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氮氧化物排放控制力度不断加大。
“十五”以来,新建燃煤机组全部按照要求同步采用了低氮燃烧方式,现役机组也结合技术改造,进行了低氮燃烧器的改造。
目前,烟气脱硝装置开始大规模建设,投运的烟气脱硝机组容量达到1.4亿千瓦,约占火电机组容量的18%。
烟尘控制方面力度不断加大,加大了现役机组除尘器的改造效率,除尘效率显著提高,电力行业整体减排能力进一步提高。
五、二氧化硫、烟尘等排放量稳步下降,粉煤灰等固体废物的综合利用率不断提高
通过充分发挥结构减排、技术减排、管理减排的综合减排作用,电力行业二氧化硫排放量在2007年实现了历史性转折,并呈逐年下降趋势,改变了长期以来电力行业二氧化硫排放量随装机容量增长而增长的状况。
据统计,2011年全国电力二氧化硫排放总量约913万吨,比上年降低1.4%,比2005年降低29.8%。单位火电发电量二氧化硫排放2.3克/千瓦时,比2002年下降3.8克/千瓦时,下降62.3%。特别是“十一五”以来,电力二氧化硫排放量下降374万吨(全国下降364万吨),是全国的1.03倍,电力二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例由2005年的51.0%下降到2010年的42.4%,减少8.6个百分点,为全国二氧化硫减排作出了巨大贡献。
2011年,全国电力烟尘排放总量约155万吨,比2002年下降169万吨,下降47.8%;单位火电发电量烟尘排放量0.4克/千瓦时,比2002年下降2克/千瓦时。
固体废物的综合利用量持续增加,2011年电力行业粉煤灰综合利用量达3.67亿吨,利用率达68%,比2002年多利用2.48亿吨;2011年电力行业脱硫石膏综合利用量4800万吨,约是2002年的95倍。
2011年,火电厂单位发电量废水排放量为0.23千克/千瓦时,比2002年下降0.94千克/千瓦时。
六、节能减排市场机制逐步建立和完善
近年来,电力监管机构努力创新监管手段,逐步建立和完善促进节能减排的市场机制,取得了积极成效。2006年开始,电监会积极推动和逐步规范发电权交易,制定了《发电权交易监管暂行办法》。仅2012年上半年,全国完成发电权交易电量357亿千瓦时,促使高效环保机组利用小时数显著提高,相当于节约标准煤263万吨,减排二氧化碳684万吨,减排二氧化硫6.8万吨。
另外,在华北、东北、西北等风电富集地区建立完善了跨省区风电消纳机制,在华中、南方等水电富集地区建立完善了水电减弃增发应急消纳机制,减少非正常弃水弃风。如推动华中区域建立完善水电减弃增发应急机制,2012年上半年完成交易电量达5.86亿千瓦时,有效减少了对煤炭资源的消耗。
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