10月25日，国家电监会在北京召开电力节能减排监管工作会议。会上，电监会发布了《2010年及“十一五”电力行业节能减排情况通报》(下称“通报”)。电力行业节能减排规划各目标均提前完成。

    提前完成各项节能减排目标

    通报显示，“十一五”期间全国累计关停小火电机组7683万千瓦，超过国家下达关停计划2683万千瓦。2010年全国共关停小火电机组1690万千瓦，超额完成2010年关停1000万千瓦的目标。

    数据显示，电力生产主要能耗指标进一步降低。2010年，全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗333克标准煤/千瓦时，比上年降低7克标准煤/千瓦时，达到世界先进水平。“十一五”期间，火电机组平均供电煤耗累计下降37克标准煤/千瓦时。21家发电集团公司2010年火电机组平均供电煤耗325克标准煤/千瓦时，比全国平均值低8克标准煤/千瓦时。“十一五”期间，21家发电集团公司火电机组平均供电煤耗共下降约28克标准煤/千瓦时。

    我国的综合线损率居同等供电负荷密度条件国家的先进水平。2010年，全国电网综合线损率6.53%，比“十一五”确定的7%的目标值低0.47个百分点。目前我国电网综合线损率低于2007年的英国(7.4%)、澳大利亚(7.5%)、俄罗斯(11.95%)，接近2007年美国(6.38%)水平。“十一五”期间，线损累计下降0.68个百分点，累计节约电量321亿千瓦时，相当于节约标准煤1635万吨，相应减排二氧化碳4546万吨。

    电力行业减排指标也交上了一份漂亮的答卷。以电力二氧化硫排放量治理为例，截至2010年底，全国已投运脱硫机组5.78亿千瓦(其中烟气脱硫机组超过5.6亿千瓦)，烟气脱硫机组约占全国煤电机组容量的86%，比2005年提高72个百分点。全国电力二氧化硫排放956万吨，比2005年降低约29%。2010年电力二氧化硫排放量下降394万吨(全国下降364万吨)，是全国的1.08倍。“十一五”期间，21家发电集团公司火电机组平均供电煤耗共下降约28克标准煤/千瓦时。

    2010年电力烟尘排放总量160万吨，“十一五”期间，尽管火电发电量增长近70%，但与2005年相比，2010年电力烟尘排放总量降低55.6%，单位火电发电量烟尘排放量降低约37.5%，为0.5克/千瓦时。

    电力减排仍存在诸多问题

    尽管2010年及“十一五”电力行业节能减排情况取得积极进展，但是存在的问题也不容忽视。

    首先是电力行业节能减排的政策法规不够完善，影响企业节能减排的积极性。污染物控制补贴电价政策落实不到位，虽然2004年以来，国家就制定了每千瓦时上网电价提高1.5分的脱硫电价政策，但在脱硫电价执行过程中仍然存在一些问题。一是部分已安装脱硫设施电厂的脱硫电价补偿不能及时到位;二是对脱硫设施投运率未达标的电厂未严格按要求扣减脱硫电价;三是目前的脱硫电价政策难以解决高硫煤机组脱硫、老电厂脱硫技改、30万千瓦以下小机组以及供热机组脱硫的成本;四是国家尚未制定鼓励电厂脱硝的相关政策，给企业带来较大的经营压力，严重影响企业脱硝的主动性和积极性。据环境保护部统计，已建成的烟气脱硝机组中，约1/3能够正常运行，1/3运行不正常，1/3没有运行。

    从目前脱硫产业化、脱硝产业化、除尘产业化看，脱硝技术尚未完全掌握、脱硝催化剂尚未真正的国产化、脱硫脱硝的相关技术规范尚未完善、相关经济政策尚未落实、市场准入不严格等，以上都有赖于环保产业政策的进一步完善。

    其次是节能减排统计、监测和考核体系有待完善。虽然电力行业有关节能减排的统计指标比较完善，但是电力体制改革后原有的统计体系发生了重大变化，原有的电力行业节能减排监督体系解体。目前，对电力行业节能减排的监测技术不规范、监测能力不足，节能减排数据主要依靠企业自行申报，准确性难以保证。节能减排考核体系尚未建立，相关技术规范滞后，使节能减排评价指标体系难以发挥应有的作用。

    业内知情人士向本报记者透露，另外一个不可忽视的问题是部分发电企业的环保法律意识有待进一步增强。对国家节能减排法规政策重视不够，依法管理企业意识不强。如少数企业未依法取得排污许可证。有的少数企业烟气在线连续监测系统不能真实反映脱硫装置投运率，在脱硫系统运行过程中，有开启旁路运行、偷排二氧化硫的现象。

    上述人士还表示，发电企业入厂煤质量下降影响节能减排效果也不可轻视。近几年来，各燃煤发电厂实际燃用的煤种、煤质明显偏离设计值。燃煤主要指标(如发热量、灰分和硫分)普遍达不到设计用煤要求，超过设计值1倍甚至数倍的现象时有发生，对机组正常出力影响较大，严重磨损设备，锅炉爆管机率增加，增加了厂用电耗，降低了发电效率;同时，造成脱硫装置严重超负荷运转，效率达不到要求，甚至造成设备损坏，极大影响企业脱硫效果。如60%以上的专项督查机组实际供电煤耗高于设计值，最多超出60余克标准煤/千瓦时，其中主要原因之一就是实际燃煤煤种偏离设计值。

    电力节能减排要做到“六个抓好”

    电监会不愿具名的人士对本报记者表示，通报在全面总结电力行业节能减排工作的基础上，结合专项调查和专项督查结果进行编制。通报客观反映了2010年和“十一五”期间电力行业节能减排成效，系统梳理了近年来在节能减排工作中存在的主要问题，提出了继续推动电力行业节能减排工作，实现“十二五”节能减排目标的建议和意见。

    通报建议，完善差别电价、峰谷分时电价、惩罚性电价政策，出台鼓励使用蓄能空调的电价政策，对缺电省份全面实行尖峰期电价，对高耗能行业实行用电加价，通过电价形成产业调整的倒逼机制，推动节能减排。尽快出台鼓励余热余压发电和煤层气发电的上网和价格政策，推行居民用电阶梯价格。研究制定对顶峰发电机组、抽水蓄能机组进行价格补贴的扶持政策。

    通报还建议制定鼓励火电厂烟气脱硝的经济政策。一是要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策;二是要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，鼓励企业建设好、运行好脱硝装置;三是收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂氮氧化物技术改造;四是制定促进脱硝设备国产化的财税政策和措施。

    众所周知，电力节能减排是一项艰巨而复杂的系统工程，对于做好电力节能减排工作，国家电监会主席吴新雄在讲话中指出，要切实做到“六个抓好”，力争取得“六个明显成效”。即，抓好电力资源的高效利用，在“窝电”与“缺电”余缺调剂上取得明显成效;抓好发电权交易，在提高节能高效清洁机组发电利用小时数上取得明显成效;抓好清洁能源的合理开发利用，在提高水电、风电、太阳能发电质量和非化石能源占比上取得明显成效;抓好发电机组“上大压小”，在提高发电水平上取得明显成效;抓好技术改造与技术创新，在降低单位电量能耗和排放上取得明显成效;抓好节能减排在线监测平台建设，在提高节能减排管理水平上取得明显成效。