第一部分 能源消耗及节能情况
第一章 基本情况
一、电力生产建设及能源消耗情况
（一）电力建设
1、电源建设
2008年，火电装机增长速度继续减缓，水电、风电装机增长加快。在关停小火电机组的同时，大容量、高参数、高效率、低能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组得到进一步发展。
2008年，全国新增装机容量保持较大规模，装机结构继续优化。全国发电装机容量达到7.93亿千瓦，同比增长10.37%，增速比上年降低4.78个百分点。其中，水电装机容量达1.73亿千瓦，占总装机容量的21.77%，其装机容量同比增长16.44%，增速比上年加快2.67个百分点，是近几年增长速度最快的一年；火电装机容量6.03亿千瓦，占总装机容量的76.05%，其装机容量同比增长8.41%，增速比上年降低6.52个百分点，自2006年增速达到近几年最高值后已连续两年下降；核电装机容量仍为885万千瓦，占总装机容量的1.12%；风电并网运行容量达839万千瓦，占总装机容量的1.06%，其装机容量同比增长99.76%，再一次实现了翻番增长，我国已成为世界上风电发展速度最快的国家。火电新增规模比重持续较大幅度降低，水电、风电等可再生能源投产规模逐步扩大，有利于我国加速改善电源结构。
各省（区、市）发电装机容量的增长情况有所分化，增长幅度排在前三位的省（区、市）分别是陕西、安徽、西藏，发电装机容量增长幅度分别为38.90%、36.88%、27.53%。其中，陕西、安徽是煤炭基地省份；西藏原装机容量基数小，2008年新增了雪卡水电站和应急电源工程，因此呈现较大增长幅度。内蒙古发电装机容量在前三年连续增长幅度超过30%后，由于基数增大，2008年增长幅度回落到16.93%，但其增长规模仍高达708万千瓦。
火电装机容量超过1500万千瓦的省（区）有15个，比上年增加了4个。火电装机占本省（区、市）全部发电装机容量比例超过全国平均水平的省（区、市）主要分布在华北、东北、华东等一些用电量较大或煤炭资源丰富的地区。
2、电网建设
2008年，全国新增220千伏及以上变电容量2.35亿千伏安，比上年多投产0.47亿千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度4.2万千米，比上年多投产502千米。从基建新增电压等级结构情况看，500千伏（西北330千伏）及以上电压等级新增输电线路长度、变电容量的建设投产规模比例相对较高。全国35千伏及以上输电线路回路长度116.89万千米，同比增长5.65%；35千伏及以上变压器容量27.99亿千伏安，同比增长15.43%。
（二）电力生产
2008年，全国全口径发电量完成34510亿千瓦时，同比增长5.72%。其中，水电发电量5655亿千瓦时，同比增长19.98%，增速比上年同期提高6.34个百分点；水电发电量占全部发电量的比重为16.39%，比上年同期提高1.95个百分点。火电发电量28030亿千瓦时，同比增长3.03%，增速比上年同期放缓11.57个百分点；火电发电量占全部发电量的比重为81.22%,比上年回落2.12个百分点。
全国发电设备平均利用小时为4648小时，同比下降372小时。其中，全国水电设备平均利用小时为3589小时，比上年提高69小时，处于多年较高水平；火电设备平均利用小时为4885小时，同比下降459小时。
（三）电煤消耗情况
2008年，全国6000千瓦及以上火电厂发电生产全年累计耗用原煤13.19亿吨，同比增长2.40%，占全国煤炭生产量（27.93亿吨）的47.23%。发电生产耗用原煤增长幅度比火电发电量增长幅度低0.63个百分点。
受电力需求减少、水电高速增长等因素的多重影响，2008年，部分发用电大省（如，山东、河北、江苏）以及水电大省（如，湖北、云南、广西）的发电耗煤量出现了负增长；安徽等省由于新投产西电东送火电机组较多，发电耗煤量大幅增长。
二、电源结构调整情况
（一）关停小火电机组
2008年全国关停小火电机组共计3267台、1668万千瓦，超额完成全年目标。其中，华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域分别关停小火电机组232.4万千瓦、135.6万千瓦、491.7万千瓦、390.9万千瓦、72.3万千瓦和345.0万千瓦；关停小火电机组容量超过100万千瓦的省份分别是河南（关停240.6万千瓦）、广东（关停240.2万千瓦）、浙江（关停184.6万千瓦）、山东（关停110.8万千瓦）、安徽（关停108.0万千瓦）和江苏（关停104.4万千瓦）。
“十一五”以来，2006年～2008年全国各年小火电机组关停装机容量分别为314万千瓦、1436万千瓦和1668万千瓦，累计关停小火电机组3418万千瓦，占“十一五”全国关停小火电机组目标的68.36%。这些小火电机组关停后，用大机组代发，每年可节约原煤4300万吨，减少二氧化硫排放73万吨，减少二氧化碳排放6900万吨。
2006年～2008年，三年累计关停规模居前的是广东、河南、山东、江苏、浙江等省。其中，广东连续三年，河南、山东、江苏连续两年每年关停小火电机组容量超过100万千瓦。
（二）发电技术和装备水平
火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展。2008年，新投产火电机组以高效、大容量机组为主。上海外高桥电厂2台、江苏泰州电厂1台、浙江北仑电厂三期1台百万千瓦级超超临界机组相继投运，全国在运百万千瓦级超超临界机组达到11台。我国已成为拥有百万千瓦级超超临界机组最多的国家。全年新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组64台、4076万千瓦，占新投产火电机组总容量的62.19%；新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组108台、5463万千瓦，占全部新投产火电机组容量的83.35%。
华能上安电厂三期工程两台60万千瓦超临界空冷燃煤机组投产，是我国首次在60万千瓦超临界机组上使用空冷技术。将高效率、低消耗的超临界技术与节水的直接空冷技术结合起来，节能节水环保效果十分显著，为我国缺水地区建设燃煤电站提供了全新的经验。
三、电力节能情况
1、全国供电标准煤耗情况
2008年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为345克/千瓦时，比上年降低11克/千瓦时，提前实现“十一五”末355克/千瓦时的目标。
供电标准煤耗八年内累计下降了47克/千瓦时，尤其是2006年以来，随着大机组比例增加、企业节能管理进一步加强，供电标准煤耗下降幅度持续较大。
2、各省（区、市）供电标准煤耗情况
2008年供电标准煤耗低于全国平均水平的省（区、市）主要集中在北京、天津及华东地区。其中，北京、上海、天津等地区对能耗和排放有严格限制；华东地区抓住国家“上大压小”机遇，淘汰落后产能，高煤耗的小火电机组关停容量多，近几年新投产了一批大容量、高参数的先进机组，发电生产技术和管理水平相对较高；广西、河南为2008年新增省，其中河南煤耗降低主要受益于当年新增大容量、高参数等级机组规模较大，火电发电量增长较高。
2008年，全国10个省（区、市）的供电标准煤耗同比降幅大于或等于全国平均降幅。
（二）发电厂用电率
全国6000千瓦及以上电厂的发电厂用电率为5.90%，比上年增加0.07个百分点。其中，水电厂用电率为0.36%，比上年下降0.06个百分点；火电厂用电率为6.79%，比上年增加0.17个百分点。
分析表明，四个方面原因导致了2008年火电厂用电率增加。一是因2008年电力需求趋缓、水电出力较好以及部分地区实施奥运保电工作，增加了机组旋转备用容量，受此影响，火电机组负荷率大幅下降；二是2008年有一大批机组新增脱硫设施以及空冷设备投入运行；三是全年新增机组容量较大，而需求不足导致机组负荷基数较低，生产运行不稳定；四是电煤煤质下降，造成厂用电率上升。
全国16个省（区、市）发电厂用电率低于全国平均水平，其中大部分是水电生产大省。与上年相比，14个省（区、市）厂用电率有所下降，主要集中在华中、华东、西南地区。
2008年，全国10个省（市）火电厂用电率低于全国平均水平，主要集中在华中、华东等新增高效发电机组容量较多的地区，以及节能和环保压力相对较大、煤炭资源较缺、成本管理相对水平较高的地区
（三）线损率
2008年，全国电网线路损失率为6.79%，比上年减少0.18个百分点，比2000年减少1.02个百分点，节能降损成效明显。
线损率较高的省（区、市）有：西藏、四川、湖南、黑龙江、江苏、新疆、海南、重庆、吉林、山西等。其中，西藏、四川、湖南、新疆、重庆由于远距离送电较多，线损率相应较高；黑龙江、吉林、山西由于外送电量较多，线损率较高 ；江苏、海南由于售电量计量到最终用户，因此线损率较高。
线损率较低的省（区）有：青海、福建、内蒙古、贵州、宁夏等，主要与售电结构有关。福建趸售电量较大，线损率仅统计到县；内蒙古、青海、宁夏、贵州大用户较多，采取大用户直供方式送电，送电电压等级高，线损率相对较低。
2008年，云南线损率降低幅度较大，主要原因一是云南新增大用户较多，采取大用户直供方式送电，送电电压等级高，且线损仅计算到达用户接收段；二是云南2008年外送电量增幅较大，外送电量的线损省外结算，使得线损率下降幅度较大；三是云南2008年电网进行了升级改造，线损率下降明显。
第二章 电力企业主要节能指标状况
一、发电企业电力生产建设情况
（一）电源建设
全国大型发电企业（指装机容量超过200万千瓦的发电企业 ，共有30家，下同）装机总容量约55702万千瓦，占全国总装机容量的70.27%。其中，中央企业12家，总装机容量44227万千瓦，分别占全国和30家企业装机总容量55.79%和79.40%。
30家公司装机容量同比增长超过全国平均水平（10.37%）的公司依次为国网新源控股有限公司（300.02%）、北京能源投资（集团）有限公司（89.09%）、申能（集团）有限公司（66.14%）、湖北省能源集团有限公司(49.19%)、浙江省能源集团有限公司(31.86%)、中国大唐集团公司(27.15%)、中国长江三峡工程开发总公司(20.24%)、中国华能集团公司(19.96%)、中国国电集团公司(16.88%)、华阳电业有限公司（16.67%）、中国广东核电集团有限公司（15.44%）。
30家公司的清洁能源（含天然气和生物质发电 ）发电装机容量为11523万千瓦，占30家公司总装机容量的20.69%。其中，水电8479万千瓦，占30家公司总容量的15.22%，低于全国平均水平（21.77%）6.55个百分点；风电773万千瓦，占全国风电装机容量的92.16%。
30家公司的火电设备总容量（含天然气和生物质发电）合计为45548 万千瓦，占全国火电总容量（60286万千瓦）的75.55%，占30家公司全部发电设备容量的81.77%，与全国火电装机比例平均水平（76.05%）比较，高出5.72个百分点。
上述30家公司中，五大发电集团发电装机容量达35327万千瓦。其中，水电、火电、风电装机容量分别为4236万千瓦、30406万千瓦和685万千瓦；总装机容量较上年净增了5079万千瓦，增幅为16.79%，高于全国平均增长率6.42个百分点；五大发电集团总装机容量占全国总装机容量比重为44.56%，同比提高了2.45个百分点。其中，水电、火电、风电占全国同类发电设备容量的比例为24.54%、50.44%和81.67%。
2006年～2008年，五大发电集团（全资或控股）关停小火电机组共计336台、1632万千瓦，占全国关停总量的47.75%。关停容量依次为：大唐集团459.3万千瓦、中电投集团344.2万千瓦、华电集团 336.7万千瓦、华能集团253.8万千瓦、国电集团238.2万千瓦。
（二）电力生产
2008年，全国大型发电企业火电发电量21228 亿千瓦时，占全国火电发电量的75.73%（比其火电装机容量占全国总装机容量的比例高0.18个百分点），高于上年4.71个百分点。其中，12家中央企业火电发电量合计15963 亿千瓦时，占全国火电发电量的56.95%，高于上年3.99个百分点。其中，五大发电集团发电量及其火电、风电发电量增长均高于全国平均水平。2008年，五大发电集团累计完成发电量15091亿千瓦时，同比增长12.51%，高于全国平均水平6.79个百分点。其中，火电发电量为13679亿千瓦时，风电发电量为76亿千瓦时，同比分别增长11.03%和157.42%，分别高于全国平均增速8.00和28.36个百分点，其市场优势十分突出。
二、电力企业节能情况
（一）供电标准煤耗
截至2008年底，全国大型发电企业（其中，有火电装机的发电企业共26家，含中央企业8家）火电装机总容量为45548万千瓦，占全国火电总装机容量的75.55%。
（二）发电厂用电率
全国大型发电企业中，发电厂用电率低于或等于全国平均水平（5.90%）的有17家。除去3家以水电为主的发电公司，发电厂用电率较低的3家企业依序为：国投电力公司（3.87%）、中国广东核电集团有限公司（3.89%）、申能（集团）有限公司（4.23%）；发电厂用电率较高的3家企业依序为：广西投资集团有限公司（8.25%）、贵州金元集团股份有限公司（7.14%）、河南投资集团有限公司（7.10%）。
（三）线损率
2008年，国家电网公司线损率为6.10%，同比下降0.19个百分点。在2002年～2008年期间，国家电网公司线损率累计降低了1.05个百分点。
2008年，中国南方电网有限公司（以下简称南方电网公司）综合线损率为6.68%，同比下降0.22个百分点。在2002年～2008年期间，南方电网公司线损率累计降低了1.32个百分点。
第三章 电力节能的主要措施
一、政策推动，加强监管
（一）优化电源结构，继续加快小火电机组关停工作
2008年初，国家发展改革委专门召开全国电力工业关停小火电机组工作会议，安排部署小火电机组关停工作。由于《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发〔2007〕2号）对淘汰小火电工作的主要原则、职责分工、激励办法、保障措施等作出了明确的规定，既发挥了行政手段作用、又体现了市场经济原则，将经济效益与社会效益、当前利益与长远利益、淘汰落后与优化发展有机结合，符合电力行业实际，具有较强的操作性，对小火电机组关停起到非常重要的作用。国家能源局根据国发〔2007〕2号文件精神，进一步加快了小火电机组关停工作，关停工作取得明显成效，电源结构得到进一步优化，节能减排工作成果显著。
为确保每台机组真正关停，2008年，国家能源局累计派出近200人次，对关停小机组逐台进行现场核验、拍照和摄像，并与相关方签署了关停确认书。同时，还充分借助新闻媒体的力量，发布关停机组名单、相关政策和工作动态，接受社会监督，有力地促进了小机组关停工作。
国家电监会在全国范围内开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况专项检查。在企业开展自查的基础上，对全国30个省份的104家电网企业和241家发电企业进行了重点检查和抽查。
国家发展改革委、国家电监会根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格〔2007〕44号），就2007年10月至2008年6月可再生能源电价附加调配、补贴等有关事项印发了《关于2007年10月至2008年6月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》（发改价格〔2008〕3052号）。
（二）用市场机制推进节能降耗
国家电监会印发了《发电权交易监管暂行办法》。该办法建立了利用发电权交易实现节能减排的市场机制。
国家电监会各机构依法对发电权交易实施监管。电力交易机构按月、季、年汇总分析有关情况，及时向相关交易主体披露。
（三）推进节能发电调度试点工作
国家电监会、国家发展改革委、环境保护部制定了《节能发电调度信息发布办法（试行）》，明确了节能发电调度信息的内涵、节能发电调度信息发布的方式，对各发布主体发布节能调度信息的手段、时限、发布对象等进行了界定。
专栏1-1 节能发电调度试点工作开展情况
2007年12月30日，贵州省率先启动节能发电调度试点工作，2008年11月27日，广东省节能发电调度试点工作正式启动。四川、江苏和河南试点方案已提交国家发展改革委。试点工作正在有序进行中。
贵州作为节能发电调度的五个试点省份之一，自2008年１月１日运行以来，严格按照优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放的原则开展节能发电调度工作。2008年，贵州统调发电量974.9亿千瓦时。其中，火电发电量795.09亿千瓦时，同比下降3.5%，相当于节约标准煤23.859万吨；水电发电量179.81亿千瓦时，同比增长40.1%，相当于节约标准煤168.42万吨。
（四）加快技术装备进步，提高节能减排水平
为提高能源利用效率，加大节能减排工作，国家能源局进一步提高火电项目的准入门槛，引导企业加快技术进步，取得明显成效。目前，我国60万千瓦超临界、百万千瓦超超临界燃煤火电技术装备实现了国产化和批量发展。在成功突破60万千瓦空冷技术的基础上，2008年，国产百万千瓦空冷项目在宁东煤电基地正式开工。目前我国已经掌握了30万千瓦循环流化床锅炉的设计、制造和运行技术，大幅提高了火电机组节能减排水平。
二、发挥行业自律作用
（一）组织开展火电机组竞赛及能效水平对标活动
受国家发展改革委委托，中国电力企业联合会负责组织开展火电行业能效水平对标活动，制定了《火电企业能效水平活动对标工作方案》和《全国火电行业600MW级机组能效水平对标技术方案（试行）》，发布了全国600MW级火电机组能效对标结果（2008年）。同年，中国电力企业联合会筹备启动了水电厂同业对标工作，建立了“风电厂生产运营指标体系”。此外，中国电力企业联合会与中国能源化学工会联合举办全国火电机组竞赛工作，对提高我国火电机组的安全、可靠、经济运行，对促进技术交流、推动科技进步起到了积极作用。
（二）改进行业节能经济指标统计方法，及时公布相关数据
中国电力企业联合会根据政府、行业和企业的节能管理和对标需求，不断细化电力行业统计报表，促进企业将发电生产节能经济指标统计口径从电厂下移到机组。年报统计增加了不同容量等级机组的煤耗抽样统计，火电抽样样本容量占6000千瓦及以上机组容量的73%以上，30万千瓦级及以上等级的抽样统计口径基本为全口径机组；按月公布各地区供电煤耗平均水平，按年度公布同容量等级机组煤耗先进指标以及全国、各省分容量等级机组抽样、大型发电企业平均煤耗统计指标。
三、发挥企业的主体作用
（一）发电机组、电网的技术改造
2008年，发电企业采用新技术、新工艺对现役机组进行节能改造以提升机组效益、促进节能降耗。如，采用变频调速电机调整技术，对风机、泵机进行电机变频改造；通流部分改造，推广使用新型汽封；采用微油点火和等离子点火技术对高能耗机组进行技术改造等。
2008年，国家电网公司全面推进“两型三新”线路和“两型一化”变电站建设，改善无功配置，提高电网功率因数和输送能力，减少电能损耗；南方电网公司积极优化配置电网结构，缩小供电半径，减少跨区域交叉供电，加大低压无功补偿设备投运，淘汰损耗大的变压器，加大高损耗配电变压器的改造力度。
（二）开展机组竞赛、推行对标管理
电力企业积极开展火电机组竞赛，并将机组竞赛成绩作为衡量发电企业生产运营水平的指标，纳入企业管理标准或绩效考核体系。企业开展对供电煤耗指标分解，在目标责任指标体系中加以落实，并进行逐月分解控制，确保完成年度计划指标。
（三）加强制度建设，落实目标责任制
各发电集团将节能减排工作目标纳入责任考核内容中，层层分解落实，企业领导人员绩效目标考核中包括节能减排指标；评优创先活动实行节能减排一票否决；从制度上保证建设项目在规划设计阶段贯彻节能减排政策。
（四）开展发电权交易和节能调度
2008年，国家电网公司累计完成发电权交易电量989.62亿千瓦时，节约标准煤约906万吨，减少二氧化硫排放约26.9万吨。南方电网公司积极推进节能发电调度，通过优化吸纳水电、火电按能耗排序发电等措施，灵活配置电力资源。2008年，南方电网公司累计吸纳低谷富裕水电87.8亿千瓦时，同比增长72.8%。
第二部分 二氧化硫排放及减排情况
第一章 基本情况
电力企业减排工作的核心是二氧化硫减排。2008年，全国二氧化硫排放总量约为2321.2万吨，同比下降5.95%。其中，电力二氧化硫排放量减排成绩显著，同比下降14.5%，降幅超过全国二氧化硫排放总量降幅8.55个百分点。到2008年底，全国二氧化硫排放量在2005年的基础上下降了8.95%，首次实现了任务完成进度赶上时间进度。
一、二氧化硫排放达标情况
2008年，全国二氧化硫排放达标率为79%，其中，电力热力行业达标率最高，约85%。天津、黑龙江、江苏、陕西、浙江、广东、河南、海南、吉林、安徽等10个省市二氧化硫排放达标率较高，超过90％。
二、全国二氧化硫减排指标完成情况
2008年，全国31个省(区、市)和新疆生产建设兵团均实现了二氧化硫年度减排目标。
三、燃煤机组烟气脱硫设施建设情况
2008年，全国新增燃煤脱硫机组装机容量9712万千瓦；截至2008年底，全国脱硫机组装机容量达到3.63亿千瓦，占全部火电机组的比例由上年的48%提高到60%；脱硫综合效率由2007年的73.2%提高到78.7%，提高了5.5个百分点。
第二章 电力企业二氧化硫减排指标状况
2008年，五大发电集团共排放二氧化硫563万吨，同比下降17.9%，均完成了年度二氧化硫削减任务。其中，华能集团排放二氧化硫114.9万吨，大唐集团排放112.1万吨，华电集团排放116.5万吨，国电集团排放128.5万吨，中电投集团排放91.2万吨。
三、脱硫规划项目完成情况
据中国电力企业联合会统计，按《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》（发改环资〔2007〕592号）要求，2008年需开工建设脱硫设施2829.6万千瓦，涉及52家现有电厂，已全部按计划进行；2006年～2008年，确定的重点项目已完成约85%。
四、烟气脱硫工程后评估情况
受国家发展改革委委托，中国电力企业联合会组织技术专家对洛阳首阳山发电厂等14家电厂、30台机组、1011万千瓦的烟气脱硫工程进行了后评估。
后评估结果显示：第一，被评估脱硫工程在设计条件下，基本均能够正常运行，二氧化硫排放浓度、排放总量等指标能够满足国家或地方排放标准要求及环境影响报告书的批复要求。第二，针对脱硫装置实际运行情况，电厂均做了不同程度的技术改造。特别是在2008年电煤质量下降、绝大多数电厂实际燃煤硫份超出脱硫设计值（校核值）的情况下，通过改造和优化运行，脱硫装置基本都能够保持正常运行。第三，脱硫系统部分设备质量问题比较突出。从已完成烟气脱硫后评估的项目来看，100%的浆液泵机封、88%的水力旋流器、83%的废水处理系统、67%的气-气换热器、61%的吸收塔防腐内衬和在线监测仪表、50%的磨机、44%的除雾器、22%的氧化风机和循环泵等存在较大的质量问题。第四，脱硫装置的总体可靠性水平应进一步提高。受设备质量、煤质变化、运行维护人员水平的影响，脱硫设备的可靠性水平还有提高的空间。通过节能、经济运行达到环保要求还有较大差距。
五、火电厂烟气脱硫特许经营试点项目进展情况
2008年1月，国家发展改革委、原国家环境保护总局在京举行了火电厂烟气脱硫特许经营试点项目签约仪式。首批11个试点项目的电力企业和7家脱硫公司签订了烟气脱硫特许经营合同。目前，共有17个电厂、2229.5万千瓦容量纳入试点范围。截至2008年底，大唐国际托克托电厂6×60万千瓦机组、国电电力大同第二发电厂二期2×60万千瓦机组、国电电力大同第二发电厂三期2×66万千瓦机组、大唐淮南洛河电厂2×30+2×60万千瓦机组等4个项目、共计792万千瓦正式转为烟气脱硫特许经营模式，交由脱硫公司运营。
第三章 电力减排的主要措施
一、强化二氧化硫排放考核及监管
从2008年起，国家发展改革委调整节能减排考核办法为一年一考，把各地区年度GDP能耗降低任务、减排任务和“十一五”节能任务完成进度相衔接，即“十一五”后三年要量化每年能耗降低、减排任务，考核完成进度。
2008年初，环境保护部会同国务院有关部门，对2007年各省、自治区、直辖市污染减排完成情况进行了考核，并将考核情况报国务院批准之后对公众公布。同时，对没有按期完成脱硫设施建设的三个电力集团公司，进行区域限批；对不正常运行脱硫设施的七个电力企业，全额追缴排污费，并扣减享受的脱硫电价，同时处以五倍的罚款。
2008年，国家电监会继续加强对火电企业脱硫设施运行监管，配合环境保护部开展全国整治违法排污企业保障群众健康环保专项行动，督促火电企业提高脱硫设施的运行维护水平，提高脱硫设施的投运率和脱硫效率。
专栏2-1 部分省份脱硫减排监管工作进展情况
江苏。南京电监办组织开发的燃煤机组脱硫实时在线监测系统继续发挥作用。截至2008年底，江苏省实现脱硫在线监控的机组达到119台，合计4007万千瓦。扣除关停机组后，脱硫机组占全省12.5万千瓦及以上燃煤机组的96.80%，脱硫在线监控率达到99.97%。全省已接入脱硫在线监控系统的12.5万千瓦及以上统调燃煤电厂脱硫系统年平均投运率为98.42%，比2007年提高20.32个百分点。全省燃煤电厂年平均脱硫效率为94.17%，比2007年上升20个百分点。2008年，江苏发电企业二氧化硫的排放浓度大幅度下降，平均排放浓度为142.83mg/m3，比2007年下降61.26%，减排效果明显。
贵州。2008年，贵州统调并网运行的鸭溪、黔西等17个燃煤电厂（41台机组，1092万千瓦，占全网火电装机总容量的66.1%）已全部实现脱硫机组在线监测，并实现了脱硫监测系统的脱硫计算、信息发布等功能。通过该系统监测的火电机组2008年共产生二氧化硫82.2万吨，向大气排放二氧化硫4.4万吨，脱除二氧化硫排放量77.8万吨，全网平均脱硫效率为94.64%。
山东。2008年4月，济南电监办联合山东省环保局对全省燃煤电厂脱硫设施建设运行情况、脱硫电价执行及落实情况开展了专项检查。共检查统调、地调153家电厂，装机容量4910万千瓦，占全省燃煤装机总容量的90％。检查中共查处影响脱硫建设速度、脱硫运行效率及脱硫管理问题121项。对查出的问题，现场责令改正，对26家存在问题较多的企业下达了限期整改通知书，通报批评了11家超标排放发电企业，推进了全省脱硫工程建设进度。目前山东省已经建立了燃煤电厂脱硫信息管理系统，涵盖了全省325家燃煤电厂，实现了脱硫设施建设及运行的规范管理和常态管理。
二、加强企业组织建设，完善管理体系
电力企业加强组织建设，建立协调机制。在企业内成立了以企业负责人为领导，相关部门参加的组织机构，研究企业节能减排工作中的重大问题、重大事项；组织建立公司节能减排工作协调机制，督促检查公司各单位节能减排工作。
按照国家有关要求，电力企业不断完善节能减排管理体系，加强节能减排目标的计划性和系统性。如，大唐集团建立了视频会议系统、“两型企业”管理体系、“五确认、一兑现”管理体系，对“四耗、四排、一率”（煤耗、电耗、水耗、油耗，烟尘、废水、二氧化硫、氮氧化物排放，脱硫同步投运率）实施动态对标管理；国电集团开发建设了集团公司信息化系统，建立了三级节能减排指标统计监控体系，实时监控脱硫系统运行情况；中电投集团修订印发了《中国电力投资集团公司火力发电厂节能管理办法》、《中国电力投资集团公司环境保护管理规定》；浙江省能源集团公司配合浙江省节能减排行动计划编制了本企业资源节约与环境保护规划。
三、建立企业节能减排目标责任制，强化考核制度
电力企业以落实“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书、节能目标责任书和小机组关停责任书为抓手，与所属企业签订节能环保责任书，将节能减排各项任务指标逐年分解落实到所属企业，建立节能减排目标责任制。如，国家电网公司开发建设了京津冀地区火电厂烟气污染物排放信息管理系统，实时监测环保设施运行情况和二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度等，大幅提高了环保设施的运行效率和烟气污染物的排放达标率。华电集团将节能减排指标作为企业领导人员绩效目标考核分值的35％进行考核；节能减排实行层层落实责任制,各企业党政主要负责人为节能减排工作第一责任人；在节能减排目标考核中坚持严格考核、严明奖惩，坚决兑现。
第三部分 评 述
2008年，电力企业节能减排效果有了显著提高。但有些问题依然没有得到根本解决，新的问题逐渐暴露，需要引起高度重视。
一、节能减排法规意识有待进一步增强
一是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。主要表现为：自觉守法意识不强。如，个别企业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。二是对环保工作重视不够。环保人员配备、岗位设置等与主机专业相比，不能同等对待，对环保人员的培训不够，业务水平达不到国家对节能减排的要求。
二、节能减排工作的科学性、有效性有待加强
部分企业节能减排工作缺乏科学性，节能减排工作需进一步加强。如，火电厂烟气脱硫时，采用典型石灰石-石膏湿法脱硫，厂用电率增加约1%，相当于发电煤耗增加约3克/千瓦时，当电厂燃特低硫煤且环境容量能满足要求时，能耗增加使得控制二氧化硫得不偿失。再如，污染治理技术路线选择过于单一，工艺设计粗放。如，脱硫工艺的选择上一味追求高效率，不是根据标准、煤质、场地、副产品综合利用等电厂实际情况优选脱硫工艺，不仅造成了浪费，也影响了循环经济型技术、自主知识产权技术的应用。还如，为了节能，停运或少运行污染治理设施会增加污染物排放。
电力企业在制定节能减排方案时，应正确处理依法达标与成本控制之间的关系，正确处理节能与减排的关系，正确处理节能减排与资源节约之间的关系，加强污染治理设施管理、优化污染治理设施的设计和运行，实现节能减排与经济效益双赢。
三、脱硫装置建设质量及运行管理水平亟待提高
近年来，随着国家对火电厂实施烟气脱硫要求越来越严格，脱硫工程建设任务十分繁重，脱硫工程设计缺陷、恶性竞争导致的工程质量问题相当突出，严重影响脱硫装置长期、连续、稳定运行。如，有些施工单位为赶进度，在脱硫工程施工过程中，对烟道和脱硫塔接口处的防腐施工处置不当，导致脱硫装置投运后防腐层大面积脱落，不但影响脱硫系统的正常运行，而且高额的修复费用也给业主方造成经济损失。再如，脱硫工程设计参数考虑不合理，设计裕量过小，脱硫设施投运后，不能适应煤种的变化。
电力企业要坚决改变不求质量只求低价的招标做法；加强对脱硫装置的运行管理，将脱硫设备与主机设备同等对待；进一步提高脱硫运行人员素质，特别是脱硫技术改造项目的脱硫运行人员的素质；加强脱硫装置运行的优化管理，促进节能降耗；加强对主要脱硫设备的质量管理，明确采购要求，严格执行到货检查和安装质量检查，在竣工验收中要全面测定设备的性能，保证设备稳定可靠运行；加强对脱硫装置技术改造力度，提高对劣质煤炭的适应能力。
四、市场在配置资源和节能减排中的作用有待进一步发挥
实行节能发电调度后，将会使一些排序靠前的机组增加发电出力，排序靠后的机组的发电出力大幅减少，部分电网设备及输送线路重载运行，甚至在电网某些环节出现拥塞，增加电网的安全隐患，影响电力安全供应。同时，当因实行节能发电调度而关停的机组处于电网末端或独立电网，对当地电网安全具有支撑作用时，将会对可靠供电和应急供电造成安全隐患。
有关部门应建立和完善节能发电调度的配套措施、实行节能发电调度的信息披露制度、建立相关工作的评价体系、考核方法、监督办法等；加强对节能发电调度政策的系统性研究；深入开展电网适应性研究，梳理电网安全约束问题。
五、脱硫副产品综合利用率尚需提高
目前，全国有90%以上的烟气脱硫机组采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。随着脱硫机组的大规模投运，脱硫石膏产量逐年提高，脱硫石膏如何处置和消纳问题日趋严重。据估算，2008年，全国脱硫石膏产量已达3500万吨左右，而综合利用率仅约为45%，大部分火电厂的脱硫石膏主要采取灰场堆放或填海处理。这不仅占用大量土地，增加灰场的投资，而且处理不好可能会对周围环境造成二次污染。脱硫石膏综合利用率不高的原因，一是我国对脱硫石膏的利用虽已开始起步，但发展却比较缓慢，尚未形成工业化、规模化和专业化的生产。二是由于部分脱硫装置运行不正常，造成脱硫石膏品质达不到设计要求，影响综合利用。三是经济政策有待进一步深化与完善。尽管国家已经出台了相关政策鼓励使用脱硫石膏，但经济政策力度不够，而且在执行过程中各地存在差异。四是电力部门与建材部门缺少沟通与合作，脱硫石膏用于建材的标准尚未正式出台，且电力企业与建材企业之间存在利益分歧，影响脱硫石膏在建材行业的综合利用。
电力企业要加强对脱硫装置的运行管理，提高脱硫石膏品质，同时加强与建材部门合作，积极为脱硫石膏综合利用创造条件。政府有关部门应高度重视对脱硫石膏综合利用的问题，从政策上、经济上采取措施，加大对脱硫石膏综合利用的支持力度。适时出台对开采天然石膏增加资源税的政策；进一步强化利用脱硫石膏的优惠经济政策；在建筑领域推广粉刷石膏替代水泥砂浆抹面；建立区域脱硫石膏综合利用示范工程。
六、需求侧管理机制有待完善
目前需求侧管理缺乏财政、税务、物价等相关的配套的激励。电网企业要投入大量人力、物力、财力来启动需求侧管理项目，但目前电力需求侧管理专项资金尚无稳定来源。实施需求侧管理与电网企业经营目标相悖。如，某电网公司通过实施绿色行动，加强需求侧管理，节约了电量，利润却相应减少，造成“绿色行动”节能成果与利润考核目标相背离，在一定程度上影响了电网企业加强需求侧管理的积极性。
有关部门应进一步完善能源管理法规体系，加强制度设计，制订完善相关法律、法规和政策，从机制上、政策上保障电力需求侧管理的有效实施。电力需求侧管理应纳入产业体系中统一部署，通过综合资源规划，实现以最小的成本满足未来的电力需求。调整电网企业利润考核机制，将电网企业实施电力需求侧管理效果作为考核指标，推动全社会节电。
