2017年中国电力发展情况综述

四、行业绿色发展水平进一步提高，节能减排取得新成绩

能效水平持续提高 全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗水平持续保持世界先进水平;电网线损率6.48%，比上年降低0.01个百分点;由于煤电超低排放改造、负荷率下降等原因，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.04%，比上年提高0.03个百分点;火电厂单位发电量耗水量1.25千克/千瓦时，比上年降低0.05千克/千瓦时。

污染物排放大幅下降 根据中电联统计分析，截至2017年年底，全国燃煤电厂100%实现脱硫后排放。其中，已投运煤电烟气脱硫机组容量超过9.4亿千瓦，占全国煤电机组容量的95.8%;其余煤电机组主要为循环流化床锅炉采用燃烧中脱硫技术;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约10.2亿千瓦，占全国火电机组容量的92.3%;其中，煤电烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国煤电机组容量的98.4%。常规煤粉炉以选择性催化还原(SCR)脱硝技术为主，循环流化床锅炉则以选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术为主;全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量比重超过70%，提前两年多完成2020年改造目标任务。2017年，全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为26、120和114万吨、分别比上年下降25.7%、29.4%和26.5%;单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.06、0.26和0.25克/千瓦时，比上年分别下降0.02、0.13和0.11克/千瓦时;单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，与上年持平全国燃煤电厂粉煤灰综合利用率为72%，与上年持平;脱硫石膏综合利用率为75%，比上年提高1个百分点。

应对气候变化贡献突出 单位火电发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，比2005年下降19.5%。以2005年为基准年，2006-2017年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约113亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长，其中供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为45%，非化石能源发展贡献率为53%。

五、科技创新取得新进展，创新成果获多项大奖

特高压技术继续引领世界大电网技术发展 率先研发应用了特高压直流分层接入技术，全面攻克了±1100千伏直流输电工程系统成套技术，掌握了1000千伏特高压交流和±800千伏特高压直流输电关键技术，特高压技术继续引领世界大电网技术发展;世界首台机械式高压直流断路器投运，世界首台特高压柔直换流阀研制成功，我国柔性输电技术取得长足进步;世界上电压等级最高、容量最大的苏南500千伏统一潮流控制器建成投运，全球规模最大的冀北新能源虚拟同步机系统实现并网，建成了集成可再生能源主动配电网示范工程，电网控制和新能源接纳能力显著提高;电动汽车、分布式电源的灵活接入取得重要进展，在数量规模、运营关键技术、电动汽车与电网互动技术领域，均走在世界前列。

电源科技创新取得新进展 二次再热发电技术具备自主开发制造能力，燃煤耦合生物质发电技术实现示范应用，超超临界关键前沿技术研究有序推进，化石能源清洁高效利用取得新进展;以CAP1400和“华龙一号”为标志，中国核电已达到三代核电技术的先进水平，并拥有完整的自主知识产权和核心制造能力;风电开发运行逐步向信息化、数字化、智能化、高可靠性方向发展;百万千瓦水电机组关键部件成功问世，奠定了中国水电技术的世界领导者地位。

电力科技创新成果获多项大奖 电力行业科技项目共获得国家科学技术奖20项。其中，“特高压±800kV直流输电工程”获国家科学技术进步奖特等奖，“600MW超临界循环流化床锅炉技术开发、研制与工程示范”获国家科学技术进步奖一等奖，“燃煤机组超低排放关键技术研发及应用”获国家技术发明奖一等奖。

六、电力市场建设加快推进，电力市场交易更加活跃

电力市场体系和试点建设加快推进 国家围绕全面深化电力改革出台了一系列涉及输配电价、售电侧改革、增量配电网放开、电力交易规则等方面的政策措施，各省政府也结合实际积极制定电力改革和市场化交易试点方案，有力支持和推进了电力市场体系构建和电力市场交易试点。截至2017年年底，售电侧改革试点扩大到10个省份，一大批售电企业准入市场交易，活跃了市场环境;22个省份开展了电力改革综合试点，改革措施各具特点，市场发育日益完善;新批复增量配电业务改革试点89个，累计批复试点195个，增量配电业务改革有序推进;确定南方(广东起步)、蒙西等8个地区作为电力现货市场建设试点，电力市场交易品种逐步丰富。此外，还组织在东北等地区开展电力辅助服务市场建设。中国电力企业联合会受政府委托开展电力行业信用体系建设与评价工作，并配合有关政府在健全信用工作体系、联合奖惩制度、制定信用评价管理办法、推进市场主体信息采集等方面出台了一系列政策性文件，升级编制包括发电、电网、设计、建设、售电、电能服务、电力大用户等7个专业领域的信用评级规范，为行业信用体系建设提供了政策和实施保障。

市场化交易比重大幅提高 截至2017年年底，全国共成立北京、广州2个区域性电力交易中心和32个省级电力交易中心。国家加快放开发用电计划，各类市场主体积极参与电力交易，有力地促进了煤电市场化率加快提高，也鼓励了清洁能源发电积极参与市场交易，电力市场化交易规模大幅增加。初步统计，全年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，市场化交易电量占全社会用电量的25.9%，比重比上年提高7个百分点;其中10家大型发电集团2合计市场化交易电量占全国市场化交易电量的66%，占这10家大型发电集团上网电量的33%(即上网电量市场化率)。

行业支撑实体经济降成本效果显著 继续推进输配电价改革，历经三年、全面完成各省级电网输配电价核定，核定后的全国平均输配电价比原购销价差降低近1分/千瓦时，核减32个省级电网(除西藏外)准许收入约480亿元;降低在电价环节征收的政府性基金及附加标准25%，减轻社会用电成本160亿元;取消通过电价征收的城市公共事业附加、电气化铁路还贷电价和向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，涉及金额800亿元。以上措施共降低社会用电成本超过1400亿元，有力扶持了实体经济发展、助推产业转型升级。此外，国家调整降低了风电和太阳能光伏发电项目上网电价。