（4）大氣污染物排放總量大幅下降

　　現役火力發電機組自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。經中電聯初步統計分析，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）、氮氧化物排放量（2014年實現）全面提前完成《節能減排“十二五”規劃》規定的電力二氧化硫800萬噸、氮氧化物750萬噸的減排目標（最終數據以環保部的公布為準）。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）節能減排管理水平穩步提高

　　電力企業以高度的社會責任感，將節能減排納入企業發展的重大戰略及規劃，并作為企業依法生產經營的主要指標加以考核，節能減排工作貫穿于企業活動的各個領域和各個環節。

　　一是將節能減排技術監督與管理貫穿于技術改造和電力生產全過程，對影響發電設備經濟運行的重要參數、性能和指標進行監督、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。加強運行人員業務培訓，提高業務水平，保證機組優化運行，提高設備可靠性。通過加強各項參數調整，優化輔機運行方式，加強對標等措施，保證機組在最佳狀態運行。

　　三是積極推進節能減排綜合升級改造工作。繼續組織開展現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、電網升壓改造、變壓器改造、配電線路改造等節能技術改造，能耗持續下降；繼續開展除塵、脫硫、脫硝提效改造，按國家要求開展取消旁路工作等。

　　在行業層面，中電聯積極服務于電力行業節能減排工作，在規劃、政策研究、提供統計咨詢、制訂技術標準、反映企業訴求、爭取優惠政策等方面發揮了積極作用。中電聯制訂并印發了《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。電力行業節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計指標體系》（DL/T1328-2014）和《燃煤電廠二氧化碳排放統計方法》兩項電力行業氣候變化專項標準的制定工作，為規范燃煤電廠二氧化碳統計核算方法、有效開展電力行業二氧化碳統計核算、摸清行業家底提供參考。中電聯持續開展能效對標活動，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，發布了能效對標結果。

　　（6）單位發電量二氧化碳排放量持續下降

　　通過不斷推進電力結構調整、提升電力技術和管理水平，單位發電量二氧化碳排放強度不斷下降。經中電聯初步統計分析，以2005年為基準年，2006~2014年電力行業通過發展非化石能源、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，電力行業單位發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，環境保護部要求京津冀地區所有燃煤電廠在2014年底前完成特別排放限值改造；9月12日，發改委、環保部、能源局印發《煤電節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（高揮發份煤）。多個超低排放改造項目的成本體現在電價上，是在現行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、低灰和高揮發份煤的條件下，比起特別排放限值規定，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、系統優化；二是設備擴容，增加新設備；三是研發采用創新性技術；四是對煤質進行優化。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超低排放改造的困難很大。

　　（2）排放標準考核方法使企業違法風險增大

　　《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，國家發展改革委、環境保護部印發了《燃煤發電機組環保電價與環保設施運行監管辦法》（發改價格[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，既緣于現有機組積極進行節能改造，更緣于大量新建的低煤耗機組提高了行業清潔利用水平。受國家宏觀經濟及產業結構調整影響，煤電發展速度明顯低于“十一五”及“十二五”初期，經過“十一五”以來大規模實施節能技術改造，現役煤電機組的經濟節能降耗潛力很小（再改造的經濟投入與產出比大幅度下降），繼續提高效率空間有限。同時，伴隨風電、太陽能等可再生能源發電比重的快速提高，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）、負荷率將持續走低，也嚴重影響機組運行經濟性，尤其是大容量、高效率機組的低煤耗優勢得不到充分發揮。

　　煤電節能與減少排放矛盾日趨加大。受到技術發展制約，對于主要靠增加設備裕度、增加設備數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。根據企業實際反映，環保改造影響供電煤耗1.2克/千瓦時以上。

　　二、電力工業發展展望

　　（一）2015年電力工業發展分析

　　1、2015年電力發展分析

　　預計2015年全國基建新增發電裝機容量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、并網風電1900萬千瓦、并網太陽能發電1000萬千瓦、并網生物質發電100萬千瓦左右。

　　其中，華北電網區域全年新增發電裝機容量1800萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網區域全年新增發電裝機容量700萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網區域全年新增發電裝機容量1900萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網區域全年新增發電裝機容量2100萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網區域全年新增發電裝機容量1500萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網區域全年新增發電裝機容量2000萬千瓦，年底全口徑發電裝機容量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，其中非化石能源發電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右；非化石能源發電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網風電1.1億千瓦、并網太陽能發電3650萬千瓦、并網生物質發電1100萬千瓦左右。

　　預計全年發電設備利用小時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，中央經濟工作會議指出2015年將堅持穩中求進工作總基調，堅持以提高經濟發展質量和效益為中心，主動適應經濟發展新常態，保持經濟運行在合理區間，預計2015年我國國內生產總值增長7.0%左右，低于2014年增速。

　　2015年，預計中央仍將出臺系列“穩增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩定電力消費增長；2014年對用電量增長產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；受經濟轉型驅動，信息消費等第三產業仍將保持快速增長勢頭；部分地區為大氣污染防治和節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，企業生產成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節能減排和環境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現“十二五”節能減排目標的最后一年，部分節能減排形勢嚴峻的地區可能在部分時段對高耗能高排放行業采取限電限產等措施，可能對高耗能行業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，第一產業同比增長2.0%、第二產業增長3.5%、第三產業增長8.5%、城鄉居民生活增長7.0%。

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

　　華北電網區域電力供需總體平衡，部分地區偏緊。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，預計華北區域電力供需總體平衡，部分地區因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網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，無法有效緩解區域內其他省級電網供應偏緊局面。

　　東北電網區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，預計東北區域內各省級電網電力供應能力均有富余。

　　華東電網區域電力供需平衡。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。綜合考慮接受區域外電力參與平衡后，預計華東區域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。

　　華中電網區域電力供需平衡。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，預計華中區域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。

　　西北電網區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500千伏聯網工程和藏木水電站等項目陸續投產，西藏電力供需形勢將明顯緩和。

　　南方電網區域電力供需平衡。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。