（4）大氣污染物排放總量大幅下降

　　現(xiàn)役火力發(fā)電機組自2014年7月1日起實施《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），隨著現(xiàn)役機組達標改造完成，2014年電力大氣污染物排放量大幅下降。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計分析，電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量預計分別降至98萬噸、620萬噸、620萬噸左右，分別比2013年下降約31.0%、20.5%、25.7%。電力二氧化硫排放量（2013年實現(xiàn)）、氮氧化物排放量（2014年實現(xiàn)）全面提前完成《節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》規(guī)定的電力二氧化硫800萬噸、氮氧化物750萬噸的減排目標（最終數(shù)據(jù)以環(huán)保部的公布為準）。與2006年排放最高時相比，煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項污染物排放之和減少了約50%（見圖10）。

　　（5）節(jié)能減排管理水平穩(wěn)步提高

　　電力企業(yè)以高度的社會責任感，將節(jié)能減排納入企業(yè)發(fā)展的重大戰(zhàn)略及規(guī)劃，并作為企業(yè)依法生產(chǎn)經(jīng)營的主要指標加以考核，節(jié)能減排工作貫穿于企業(yè)活動的各個領域和各個環(huán)節(jié)。

　　一是將節(jié)能減排技術監(jiān)督與管理貫穿于技術改造和電力生產(chǎn)全過程，對影響發(fā)電設備經(jīng)濟運行的重要參數(shù)、性能和指標進行監(jiān)督、調整和評價，力爭使煤、電、油、汽、水等各方面的消耗達到最佳值。

　　二是加強運行管理。加強運行人員業(yè)務培訓，提高業(yè)務水平，保證機組優(yōu)化運行，提高設備可靠性。通過加強各項參數(shù)調整，優(yōu)化輔機運行方式，加強對標等措施，保證機組在最佳狀態(tài)運行。

　　三是積極推進節(jié)能減排綜合升級改造工作。繼續(xù)組織開展現(xiàn)役機組汽輪機通流改造、泵與風機變頻改造、微油點火改造、等離子點火改造、電網(wǎng)升壓改造、變壓器改造、配電線路改造等節(jié)能技術改造，能耗持續(xù)下降；繼續(xù)開展除塵、脫硫、脫硝提效改造，按國家要求開展取消旁路工作等。

　　在行業(yè)層面，中電聯(lián)積極服務于電力行業(yè)節(jié)能減排工作，在規(guī)劃、政策研究、提供統(tǒng)計咨詢、制訂技術標準、反映企業(yè)訴求、爭取優(yōu)惠政策等方面發(fā)揮了積極作用。中電聯(lián)制訂并印發(fā)了《燃煤電廠除塵技術路線指導意見》，提出了除塵技術路線選擇的基本原則、通用意見及案例分析等。電力行業(yè)節(jié)能標準化技術委員會組織開展了《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計指標體系》（DL/T1328-2014）和《燃煤電廠二氧化碳排放統(tǒng)計方法》兩項電力行業(yè)氣候變化專項標準的制定工作，為規(guī)范燃煤電廠二氧化碳統(tǒng)計核算方法、有效開展電力行業(yè)二氧化碳統(tǒng)計核算、摸清行業(yè)家底提供參考。中電聯(lián)持續(xù)開展能效對標活動，組織開展了全國火電60萬千瓦級和30萬千瓦級機組能效對標工作，發(fā)布了能效對標結果。

　　（6）單位發(fā)電量二氧化碳排放量持續(xù)下降

　　通過不斷推進電力結構調整、提升電力技術和管理水平，單位發(fā)電量二氧化碳排放強度不斷下降。經(jīng)中電聯(lián)初步統(tǒng)計分析，以2005年為基準年，2006~2014年電力行業(yè)通過發(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和降低線損率等措施累計減排二氧化碳約60億噸。2014年，電力行業(yè)單位發(fā)電量二氧化碳排放量比2005年減少約19%（見圖11）。

　　2、煤電清潔發(fā)展面臨的問題

　　（1）煤電大氣污染物減排的邊際成本增大

　　2014年7月1日，現(xiàn)役燃煤電廠開始實施《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）；同年4月，環(huán)境保護部要求京津冀地區(qū)所有燃煤電廠在2014年底前完成特別排放限值改造；9月12日，發(fā)改委、環(huán)保部、能源局印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014~2020年）》，要求燃煤電廠達到燃機排放水平。僅2014年，對燃煤電廠污染物排放要求就有三次變化，致使大量燃煤電廠環(huán)保設施重復改造，邊際成本增大。

　　初步分析，目前煙氣治理2.7分/千瓦時的環(huán)保電價對應的煤質污染物排放濃度限值為：煙塵20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米（一般含硫量）、氮氧化物100毫克/立方米（高揮發(fā)份煤）。多個超低排放改造項目的成本體現(xiàn)在電價上，是在現(xiàn)行2.7分/千瓦時基礎上再增加0.5~2分/千瓦時甚至更高，即在低硫、低灰和高揮發(fā)份煤的條件下，比起特別排放限值規(guī)定，煙塵再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制邊際成本過高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代價為12~60元。如果僅煙塵治理需增加0.5分錢的話，則去除每千克煙塵的代價為100元以上，而全社會的治理成本約為2元。

　　低成本超低排放技術還需突破。2014年，有數(shù)家電廠燃煤機組超低排放（比特別排放限值的要求排放還少）改造后投入運行。采取的主要措施：一是對已有技術和設備潛力（或者裕量）進行挖掘、輔機改造、系統(tǒng)優(yōu)化；二是設備擴容，增加新設備；三是研發(fā)采用創(chuàng)新性技術；四是對煤質進行優(yōu)化。總體來看，采用設備擴容（如增加脫硫塔）、增加新設備（如采用濕式除塵器）的方法較多，而采用創(chuàng)新性低費用的技術較少。在面對超低排放改造新要求時，大量煤質難以保障、場地受限、技術路線選擇困難的電廠實現(xiàn)超低排放改造的困難很大。

　　（2）排放標準考核方法使企業(yè)違法風險增大

　　《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）沒有明確火電廠大氣污染物的達標考核的方式。實際考核中，有的地方政府按小時均值考核，也有按4小時均值，或日均值、或周均值考核的。

　　2014年3月，國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護部印發(fā)了《燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價與環(huán)保設施運行監(jiān)管辦法》（發(fā)改價格[2014]536號），該文件變相明確了按照濃度小時均值判斷是否達標排放，是否享受環(huán)保電價和接受處罰等。按小時均值考核要求遠嚴于按日、月均值考核。如美國排放標準以30天的滾動平均值考核，煤矸石機組則是以12個月的滾動平均值進行考核；歐盟按月均值考核，同時規(guī)定小時均值不應超標準200%，日均值不超110%。

　　煤電機組受低負荷（煙氣溫度不符合脫硝投入運行條件）、環(huán)保設施臨時故障、機組啟停機等影響，都會導致污染物排放的臨時性超標。按小時均值考核成為世界最嚴考核方式，企業(yè)的違法風險加大。

　　（3）煤電提效空間越來越小

　　2005年以來，供電煤耗快速下降，既緣于現(xiàn)有機組積極進行節(jié)能改造，更緣于大量新建的低煤耗機組提高了行業(yè)清潔利用水平。受國家宏觀經(jīng)濟及產(chǎn)業(yè)結構調整影響，煤電發(fā)展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經(jīng)過“十一五”以來大規(guī)模實施節(jié)能技術改造，現(xiàn)役煤電機組的經(jīng)濟節(jié)能降耗潛力很小（再改造的經(jīng)濟投入與產(chǎn)出比大幅度下降），繼續(xù)提高效率空間有限。同時，伴隨風電、太陽能等可再生能源發(fā)電比重的快速提高，煤電調峰作用將顯著增強，機組參與調峰越多，煤耗越高。通過增加新機組方法優(yōu)化煤電機組結構降低供電煤耗的空間越來越小。火電利用小時（2014年火電平均利用小時同比減少314小時，是1978年以來的最低水平）、負荷率將持續(xù)走低，也嚴重影響機組運行經(jīng)濟性，尤其是大容量、高效率機組的低煤耗優(yōu)勢得不到充分發(fā)揮。

　　煤電節(jié)能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術發(fā)展制約，對于主要靠增加設備裕度、增加設備數(shù)量等來提高脫除效率，在去除污染物的同時，增加了能耗。如某60萬千瓦機組脫硫改造時增加了一個吸收塔，造成脫硫系統(tǒng)阻力增加1000帕，電耗增加3800千瓦，增加廠用電率0.5~0.6個百分點。根據(jù)企業(yè)實際反映，環(huán)保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。

　　二、電力工業(yè)發(fā)展展望

　　（一）2015年電力工業(yè)發(fā)展分析

　　1、2015年電力發(fā)展分析

　　預計2015年全國基建新增發(fā)電裝機容量1億千瓦左右，其中，煤電3800萬千瓦、氣電600萬千瓦、非化石能源發(fā)電5300萬千瓦左右。非化石能源新增裝機中，水電1400萬千瓦、核電876萬千瓦、并網(wǎng)風電1900萬千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電1000萬千瓦、并網(wǎng)生物質發(fā)電100萬千瓦左右。

　　其中，華北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1800萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量700萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1900萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2100萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1500萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2000萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.6億千瓦，同比增長8.2%左右。

　　預計2015年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量將達到14.6億千瓦，同比增長7.5%左右，其中非化石能源發(fā)電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右；非化石能源發(fā)電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網(wǎng)風電1.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電3650萬千瓦、并網(wǎng)生物質發(fā)電1100萬千瓦左右。

　　預計全年發(fā)電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創(chuàng)新低。

　　2、2015年全國電力供需分析

　　2015年是全面深化改革的關鍵之年，中央經(jīng)濟工作會議指出2015年將堅持穩(wěn)中求進工作總基調，堅持以提高經(jīng)濟發(fā)展質量和效益為中心，主動適應經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)，保持經(jīng)濟運行在合理區(qū)間，預計2015年我國國內生產(chǎn)總值增長7.0%左右，低于2014年增速。

　　2015年，預計中央仍將出臺系列“穩(wěn)增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩(wěn)定電力消費增長；2014年對用電量增長產(chǎn)生抑制作用的氣溫因素，將對2015年用電量尤其是居民用電量增長有一定拉升作用；受經(jīng)濟轉型驅動，信息消費等第三產(chǎn)業(yè)仍將保持快速增長勢頭；部分地區(qū)為大氣污染防治和節(jié)能減排而推行的電能替代客觀上有利于促進電力消費增長；部分地方逐步推進的電力用戶直接交易試點，降低了用戶電價，企業(yè)生產(chǎn)成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節(jié)能減排和環(huán)境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現(xiàn)“十二五”節(jié)能減排目標的最后一年，部分節(jié)能減排形勢嚴峻的地區(qū)可能在部分時段對高耗能高排放行業(yè)采取限電限產(chǎn)等措施，可能對高耗能行業(yè)用電增長帶來一定影響。綜合判斷，預計2015年電力消費增速將比2014年有一定回升，預計全年全社會用電量5.74~5.80萬億千瓦時、同比增長4.0%~5.0%，預期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右，其中，第一產(chǎn)業(yè)同比增長2.0%、第二產(chǎn)業(yè)增長3.5%、第三產(chǎn)業(yè)增長8.5%、城鄉(xiāng)居民生活增長7.0%。

　　預計2015年全國電力供需繼續(xù)總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡，各區(qū)域內均有部分省份電力供應能力盈余，華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。分區(qū)域看:

　　華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。預計2015年全社會用電量同比增長3.1%~4.1%，預期1.35萬億千瓦時，同比增長3.6%左右，最大用電負荷2.04億千瓦，同比增長6.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網(wǎng)和京津唐在用電高峰時段電力供應可能偏緊，蒙西和山西電力有一定富余，但由于外送通道能力有限，無法有效緩解區(qū)域內其他省級電網(wǎng)供應偏緊局面。

　　東北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長2.5%~3.5%，預期4170億千瓦時，同比增長3.0%左右，最大用電負荷5820萬千瓦，同比增長6.5%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計東北區(qū)域內各省級電網(wǎng)電力供應能力均有富余。

　　華東電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.3%~5.3%，預期1.40萬億千瓦時，同比增長4.8%左右，最大用電負荷2.37億千瓦，同比增長7.5%左右。綜合考慮接受區(qū)域外電力參與平衡后，預計華東區(qū)域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。

　　華中電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長3.7%~4.7%，預期1.03萬億千瓦時，同比增長4.2%左右，最大用電負荷1.61億千瓦，同比增長7.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華中區(qū)域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。

　　西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長6.5%~7.5%，預期5805億千瓦時、同比增長7.0%左右，最大用電負荷7720萬千瓦、同比增長8.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計西北區(qū)域電力供應能力仍富余較多，主要是新疆、寧夏和甘肅電力供應能力富余，隨著川藏500千伏聯(lián)網(wǎng)工程和藏木水電站等項目陸續(xù)投產(chǎn)，西藏電力供需形勢將明顯緩和。

　　南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.5%~5.5%，預期9970億千瓦時，同比增長5.0%左右，最大用電負荷1.45億千瓦，同比增長6.5%左右。綜合平衡后，預計南方區(qū)域電力供需總體平衡，云南存在較大電力電量盈余，電力盈余700~1600萬千瓦，汛期面臨較大棄水壓力；貴州電力有一定盈余；廣東電力供需平衡，部分高峰時段電力供應可能偏緊；海南電力供應持續(xù)緊張，各月存在不同程度的電力缺口，最大缺口很可能超過2014年。