之2002年電力體制改革后，電力工業規劃弱化，電力規劃的權威性、科學性存在著一定欠缺。目前全國各地風電等非水可再生能源發電快速增長，而上網難問題已成為其發展的重要制約因素，其中暴露出的主要問題是規劃滯后和缺乏配套性政策。
（三）促進電力節能的市場化手段不足，對行政手段依賴性過高
近年來，我國電力工業節能取得了突出成就，供電標準煤耗提前兩年實現“十一五”末355克/千瓦時的目標，2009年進一步降低至340克/千瓦時；2009年線路損失率也已降至6.72%，與2005年7.21%的線損率相比，下降了近1個百分點，降幅高達14%。但是，也要看到這些年電力工業節能成效顯著，主要是因為國家發展和改革委員會、國家能源局、國家電力監管委員會、國家環保部等電力工業主管部門采用了“上大壓小”、提高準入門檻和限制審批等行政手段。發電權交易等市場化手段雖然也發揮了一定作用，但相比行政手段的效果而言其重要性要低不少。
究其實質，電力工業節能工作的市場化手段不足，電煤價格市場化程度不高和競爭性電力市場缺失是主要原因。一方面，目前電煤價格在相當程度上仍然無法體現市場供求關系，投入要素價格扭曲自然不能給發電企業節能降耗提供恰當的激勵。另一方面，在上網電價由政府管制的情況下，以國有企業為主的發電企業將其重點放在了做大規模的外延式擴張上，節能降耗這類內涵式發展方式并不受其青睞。
四、促進我國電力工業進一步節能的政策與措施
針對我國電力工業節能中存在的問題，應從電力供應和需求兩個方面入手，進一步加強節能降耗工作。從供應側來講，可以采取的對策一是優化電源結構，增加清潔能源發電的比重；二是加快技術進步，推進燃煤機組清潔、高效、節能發電；三是加強電網建設與改造，降低輸配電損耗；四是加強節能調度，深化電力市場建設。從需求側來講，可以采取的對策主要是加強需求側管理，引導用戶科學合理有序用電。
（一）優化電源結構，有序增加清潔能源的比重
長期以來，我國電源以火電為主，電煤消耗占全國煤炭消費量的一半左右。盡管我國煤炭資源相對豐富，但作為不可再生能源，其開發利用受到資源、運輸能力、環境等多方面的制約。而清潔能源，特別是可再生能源具有資源豐富、開發潛能大、環境負面影響小甚至無污染等諸多優點。因此，優化電源結構，加快發展清潔能源發電，有序開發水力、風力、太陽能等可再生能源是實現節能減排的重要保證。
一方面，應堅定不移地推進“上大壓小”政策的實施。“上大壓小”是促進電力行業結構調整和實現節能減排目標的重要手段之一，大容量超臨界和超超臨界機組的應用不僅可以促進發電的高效性，還有利于提高燃煤發電機組的節能環保水平。與同容量亞臨界火電機組的熱效率相比，在理論上采用超臨界機組參數可提高效率2%~2.5%，采用超超臨界機組參數可提高4%~5%。
另一方面，應加大對清潔能源，特別是可再生能源的扶持力度，有序增加清潔能源發電比重。作為化石燃料替代品的水力、風力、太陽能等均具有開發潛能，特別是我國的水資源蘊藏量居世界第一位，而且其開發利用技術已經成熟，是近期發展的主要對象。風力資源豐富，利用技術也基本成熟，可作為當前規模開發的一個重點。太陽能資源潛力巨大，一旦關鍵技術進一步取得突破，經濟性改善，就將得到廣泛應用。應加大太陽能發電技術與熱利用技術的開發與攻關力度，結合建筑節能，積極推廣太陽能熱水器產品。
（二）加快技術進步，推進燃煤機組清潔高效節能發電
我國“富煤、缺氣、少油”的能源資源稟賦，決定了我國電力工業必將長期以煤電為主，火電行業未來10年能否降低能耗將直接影響全國節能目標的實現。因此，通過技術進步，不斷提高火電機組參數和容量等級，減少電力生產過程中的自身能源消耗與污染物的排放，提高機組的可靠性和技術經濟水平，有利于節能減排工作的順利開展。
當前得到廣泛應用的煤炭直接燃燒發電技術主要有超臨界、超超臨界、亞臨界、循環流化床燃燒發電等幾種，對污染物采取安裝脫硫、除塵及脫硝等設施實現達標排放。在提高發電效率方面，采用超臨界和超超臨界技術是煤炭直接燃燒發電的主要選擇，今后的發展方向是研發新型的耐高溫材料，逐步提高主蒸汽的壓力和溫度等級，進而提高發電效率，降低供電煤耗。因此，在發電環節通過火電廠設備熱力系統設計優化和系統保溫設計與改造，提高鍋爐燃燒和傳熱效率，給水泵、循環水泵和凝結水泵等動力系統節能，以實現火力發電過程的節能降耗。
（三）加強電網建設與改造，降低輸配電損耗
電力工業是大量消耗能源的產業，發電廠用電和供電線損率約占全社會用電量的14%，因此采用柔性交流輸電技術和新型直流輸電等新技術和應用節能電力變壓器等手段，加強電網建設與改造，逐步構建合理的網架結構，提高電網的自動化水平，并以此為基礎開展和推進節能調度，以降低電力傳輸中的電能損耗，并最大限度地利用清潔能源和可再生能源發電，無疑對電力工業節能減排具有重要的意義。
發電廠生產的電力要經過很長的輸配電線路才能到達終端用戶，其中還要經過升壓、降壓和配電變壓器，在這個過程中會因線路和變壓器的電阻產生熱損耗，一般稱為線損。我國線損率與國際先進水平相比還有較大差距，輸電和配電過程中節能潛力巨大。通過建立相應的激勵機制，鼓勵電網企業進行技術改造和科學調度來降低線損，并且建立嚴格的監管措施予以保障。
（四）推廣節能調度，深化電力市場建設
目前，我國可再生能源等清潔能源發電比例比較低，因此在調度運行上，采用優化調度，使全系統的機組運行在綜合能源轉換效率最高的狀態，保障和最大限度地利用清潔能源上網發電，對電力工業節能減排具有重要的意義。
推廣節能調度，一要充分利用電網平臺，加強水火互濟和省間互補，優先安排可再生能源、水電機組發電；二要優化水庫調度及機組運行方式，最大限度地減少棄水，提高水能利用率；三要優先安排清潔、高效機組和資源綜合利用效率較高的機組上網，限制能耗高、污染重的低效機組發電；四要完善發電權交易制度，逐年削減小火電機組發電上網小時數；五要研究有利于節能減排的市場定價機制。
（五）加強電力需求側管理，引導用戶科學合理有序用電
提高電能終端使用效率、節約用電是節能減排的根本，電力需求側管理是用電環節節能減排的有效手段。從本質上說電力需求側管理就是引導電力用戶優化用電方式，提高終端用電效率，優化資源配置，改善和保護環境，實現最小成本電力服務，其中一個典型應用就是通過實施峰谷分時電價、季節性電價、可中斷電價等電價政策，引導用戶盡可能在低谷時段用電，合理避開高峰時段用電。
要引導電力企業和用戶要繼續提高對需求側管理工作的認識，采用行政、經濟、技術等手段引導和鼓勵用戶合理用電、節約用電，尤其要加強迎峰度夏期間空調負荷用電情況的調查和管理。
注釋：
1、這在一定程度上表明，1994年以來我國電力工業能源利用效率有較大幅度的提高。
2、例如，廣東省粵電集團公司針對其早期投產、效率低下的機組進行技術改造，提高了機組效率，降低了發電煤耗。該公司下屬黃埔電廠完成的#6爐空預器密封系統改造，使以前30%左右的漏風率降低至7%以下，發電煤耗因此大約下降3%；連州、梅縣電廠對135MW循環流化鍋爐冷渣器進行改造，提高了渣余熱回收利用率，大幅降低熱耗，與改造前相比，每天可減少2.8萬kWh的廠用電量。
3、“兩型三新”線路是指資源節約型、環境友好型，采用新技術、新材料、新工藝的輸電線路；“兩型一化”變電站是指資源節約型、環境友好型和工業化的變電站。
4、參見電監會研究室課題組：《中美兩國電力工業的比較》，2008年。
5、另一方面，以2000~2009年間我國電網線損率年均下降速度外推至2020年，得到的線損率5.5%非常接近。
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電力工業能效及節能問題研究 （研究單位：中國社科院財貿所） 電力是國家的能源基礎產業，火電企業作為清潔能源的制造者，同時又是煤炭的主要消費者。我國發電裝機構成中，火電占比高，每年消費的煤炭約占全國煤炭消費總量的一半。電力工業已成為我國節能減排的重點領域。本章先介紹我國電力工業發展及其能耗狀況，然后概述近年來我國電力工業主要節能措施、說明其成效、分析其節能潛力，最后針對我國電力工業節能工作面臨的主要困難，提出促進電力工業進一步節能的政策建議。 一、我國電力工業能耗狀況 我國電力工業能源消耗總量持續增加。多年來，隨著我國經濟持續快速增長，電力生產和消費量不斷提高，在此過程中，由于我國發電裝機容量中火電比重一直較高，因此電力工業消耗的化石能源總量持續增加。以電煤消耗為例，1994年，我國電煤消費量為4.03億噸，2009年已增加至15.46億噸，15年內增加了近3倍，年均增長9.5%（參見表1），既低于同期全國總發電裝機容量年均10.34%的增長速度，也低于同期火電裝機容量10.27%的年均增速1。 我國電煤消費量占全部煤炭消費量的比重呈上升趨勢。20世紀90年代中期以來，我國電煤占全部煤炭消費比重基本呈上升趨勢。1994年，我國電煤占全部煤炭消費量比重為31.36%，此后逐年上升，到2002年已達49.54%。雖然此后3年，該比重有所下降，但從2006年開始又連續3年上升，2008年攀升至53.13%的最高點。2009年，電煤消費占比略有降低，但仍然高達51.2%。 電煤消費占比逐步提高，意味著電煤消費增速高于全部煤炭消費量增速。一方面，這意味著在我國能源終端消費中，電能的比重在提高，煤炭的比重在降低。進一步的，由于燃煤發電機組的熱利用效率通常高于居民或工業用戶的中小型燃煤鍋爐的熱利用效率，所以能源終端消費結構的變化在一定程度上提高了社會的整體能效。另一方面，電煤消費占比提高帶來了巨大的溫室氣體減排壓力。當前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，發電裝機容量在一段時期內仍將持續增加，因此電力工業節能工作顯得十分重要。 表1 我國煤炭消費總量與電煤消費量（1994~2009）
注：1994~2007年電煤消費量是指電力、煤氣及水生產和供應業煤炭消耗量；2008~2009年電煤消費量指電力和供熱煤炭消耗量。 資料來源：1994~2007年數據取自中國統計數據應用系統；2008~2009年煤炭消費總量數據取自國家統計局發布的《2009年國民經濟和社會發展統計公報》，電力和供熱煤炭消耗量數據取自中國電力企業聯合會發布的《2009年電力統計基本數據一覽表》。
圖2 我國電煤占全部煤炭消費比重（1994~2009） 二、我國電力工業節能進展與潛力 （一）電力工業節能進展 1．大力發展清潔能源，降低火電比重 火電尤其是煤電比例高，是我國電力工業能源消耗總量大、增速快的重要原因。在風電等清潔能源利用技術趨于成熟的條件下，近年來我國大力發展風電等清潔、可再生能源發電，降低煤電比重。 針對可再生能源發電存在上網難的問題，2007年7月，國家電監會發布了《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（國家電力監管委員會第25號令），編制了《關于貫徹落實〈電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法〉的工作方案》，對電網企業全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發電項目上網電量的情況實施監管，以促進可再生能源并網發電，規范電網企業全額收購可再生能源電量行為。 2007年9月4日，國家發展改革委公布了《可再生能源中長期發展規劃》，該規劃提出了可再生能源發展的指導思想、基本原則、發展目標、重點領域和保障措施等。為保證可再生能源發電價格和費用合理分攤調配，國家發展改革委商國家電監會制訂了《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》。2007年9月19日，國家發展改革委、國家電監會聯合下發了《關于2006年度可再生能源電價補貼和配額交易方案的通知》（發改價格［2007］2446號），要求電網企業認真落實2006年度可再生能源電價補貼和配額交易的實施方案。國家電監會各派出機構積極采取行動，督促電網企業限時結清可再生能源發電項目電費。 這些措施的實施產生了較好的效果。2006~2009年，我國并網風電裝機和發電量連續四年翻倍增長。2009年，全國并網風電裝機容量達1760萬千瓦，風電發電量276.15億kWh。生物質能、垃圾能、余熱余壓能等資源循環利用發電裝機比重也在逐漸加大。在非化石能源發電裝機容量占比不斷提高的情況下，我國火電裝機比重從2008年開始連續兩年下降。 2．實施上大壓小政策，調整火電結構 從煤炭消耗看，大型高效火力發電機組每千瓦時供電煤耗為290~340克，中小機組則達到380~500克，高出100~200克。因此，在火電裝機比重短期內無法大幅度降低的情況下，增加大型火電機組，減少小型火電機組，能較好地推進電力工業節能。 早在1999年5月，原國家計委就下發了《關于在常規火電項目審批中貫徹電源結構調整 實行“上大壓小”政策的通知》（計基礎[1999]538號），明確要求須在1999年底之前關停已退役的2.5萬千瓦及以下的凝汽式機組，2000年底前關停單機容量在5萬千瓦以下的中、低壓常規燃煤、燃油機組，2003年底前關停單機容量在5萬千瓦及以下的高壓常規燃煤、燃油機組。 出于節能減排、減輕環境保護壓力等方面的考慮，2007年1月國務院頒發了《國務院批轉發展改革委、能源辦<關于加快關停小火電機組若干意見>的通知》（國發[2007]2號）文件，要求“十一五”期間，在大電網覆蓋范圍內逐步關停單機容量5萬千瓦以下的常規火電機組，運行滿20年、單機10萬千瓦級以下的常規火電機組，按照設計壽命服役期滿、單機20萬千瓦以下的各類機組，供電標準煤耗高出2005年本省（區、市）平均水平10%或全國平均水平15%的各類燃煤機組，以及未達到環保排放標準的各類機組。 2008年初，國家發展改革委召開全國電力工業關停小火電機組工作會議，安排部署小火電機組關停工作。由于《國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知》（國發〔2007〕2號）對淘汰小火電工作的主要原則、職責分工、激勵辦法、保障措施等作出了明確的規定，具有較強的操作性，對小火電機組關停起到非常重要的作用。 截止2009年6月30日，全國已累計關停小火電機組7467臺，總容量達到5407萬kW。“上大壓小”政策實施后，新建火電機組單機容量基本上都達到30萬kW以上，火電結構得到較好優化。火電平均單機容量已從2001年的5.51萬千瓦/臺提高至2009年的10.31萬千瓦/臺，8年間提高了近1倍。 3．積極開展能效對標，推廣清潔生產 在我國發電領域，國有企業占主導地位。針對國有發電企業節能降耗的激勵相對較弱這一情況，為指導國有發電企業節能降耗和同業對標，2007年4月23日，國家發展改革委公布了《火電行業清潔生產評價指標體系（試行）》（國家發展改革委2007年第24號公告），以促進企業采取綜合措施，提高資源利用效率，從源頭和生產過程削減污染，實現節能減排。該評價體系根據清潔生產的原則要求和指標的可度量性分為定量評價和定性要求兩大部分，明確了火電行業清潔生產評價指標體系的適用范圍、體系結構、評價權重和基準值、考核評分計算方法等，為火電行業推行清潔生產提供技術指導。指標體系的一級指標包括：能源消耗指標、資源消耗指標、資源綜合利用指標、污染物排放指標；二級指標為反映火電企業清潔生產特點的、具有代表性的技術考核指標。 2007年9月17日，國家發展改革委發布了《關于印發重點耗能企業能效水平對標活動實施方案的通知》(發改環資[2007]2429號)（以下簡稱《實施方案》）。《實施方案》提出節能對標活動的開展要體現以政府為引導、行業協會為指導、企業為主體的原則。根據《實施方案》，成立了電力行業火電廠能效水平對標工作指導小組。受國家發展改革委委托，中國電力企業聯合會負責組織開展火電行業能效水平對標活動，制定了《火電企業能效水平活動對標工作方案》和《全國火電行業600MW級機組能效水平對標技術方案（試行）》，發布了2008年全國600MW級火電機組能效對標結果。 在這些政策措施的推動下，國有大型發電企業60萬千瓦及以上機組供電標準煤耗下降。2008年，華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團和中電投集團等五家中央直屬發電企業60萬千瓦及以上機組供電標準煤耗分別為322克/千瓦時、323克/千瓦時、324克/千瓦時、319克/千瓦時和331克/千瓦時，與2007年相比分別降低了6克/千瓦時、5克/千瓦時、3克/千瓦時、9克/千瓦時和-11克/千瓦時。 大型發電機組供電標準煤耗大幅下降，使國有發電企業平均供電標準煤耗近兩年加速下降（參見圖6）。華能集團的供電標準煤耗從2006年的345克/千瓦時，降低至2009年的328.11克/千瓦時，3年間降幅達16.79克/千瓦時；大唐集團的供電標準煤耗從2006年的350克/千瓦時，降低至2009年的328.41克/千瓦時，3年間下降20.59克/千瓦時；華電集團的供電標準煤耗從2006年的356克/千瓦時，降低至2009年的331.68克/千瓦時，3年間減少了23.31克/千瓦時；國電集團的供電標準煤耗從2006年的356克/千瓦時，降低至2009年的331.80克/千瓦時，3年間降低了24.2克/千瓦時，降幅居五大中央直屬發電集團之首；中電投集團的供電標準煤耗從2006年的363克/千瓦時，降低至2009年的343.23克/千瓦時，3年間降低了19.77克/千瓦時。
圖6 我國五大中央直屬發電集團供電標準煤耗（2006~2009年） 資料來源：2006~2008年數據取自國家電力監管委員會、國家發展和改革委員會、國家能源局、環境保護部聯合發布的《2007年電力企業節能減排情況通報》和《2008年電力企業節能減排情況通報》；2009年數據取自五大發電集團公司網站。 4．增加電力技術投資，實現技術節能 為提高電力工業能源利用效率，加大節能減排工作力度，國家能源局近年來進一步提高火電項目的準入門檻，引導企業加快技術進步，取得明顯成效。目前，我國60萬千瓦超臨界、百萬千瓦超超臨界燃煤火電技術裝備實現了國產化和批量發展。在成功突破60萬千瓦空冷技術的基礎上，2008年，國產百萬千瓦空冷項目在寧東煤電基地正式開工。目前我國已經掌握了30萬千瓦循環流化床鍋爐的設計、制造和運行技術，大幅提高了火電機組節能減排水平。 對于發電企業而言，對現有設備進行技術改造、加強管理，是電力企業提升機組效益、節能降耗的關鍵措施。例如，通過采用和改進監控和優化運行手段、狀態檢修技術，提高電廠的生產自動化水平和管理現代化水平；推廣機、電、爐一體化控制技術和廠級自動化系統；通過風粉監測、完善吹灰及在線經濟分析系統，做到及時進行運行調整；對10～30萬千瓦汽輪機組高、中、低壓缸流通部分進行節能技術改造；采用變頻調速等先進電機調整技術，降低廠用電2。 在電網企業中，國家電網公司從2008年開始全面推進“兩型三新”線路和“兩型一化”變電站建設3，改善無功配置，提高電網功率因數和輸送能力，減少電能損耗。南方電網公司積極優化配置電網結構，縮小供電半徑，減少跨區域交叉供電，加大低壓無功補償設備投運，淘汰損耗大的變壓器，加大高損耗配電變壓器的改造力度。此外，國家電網公司以提高電網輸送能力、降低電網輸電損耗為重點，推廣應用節能型非晶合金配電變壓器、10千伏單相供電方式，強制淘汰落后、低效、高耗設備，并大力加強技術改造，實現技術改造與基本建設、科技投入、檢修維護有機結合，提高輸電效率。 5．試行節能發電調度，鼓勵節約能源 2007年8月2日，國務院辦公廳下發《關于轉發發展改革委等部門節能發電調度辦法（試行）的通知》(國辦發[2007]53號)（以下簡稱《節能發電調度辦法（試行）》）。該辦法指出，要在保障電力可靠供應的前提下，按照節能、經濟的原則，優先調度可再生發電資源，最大限度地減少能源、資源消耗和污染物排放。按照《節能發電調度辦法（試行）》要求，電力行業積極開展節能調度相關技術研究，江蘇、河南、廣東、四川、貴州五省啟動試點工作，為全面實現節能發電調度做準備。 《節能發電調度辦法（試行）》出臺后，國家發展改革委會同國家電監會等有關部門研究起草了《節能發電調度辦法實施細則》；國家電監會會同國家發展改革委研究起草了《節能發電調度信息發布辦法》、《關于節能發電調度經濟補償辦法的指導意見》等配套文件。 國家電監會、國家發展改革委、環境保護部制定了《節能發電調度信息發布辦法（試行）》，明確了節能發電調度信息的內涵、節能發電調度信息發布的方式，對各發布主體發布節能調度信息的手段、時限、發布對象等進行了界定。 目前看來，節能發電調度在促進電力企業節能降耗方面發揮了積極作用。根據南方電網公司提供的數據，2008年南方電網范圍內火電按煤耗排序發電節約了121.2萬噸標準煤，同時吸納富余水電節能280萬噸標準煤，合計實現節能效益為401.2萬噸標準煤。2009年，該電網范圍內火電按煤耗排序發電節約了229.3萬噸標準煤，同時吸納富余水電節能107萬噸標準煤，合計實現節能效益為336.3萬噸標準煤。 （二）電力工業節能潛力 考慮到發電領域的節能重點與輸配電領域存在較大差異，因此估算我國電力工業節能潛力，一般將發電和輸配電分別處理。 1．電源 對于發電領域的節能而言，可從以下三個方面入手：一是新增發電裝機容量的能耗控制，二是淘汰高耗能的小型發電機組，三是對現有發電機組的技術改造。 先看新增發電裝機容量的能耗控制。以2020年我國發電裝機容量達到15億千瓦為基礎進行估算，從2011年到2020年，預計新增發電裝機容量5億千瓦左右。考慮到水電、核電及風電等非化石能源發電規劃，在此期間火電裝機容量約占3億千瓦。如果能控制我國新建火電項目為60萬千瓦及以上凝汽式機組和30萬千瓦級熱電聯產機組，結合此類機組目前的供電煤耗水平，并考慮技術進步因素，可以假定新建火力發電項目平均供電煤耗能達到290克/千瓦時。為計算出節能效果，進一步假設2011~2020年間，每年新增3000萬千瓦火電裝機，并且火電裝機年利用小時數為5000。于是，可以求得2011~2020年間新增發電裝機容量能效控制的預期節能效果為3750萬噸煤。 再看淘汰高耗能的小型發電機組。2009年我國電力行業提前完成“十一五”關停小火電的任務，小火電關停容量累計超過6000萬千瓦。但根據國家能源局電力司發布的數據，目前全國小火電機組容量仍然有7000多萬千瓦。假定2010年能實現國家能源局提出的再關停1000萬千瓦的任務，2011~2020年關停其余6000萬千瓦小火電機組，并且假定這些小火電機組都是5~10萬千瓦（不含）容量等級機組。根據中國電力企業聯合會對火電機組抽樣統計分析結果，2009年我國5~10萬千瓦（不含）容量等級機組供電煤耗高達383克/千瓦時。以符合新增容量的市場準入條件的機組來替代這部分裝機，則每千瓦供電煤耗降低83克同樣假設每年關停并替代小機組600萬千瓦，且替代裝機年利用小時數為5000，則可以求得2011~2020年間“上大壓小”淘汰落后產能的預期節能效果為1245萬噸煤。 最后看現有火電機組的節能改造。2009年我國30萬千瓦及以上機組占全部火電機組的比重為69.43%，達4.52億千瓦。在其余1.99億30萬千瓦以下火電機組中，減去7000萬在2020年前將被淘汰的小火電機組，尚余1.29億容量。在2020年前，對這部分裝機容量和部分服役年限較長的30萬千瓦及以上機組（假定為1億千瓦）進行節能技術改造后，預計能使單位供電煤耗減少10克。為簡化計劃，進一步假設每年進行節能技術改造的火電裝機容量為2290萬千瓦，機組年利用小時數為5000，則可求得2011~2020年間現有火電機組節能改造的節能效果為572.5萬噸煤。 綜合來看，2011~2020年間若能綜合利用新增發電裝機容量能效控制、淘汰高耗能落后小火電機組、以及現有火電機組節能技術改造等手段，我國電力工業的發電環節的節能潛力預計為5567.5萬噸煤。 2．電網 對輸配電領域的節能而言，主要有兩個途徑，即降低線路損失率，以及通過消納富余的可再生能源電能，提高可再生能源比例，減少火電消費量。 在降低線路損失率方面，要估算出潛力究竟有多大，關鍵是要選擇恰當的比較對象。考慮到輸配電網規模、電網技術和管理水平、以及長距離電能輸送量等方面的因素，可把美國作為參照系。多年來我國電網線損率比美國高1.2個百分點左右4。2009年，我國電網線損率已降至6.72%，已低于美國2002年的電網線損率（但高于其2003年的線損率）。2006年，美國電網的線損率為5.85%。考慮到線損率越低，進一步降低的難度越大這一因素，假定到2020年我國電網線損率能達到5.5%5。2009年我國供電量為32613.74億千瓦時，假定供電量每年以7%的速度增長，到2020年供電量達6865.48億千瓦時。在電網線損率等幅下降的情況下，2011~2020年因線損率下降而節約的電量預計達3059.60億千瓦時。按供電標準煤耗290克/千瓦時計算，相當于節煤8872.84萬噸。 在消納富余的可再生能源電能方面，針對我國東西部可再生能源資源和經濟發展交叉不平衡的狀況，大力推進西部地區的水電、風電和太陽能發電等可再生能源電能東送，能有效降低東部地區火電消費量，從而改善我國電力能源消耗狀況。估算電網消納富余的可再生能源電量究竟是多少，關鍵在于確定西部地區可再生能源富余量。在2020年我國總發電裝機容量達到15億千瓦，核電裝機容量占5%，且2011~2020年間新增火電裝機容量3億千瓦的前提下，水電、風電、太陽能發電等可再生能源裝機容量屆時約為4.5億千瓦。假定其中有3.5億千瓦可再生能源發電裝機容量分布在西部地區，在2011~2020年間每年投產3500萬千瓦可再生能源裝機，且其年利用小時數平均為4000。考慮到西部地區工業發展水平、人口密度和生活水平都相對較低，進一步假設該地區無法消納的可再生能源富余電量占其總發電量的50%，則2011~2020年我國電網因消納西部地區富余的可再生能源電能而減少的火電消費量預計達3500億千瓦時。按供電標準煤耗290克/千瓦時計算，相當于節煤10150萬噸。 綜合來看，2011~2020年間若能通過技術改造、加強管理等方式將電網線損率降低至5.5%，并且消納西部地區50%可再生能源富余電量，我國電力工業的輸配電環節的節能潛力高達19022.84萬噸煤。 三、當前我國電力工業節能工作面臨的困難 （一）受電力需求和一次能源稟賦約束，煤電比重難以大幅降低 盡管降低煤電裝機比重是促進我國電力工業的“最佳”途徑。但是電力裝機結構的調整必須根據資源稟賦特征，以能源供給安全和電力安全為前提。我國能源資源特點是富煤、缺油、少氣，儲采比分別是41年、11年、32年，均遠低于世界平均水平，其中煤炭是開采技術最成熟、儲采比最高的一次能源，因此，我國煤炭產量占一次能源總產量的比重超過70%，石油和天然氣產量較低，從而形成了以煤為主的電力裝機結構。我國火電（95%以上是煤電）裝機比重90年代初為75%，2006年甚至達到過77.57%，近三年新能源發展加快后比重略有下降，但是火電發電量所占比重一直保持在82%左右，2006年達到歷史最高值83.3%。過去的幾十年中，我們一直在致力于優化調整電源結構和煤電結構，降低煤電比例，提高高效機組比重，雖然使煤電的內涵發生了重大變化，但單從煤電比重上來說，成效不明顯。 考慮到發展水電面臨的資源制約和建設周期，以及風電等非水可再生能源發電的成本和電能質量等因素，短期內煤電仍將是保障我國電力需求的主力軍。而且，當前我國正處于工業化、城鎮化加速發展階段，電力需求持續增長。在此前提下，電力工業中“保增長”會優先于“調結構”。 （二）電網基礎設施與電源的配套滯后，清潔能源發電發展受限 長期以來，我國電力投資中都存在重發輕供的現象，電網基礎設施建設滯后于電源發展。建國以來，我國電力工業投資累計6.2萬億元，其中電網投資2.34萬億元，占36.2％。進入新世紀后，電網投資力度不斷加大，2001年～2009年，電網累計投資1.8萬億元，電源累計投資2.2萬億元，電網投資占45%；其中，2009年電網投資3847億元，電源投資3711億元，電網投資占50.9％，電網投資首次超過電源投資，但與國際上電網與電源投資60%：40%的水平仍有差距，電源電網不協調的矛盾短期內依然突出。 加之2002年電力體制改革后，電力工業規劃弱化，電力規劃的權威性、科學性存在著一定欠缺。目前全國各地風電等非水可再生能源發電快速增長，而上網難問題已成為其發展的重要制約因素，其中暴露出的主要問題是規劃滯后和缺乏配套性政策。 （三）促進電力節能的市場化手段不足，對行政手段依賴性過高 近年來，我國電力工業節能取得了突出成就，供電標準煤耗提前兩年實現“十一五”末355克/千瓦時的目標，2009年進一步降低至340克/千瓦時；2009年線路損失率也已降至6.72%，與2005年7.21%的線損率相比，下降了近1個百分點，降幅高達14%。但是，也要看到這些年電力工業節能成效顯著，主要是因為國家發展和改革委員會、國家能源局、國家電力監管委員會、國家環保部等電力工業主管部門采用了“上大壓小”、提高準入門檻和限制審批等行政手段。發電權交易等市場化手段雖然也發揮了一定作用，但相比行政手段的效果而言其重要性要低不少。 究其實質，電力工業節能工作的市場化手段不足，電煤價格市場化程度不高和競爭性電力市場缺失是主要原因。一方面，目前電煤價格在相當程度上仍然無法體現市場供求關系，投入要素價格扭曲自然不能給發電企業節能降耗提供恰當的激勵。另一方面，在上網電價由政府管制的情況下，以國有企業為主的發電企業將其重點放在了做大規模的外延式擴張上，節能降耗這類內涵式發展方式并不受其青睞。 四、促進我國電力工業進一步節能的政策與措施 針對我國電力工業節能中存在的問題，應從電力供應和需求兩個方面入手，進一步加強節能降耗工作。從供應側來講，可以采取的對策一是優化電源結構，增加清潔能源發電的比重；二是加快技術進步，推進燃煤機組清潔、高效、節能發電；三是加強電網建設與改造，降低輸配電損耗；四是加強節能調度，深化電力市場建設。從需求側來講，可以采取的對策主要是加強需求側管理，引導用戶科學合理有序用電。 （一）優化電源結構，有序增加清潔能源的比重 長期以來，我國電源以火電為主，電煤消耗占全國煤炭消費量的一半左右。盡管我國煤炭資源相對豐富，但作為不可再生能源，其開發利用受到資源、運輸能力、環境等多方面的制約。而清潔能源，特別是可再生能源具有資源豐富、開發潛能大、環境負面影響小甚至無污染等諸多優點。因此，優化電源結構，加快發展清潔能源發電，有序開發水力、風力、太陽能等可再生能源是實現節能減排的重要保證。 一方面，應堅定不移地推進“上大壓小”政策的實施。“上大壓小”是促進電力行業結構調整和實現節能減排目標的重要手段之一，大容量超臨界和超超臨界機組的應用不僅可以促進發電的高效性，還有利于提高燃煤發電機組的節能環保水平。與同容量亞臨界火電機組的熱效率相比，在理論上采用超臨界機組參數可提高效率2%~2.5%，采用超超臨界機組參數可提高4%~5%。 另一方面，應加大對清潔能源，特別是可再生能源的扶持力度，有序增加清潔能源發電比重。作為化石燃料替代品的水力、風力、太陽能等均具有開發潛能，特別是我國的水資源蘊藏量居世界第一位，而且其開發利用技術已經成熟，是近期發展的主要對象。風力資源豐富，利用技術也基本成熟，可作為當前規模開發的一個重點。太陽能資源潛力巨大，一旦關鍵技術進一步取得突破，經濟性改善，就將得到廣泛應用。應加大太陽能發電技術與熱利用技術的開發與攻關力度，結合建筑節能，積極推廣太陽能熱水器產品。 （二）加快技術進步，推進燃煤機組清潔高效節能發電 我國“富煤、缺氣、少油”的能源資源稟賦，決定了我國電力工業必將長期以煤電為主，火電行業未來10年能否降低能耗將直接影響全國節能目標的實現。因此，通過技術進步，不斷提高火電機組參數和容量等級，減少電力生產過程中的自身能源消耗與污染物的排放，提高機組的可靠性和技術經濟水平，有利于節能減排工作的順利開展。 當前得到廣泛應用的煤炭直接燃燒發電技術主要有超臨界、超超臨界、亞臨界、循環流化床燃燒發電等幾種，對污染物采取安裝脫硫、除塵及脫硝等設施實現達標排放。在提高發電效率方面，采用超臨界和超超臨界技術是煤炭直接燃燒發電的主要選擇，今后的發展方向是研發新型的耐高溫材料，逐步提高主蒸汽的壓力和溫度等級，進而提高發電效率，降低供電煤耗。因此，在發電環節通過火電廠設備熱力系統設計優化和系統保溫設計與改造，提高鍋爐燃燒和傳熱效率，給水泵、循環水泵和凝結水泵等動力系統節能，以實現火力發電過程的節能降耗。 （三）加強電網建設與改造，降低輸配電損耗 電力工業是大量消耗能源的產業，發電廠用電和供電線損率約占全社會用電量的14%，因此采用柔性交流輸電技術和新型直流輸電等新技術和應用節能電力變壓器等手段，加強電網建設與改造，逐步構建合理的網架結構，提高電網的自動化水平，并以此為基礎開展和推進節能調度，以降低電力傳輸中的電能損耗，并最大限度地利用清潔能源和可再生能源發電，無疑對電力工業節能減排具有重要的意義。 發電廠生產的電力要經過很長的輸配電線路才能到達終端用戶，其中還要經過升壓、降壓和配電變壓器，在這個過程中會因線路和變壓器的電阻產生熱損耗，一般稱為線損。我國線損率與國際先進水平相比還有較大差距，輸電和配電過程中節能潛力巨大。通過建立相應的激勵機制，鼓勵電網企業進行技術改造和科學調度來降低線損，并且建立嚴格的監管措施予以保障。 （四）推廣節能調度，深化電力市場建設 目前，我國可再生能源等清潔能源發電比例比較低，因此在調度運行上，采用優化調度，使全系統的機組運行在綜合能源轉換效率最高的狀態，保障和最大限度地利用清潔能源上網發電，對電力工業節能減排具有重要的意義。 推廣節能調度，一要充分利用電網平臺，加強水火互濟和省間互補，優先安排可再生能源、水電機組發電；二要優化水庫調度及機組運行方式，最大限度地減少棄水，提高水能利用率；三要優先安排清潔、高效機組和資源綜合利用效率較高的機組上網，限制能耗高、污染重的低效機組發電；四要完善發電權交易制度，逐年削減小火電機組發電上網小時數；五要研究有利于節能減排的市場定價機制。 （五）加強電力需求側管理，引導用戶科學合理有序用電 提高電能終端使用效率、節約用電是節能減排的根本，電力需求側管理是用電環節節能減排的有效手段。從本質上說電力需求側管理就是引導電力用戶優化用電方式，提高終端用電效率，優化資源配置，改善和保護環境，實現最小成本電力服務，其中一個典型應用就是通過實施峰谷分時電價、季節性電價、可中斷電價等電價政策，引導用戶盡可能在低谷時段用電，合理避開高峰時段用電。 要引導電力企業和用戶要繼續提高對需求側管理工作的認識，采用行政、經濟、技術等手段引導和鼓勵用戶合理用電、節約用電，尤其要加強迎峰度夏期間空調負荷用電情況的調查和管理。 注釋： 1、這在一定程度上表明，1994年以來我國電力工業能源利用效率有較大幅度的提高。 2、例如，廣東省粵電集團公司針對其早期投產、效率低下的機組進行技術改造，提高了機組效率，降低了發電煤耗。該公司下屬黃埔電廠完成的#6爐空預器密封系統改造，使以前30%左右的漏風率降低至7%以下，發電煤耗因此大約下降3%；連州、梅縣電廠對135MW循環流化鍋爐冷渣器進行改造，提高了渣余熱回收利用率，大幅降低熱耗，與改造前相比，每天可減少2.8萬kWh的廠用電量。 3、“兩型三新”線路是指資源節約型、環境友好型，采用新技術、新材料、新工藝的輸電線路；“兩型一化”變電站是指資源節約型、環境友好型和工業化的變電站。 4、參見電監會研究室課題組：《中美兩國電力工業的比較》，2008年。 5、另一方面，以2000~2009年間我國電網線損率年均下降速度外推至2020年，得到的線損率5.5%非常接近。 |
