我国电力行业节能关键技术发展现状

从全球范围来看，电力生产占到化石燃料使用总量的32%，占到与能源相关的CO2排放的41%。根据IEA数据，如果全球化石燃料发电都能够达到现行最佳效率（按技术可行性估算），则每年可节能7.16亿～9.89亿吨标煤（501～692Mtoe），减排18亿～25亿吨CO2，其中潜力最大的当属燃煤发电（可节能5.12亿～7.16亿吨标煤，减排14亿～20亿吨CO2）。在我国，电力工业是国民经济的基础产业和主要能源行业，同时也是主要的能源资源消耗和污染物排放行业之一。根据《中国环境统计年鉴2010》数据，2009年电力部门煤炭消耗量占工业部门煤炭消耗总量的一半以上，二氧化硫排放量占全国排放总量的55%。“十一五”期间，我国电力行业节能减排取得了突出成就，主要体现在以下几个方面：

一是电力结构不断优化。根据国家能源局《2010年能源经济形势及2011年展望》数据，“十一五”期间我国累计关停小火电7210万千瓦，提前并超额完成“十一五”关停小火电机组5000万千瓦目标。全国在役火电机组中，30万千瓦及以上机组比重提高到70%以上，其中60万千瓦及以上机组占33%，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台。截至2010年底，我国非化石能源电力装机比重合计占26.5%，比2009年提高1.1个百分点，累计发电量7862亿千瓦时，按发电煤耗折算约合2.63亿吨标准煤；二是节能效率不断提升。2010年，全国60万千瓦及以上火电机组平均供电煤耗335g/kWh，比2009年下降5g/kWh，“十一五”期间累计下降超过35g/kWh，在2008年即提前两年实现“十一五”末供电煤耗目标（355g/kWh）。2010年，全国电网线损率为6.49%，比2009年减少0.23个百分点，优于英国、加拿大、澳大利亚等国，全国平均线损总体处于同类资源与负荷密度条件国家中的先进水平；三是污染物排放控制成效显著。根据《2009年电力企业节能减排情况通报》统计数据，2009年，在全国火电发电量比2005年增长47.4%和电煤消耗增长41.9%的情况下，全国火电厂烟尘排放总量315万吨，比2005年下降45万吨。截至2009年底，安装脱硫装置的燃煤电厂总装机4.7亿千瓦，约占煤电机组的76%（美国2008年为41.5%）。全国电力二氧化硫排放量约为948万吨，提前一年达到“十一五”末电力SO2排放总量控制在1000万吨的目标，2009年全国SO2排放量比2005年下降334万吨，电力SO2排放量下降352万吨，即电力工业不仅完成了新增机组SO2减排任务，而且通过存量机组的减排承担了其他行业的总量指标。

但电力行业在节能减排中还存在着以下问题，主要包括节能减排潜力有待进一步挖掘，电力企业节能减排管理水平有待进一步提高，运用经济手段推动节能减排的作用有待进一步发挥，脱硫设施运行管理水平仍有待提高，烟气排放连续监测系统（CEMS）作用有待进一步发挥，脱硫石膏综合利用存在地区差异等。推进电力行业节能减排的途径主要有三种：一是制度或管理手段；二是技术创新；三是产业结构调整。目前，电力行业节能关键技术手段主要有四个方面：即现有电厂技术改造、洁净燃煤发电技术、热电联产和非化石能源发电技术。