1.2 中國火電行業發展情況

1.2.1 發電行業發展概況

自1882年4月中國有了第一座裝機容量約12kW發電廠，到1949年中華人民共和國成立時的全國裝機容量僅有185萬千瓦、發電量僅有43億千瓦時，再到1978年我國剛剛改革開放全國發電裝機容量達到5712萬千瓦、發電量達到2566億千瓦時，再到2012年全國發電裝機容量已達114676萬千瓦、全年發電量為49865億千瓦時，中國發電量、發電裝機容量、電網規模均位居世界第一，中國的電力工業篳路藍縷走過了131年的歷程。目前，中國電力工業無論在發展規模、還是發展質量上都取得了舉世矚目的成效，創造了不可復制的發展奇跡。本節從主要發展指標方面展示我國發電行業發展情況。

1.2.1.1 裝機容量及構成

發電設備容量是從設備的構造和經濟運行條件考慮的最大長期生產能力，設備容量是由該設備的設計所決定的，并且標明在設備的銘牌上，計量單位為“千瓦（kW）”，反映了電力工業供電能力水平。1978年，全國發電裝機容量是5712萬千瓦，其中，水電1728萬千瓦，占總容量的30.25%；火電3984萬千瓦，占總容量的69.75%。截至2012年底，全國全口徑發電設備容量114676萬千瓦。其中，水電24947萬千瓦（含抽水蓄能1838萬千瓦），約占總容量的21.75%；火電81968萬千瓦，約占總容量71.48%；核電1257萬千瓦，約占總容量的1.10%；并網風電容量6142萬千瓦，約占總容量的5.36%；其他類型發電設備容量為367萬千瓦，其中，并網太陽能發電341萬千瓦。

2012年底全國6000千瓦及以上電廠發電設備容量結構見表1-6；2001～2012年全國發電總裝機容量及其增速變化如圖1-10所示，人均裝機容量及其增速變化如圖1-11所示，不同發電裝機類型比重如圖1-12所示。

從裝機分布上看，2012年底，華北區域全口徑發電設備容量25122萬千瓦，是裝機容量最多的區域，比2011年增加1650萬千瓦；華東、華中區域內全口徑發電設備容量也均超過2.3億千瓦，分別比2011年增加1343萬千瓦和2341萬千瓦，其中，華中區域水電裝機容量增加890萬千瓦，是水電裝機增加最多的區域；南方區域全口徑發電設備容量2.02億千瓦，比2011年增加1482萬千瓦，其中，水電裝機容量增加342萬千瓦；西北區域全口徑發電設備容量1.19億千瓦，比2011年增長11.16%，其中，風電裝機容量比上年增長31.11%；東北區域全口徑發電設備容量首次超過1億千瓦。近兩年各電網供電區域發電裝機容量情況如圖1-13所示。

1.2.1.2 發電量及構成

發電量是指電廠（發電機組）在報告期內生產的電能量，簡稱“電量”。它是發電機組經過對一次能源的加工轉換而生產出的有功電能數量，即發電機實際發出的有功功率（千瓦）與發電機實際運行時間的乘積，電量的基本計量單位為“千瓦時”，反映了電力工業實際供電水平。1978年，全國發電量2566億千瓦時，其中，水電446億千瓦時，占發電總量的17.38%；火電2119億千瓦時，占發電總量的82.62%。2012年，全國全口徑發電量49865億千瓦時，其中，水電8556億千瓦時，約占發電總量的17.2%；火電39255億千瓦時，約占發電總量的78.7%；核電983億千瓦時，約占發電總量的2.0%；風電1030億千瓦時，約占發電總量的2.1%。

2012年全國電力生產基本情況見表1-7；2001～2012年全國發電總量及增速變化如圖1-14所示，全國人均發電量及增速變化如圖1-15所示，不同發電類型發電量比重如圖1-16所示。

分省份情況來看，2012年，全口徑發電量增速超過20%的省份有新疆（35.77%）、青海（20.78%），主要是由于上年基數小，增長率較高；負增長的省份有西藏、上海、天津、廣東、河南。2012年全國各省份全口徑發電量見表1-8。

從電力供應上看，2012年，全國電力企業供電量44798億千瓦時，比上年增長4.75%，增速比上年降低6.73%。2012年電力企業供電量超過2000億千瓦時的省份有廣東（4413億千瓦時）、江蘇（4085億千瓦時）、山東（3504億千瓦時）、浙江（2909億千瓦時）、河北（2810億千瓦時）、河南（2505億千瓦時）；超過1000億千瓦時的省份有四川、遼寧、云南、福建、山西、貴州、內蒙古、湖北、上海、安徽、湖南、廣西。其中，江蘇首次突破4000億千瓦時。2012年電力企業供電量增速超過全國供電量增速（4.75%）的省份有15個，其中增速超過10%的省份為：新疆（40.73%）、西藏（17.52%）、海南（14.07%）、安徽（12.43%）、貴州（11.73%）。電力企業供電量增速為負的省份為：云南（-12.20%）、重慶（-0.45%）、內蒙古（-0.14%）。

1.2.1.3 非化石能源發電

非化石能源發電是指除煤炭、石油、天然氣等化石能源以外能源發電形式，包括當前的新能源及可再生能源，如含核能、風能、太陽能、水能、生物質能、地熱能、海洋能等可再生能源。本書中非化石能源發電包括水電、核電、風電、太陽能等發電類型。1978年，我國非化石能源主要是水電，其裝機容量為1728萬千瓦，占總容量的30.25%；發電量為446億千瓦時，占發電總量的17.38%。截至2012年年底，我國非化石能源裝機容量達到32708萬千瓦左右，約占我國總裝機容量的28.52%。2012年，我國非化石能源發電量達到10610億千瓦時左右，約占總發電量的21.27%。

2001～2012年我國非化石能源裝機容量及其占總裝機比重變化如圖1-17所示，非化石能源發電量及其占總發電量比重變化如圖1-18所示。

從發電結構發展變化分析，20世紀90年代以前中國電力結構呈現“水火相濟”的特點，水電、火電裝機之比長期維持在2∶8左右。進入21世紀以來，發電類型呈現“多元化”、“綠色化”的特點，核電與“新興”可再生能源（區別于水電），如風電、太陽能發電、生物質發電等，發展明顯加快，火電裝機比重逐步下降。到2012年底，中國水電裝機容量到達24947萬千瓦，穩居世界第一水電大國地位；核電裝機容量到達1257萬千瓦，在建規模居世界第一；并網風電裝機容量到達6142萬千瓦，躍居世界第一位，2005年以來風電裝機年均增速為約79%，創造了風電發展速度的奇跡；并網太陽能發電裝機容量達到341萬千瓦；其他可再生能源發電，如生物質發電、地熱發電等發展提速。2012年，可再生能源（包括核電）發電裝機容量達到32708萬千瓦，占比達到28.5%；發電量達到10610億千瓦時，占比達到21.3%。

1.2.2 火電行業發展情況

“富煤、少油、缺氣”的資源稟賦決定了我國以煤為主的能源格局，也決定了我國以火電為主的電力格局。目前，我國火電裝機容量和發電量均占很高比重，是中國電力發展的重要支撐，并且在未來相當長一段時間內這種格局不會改變，

1.2.2.1 裝機及發電量

1978年，全國火電裝機容量為3984萬千瓦，占總容量的69.75%；全年火電發電量為2119億千瓦時，占發電總量的82.62%。截至2012年底，我國火電裝機容量81968萬千瓦，約占我國總裝機容量的71.48%；2012年全國火電發電量39255億千瓦時，約占總發電量的78.7%。2001～2012年我國火電裝機容量及占總裝機比重變化如圖1-19所示，火電發電量及占總發電量比重變化如圖1-20所示。

1.2.2.2 火電機組類型

截至2012年底，全國6000千瓦及以上火電機組裝機容量81426萬千瓦。其中，燃煤發電機組75382萬千瓦（包括煤矸石發電機組1574萬千瓦）；燃油發電機組301萬千瓦；燃氣發電機組3717萬千瓦（包括煤層氣發電機組29萬千瓦）；其他類型發電機組2025萬千瓦（包括余溫、余壓、余氣發電機組1256萬千瓦，垃圾焚燒發電機組251萬千瓦，秸稈、蔗渣、林木質發電機組518萬千瓦）。2012年底全國6000千瓦及以上火電機組類型情況見表1-9。

1.2.2.3 火電機組等級

截至2012年底，納入行業6000千瓦及以上機組統計調查范圍的火電機組容量80302萬千瓦，占全國6000千瓦及以上火電機組容量的98.62%。調查范圍內火電機組平均單機容量11.8萬千瓦，比上年提高0.4萬千瓦。在調查范圍內的火電機組中，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到40.15%，比上年提高1.28%，比2005年提高28.47%，反映大容量、高參數的火電機組自“十一五”以來得到迅速發展；單機30萬～60萬千瓦（不包含60萬千瓦）、20萬～30萬千瓦（不包含30萬千瓦）、10萬～20萬千瓦（不包含20萬千瓦）和不足10萬千瓦火電機組比重分別比上年降低0.15%、0.53%、0.33%和0.28%。

全國統計調查范圍內火電機組容量等級結構見表1-10，2006～2012年全國納入統計范圍[注]火電機組容量比例變化情況如圖1-21所示。

1.2.2.4 火電工程造價

（1）燃煤機組

隨著技術進步及工藝水平提高，燃煤發電工程造價總體呈不斷下降的趨勢。2012年，不同容量等級燃煤發電新建工程造價水平與上年比均有所下降。其中，2×100萬千瓦機組單位造價下降幅度最大，體現了我國百萬千瓦容量燃煤發電機組技術的成熟和成本的節約。2011年、2012年燃煤發電工程單位造價變化情況見表1-11。

與2011年相比，2012年2×30萬千瓦、2×60萬千瓦、2×100萬千瓦燃煤發電工程建筑工程費、設備購置費、安裝工程費和其他費用總體呈下降趨勢。設備購置費占工程總投資40%～50%，是影響工程單位造價的主要因素。主要設備中，鍋爐價格下降5.71% ～9.23%，高壓加熱器、給水泵等輔機價格下降3%～10%，汽輪機、發電機等其他設備價格基本持平，變化不大。2011年、2012年燃煤發電工程各項費用變化率如圖1-22所示。

（2）燃氣-蒸汽聯合循環機組

2012年，2×18萬千瓦（9E級）燃氣-蒸汽聯合循環電站新建工程（一拖一）、2×30萬千瓦（9E級純凝）燃氣-蒸汽聯合循環電站新建工程（一拖一）造價水平與上年比基本持平。2011年、2012年燃氣-蒸汽聯合循環電站工程單位造價變化情況見表1-12。

1.2.3 火電節能減排情況

針對我國燃煤發電為主的現實，中國不斷加大節能減排的力度。通過結構調整、提效改造、加裝污染控制設備、提高管理水平，全面提高了能源轉換效率、降低污染排放水平。火電廠發電平均效率、供電標準煤耗、污染物控制水平達到國際先進。在大氣污染物控制方面，大氣污染物排放量總量得到不同程度的控制，單位火電發電量大氣污染物排放水平不斷下降，達到世界先進水平。在廢水及固廢排放控制方面，采取多種措施處理并回用廢（污）水及粉煤灰和脫硫石膏等固體廢物，實現了有效減排和資源綜合利用。在溫室氣體控制方面，電力工業主要通過工程減排、結構減排、管理減排及市場機制減排四種途徑減少溫室氣體排放。

1.2.3.1 節能降耗水平

（1）供電標準煤耗

供電標準煤耗率是指火力發電機組每供出1千瓦時電能平均耗用的標準煤量，它是綜合計算了發電煤耗及廠電用率水平的消耗指標，綜合反映了火電廠生產單位產品的能源消耗水平。1978年，全國6000kW及以上火電機組供電標準煤耗471g/（kW·h）；到2012年，全國6000kW及以上火電機組供電標準煤耗325g/（kW·h），比1978年，降低146g/（kW·h），煤電機組供電煤耗繼續居世界先進水平。2001～2012年我國火電機組平均供電標準煤耗變化情況如圖1-23所示，2001～2012年主要國家供電煤耗變化情況比較如圖1-24所示。

從各地區看，2012年全國有13個省（區、市）火電機組供電標準煤耗低于全國平均值，其中，北京由于燃氣和供熱機組較多，供電標準煤耗比全國平均值低65g/（kW·h）；上海、浙江和福建低于全國平均值超過20g/（kW·h）。除吉林和青海外，全國各省（區、市）火電機組供電煤耗均較上年有所降低，其中，新疆、四川、北京、山東、西藏和寧夏降低幅度較大，超過10g/（kW·h）。2012年各省（區、市）供電標準煤耗情況見表1-13。

（2）發電廠用電率

發電廠用電率是指發電廠生產電能過程中消耗的電量（稱發電廠用電量）與發電量的比率。除計算水、火合計平均廠用電率外，還要分別按水電、火電計算廠用電率。1978年，全國發電廠用電率為6.61%；到2012年，全國發電廠用電率為5.1%，比1978年下降1.51個百分點。其中，水電0.3%，比上年下降0.06個百分點；火電6.1%，比上年下降0.13個百分點。2001～2012年發電廠用電率變化情況如圖1-25所示。

從各地區看，2012年全國有16個省（區、市）廠用電率低于全國平均值，22個省（區、市）廠用電率均較上年有所降低，西藏、山東、貴州較上年降低超過1%。

2012年各省（區、市）發電廠用電率及與2011年對比情況見表1-14。

（3）線路損失率

線路損失率是在供電生產過程中耗用和損失的電量占供電量的比率。是反映用電管理與技術管理工作水平的綜合性技術經濟指標。1978年，全國線損率為9.64%；到2012年，全國線損率6.74%，比1978年下降了2.9個百分點。2001～2012年全國電網線損率變化情況如圖1-26所示，主要國家電網線損率變化情況比較如圖1-27所示。

從各地區看，2012年，全國有17個省（區、市）線損率低于全國平均值，其中，青海、寧夏和浙江省線損率最低，分別比全國平均值低3.28%、2.66%和2.58%。2012年各省（區、市）線損率情況見表1-15。

1.2.3.2 主要大氣污染物排放及控制情況

（1）煙塵

煙塵對環境影響是多方面的，粒徑小的煙塵顆粒會對呼吸系統產生危害；煙塵表面吸附的重金屬和有毒有害物質會對人體健康產生危害；與氣態污染物形成的二次污染物共同作用，影響大氣能見度、造成環境污染，導致霧霾問題。

我國燃煤電廠煙氣除塵技術經歷了由初級到高級的發展過程。除塵器的選用由初期的旋風除塵器、多管除塵器、水膜除塵器等到20世紀80年代起廣泛使用的靜電除塵器，近年來隨著袋式除塵器濾袋材料性能的改善及排放標準的嚴格，袋式除塵器和電袋除塵器應用呈上升趨勢，除塵新技術、新工藝得到進一步發展應用。燃煤電廠煙塵控制已發展到應用最佳可行技術階段。到2012年底電除塵器約占90%、袋式及電袋復合除塵器占10%以上。我國各時期燃煤電廠除塵技術變化情況如圖1-28所示。

燃煤電廠煙塵控制技術不斷進步，除塵效率不斷提高，盡管發電裝機容量及發電量持續快速增長，但年煙塵排放總量得到有效控制。2012年，全國電力煙塵排放總量151萬噸，單位火電發電量煙塵排放量為0.39g/（kW·h）千瓦時，與2011年單位火電發電量煙塵排放量持平。截至2012年底，電除塵器的應用比例約為90%，布袋除塵器（含電袋）比例約為10%。2001～2012年全國火力發電廠煙塵排放情況如圖1-29所示。

（2）二氧化硫

向大氣中排放的SO₂在較小的空間尺度范圍內是影響我國空氣環境質量的重要因素，但由于它也是酸雨形成的重要因素，其硫沉降量在較大的空間尺度范圍基本上呈線性關系；另外，通過物理和化學作用形成的微小顆粒物會造成二次環境污染。

燃煤產生了大量的SO₂，其中，城市低矮面源產生的SO₂對環境影響最大。低矮面源產生的SO₂排放總量約占總排放量的20%～30%，但其對環境SO₂濃度的責任貢獻率達60%～70%。由于電廠煙氣采用高煙囪排放，電廠排放SO₂的責任率約為其排放量所占比例的1/4～1/3。

目前，國內外普遍采用的脫硫方法可分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和煙氣脫硫三大類：①燃燒前脫硫包括洗煤、煤氣化、液化以及利用機械、電磁等物理技術對煤進行脫硫，但該方法只能脫除煤中部分硫（主要是無機硫），不能從根本上解決二氧化硫對大氣的污染問題；②燃燒中脫硫主要包括爐內噴鈣、流化床添加石灰石（即循環流化床鍋爐燃燒技術）等；③煙氣脫硫可分為濕法、半干法及干法三大類。其中，脫硫劑為水溶液或漿液形式、脫硫產物以水溶液或漿液形式存在的脫硫工藝為濕法工藝；脫硫劑為水溶液或漿液形式、脫硫產物為干態，或者脫硫劑為干態、脫硫產物以水溶液或者漿液的形式存在的脫硫工藝為半干法工藝；脫硫劑為干態、脫硫產物也為干態的脫硫工藝為干法工藝。典型脫硫技術主要特點見表1-16。

自2005年起，全國煙氣脫硫機組以每年1億千瓦左右速度遞增。2012年新投運火電廠煙氣脫硫機組總容量約4500萬千瓦；截至2012年底，累計已投運火電廠煙氣脫硫機組總容量約6.8億千瓦，占全國現役燃煤機組容量的90%（比2011年的美國高30個百分點），比2011年提高1個百分點。如果考慮具有脫硫作用的循環流化床鍋爐、減去計劃關停機組，全國脫硫機組占煤電機組比例接近100%。

從脫硫機組脫硫技術采用方式看，截至2012年年底，石灰石-石膏濕法占92%（含電石渣法等），海水法占3%，煙氣循環流化床法占2%，氨法占2%，其他占1%。截至2012年底，已簽訂火電廠煙氣脫硫特許經營合同的機組容量8389.5萬千瓦，其中，已投運機組容量7645.5萬千瓦。

2005～2012年全國煙氣脫硫機組投運情況如圖1-30所示；中美煙氣脫硫機組發展情況對比如圖1-31所示。

據中電聯統計分析，2012年，全國二氧化硫排放2117.6萬噸，比上年下降4.5%；根據中電聯統計分析，2012年全國電力二氧化硫排放883萬噸，比上年下降3.3%，電力二氧化硫排放量約占全國二氧化硫排放量的41.7%。單位火電發電量二氧化硫排放量為2.26g/（kW·h），比上年下降約0.08g/（kW·h），好于美國2011年水平[美國2011年單位煤電發電量二氧化硫排放績效為2.8g/（kW·h）]。2001～2012年全國及電力二氧化硫排放情況如圖1-32所示，2005年以來中美二氧化硫排放績效對比如圖1-33所示。

（3）氮氧化物

NO_x是酸雨形成的重要因子，是形成以臭氧為主要污染物的光化學煙霧的前體物質，也是導致湖泊等水體富營養化氮元素的重要來源之一；另外，其形成的二次污染物超細顆粒是城市群及區域中灰霾天氣產生的重要原因。燃煤發電產生了大量NO_x，對環境造成影響的主要是NO和NO₂，其中NO易被氧化為NO₂。

控制火電廠氮氧化物排放的方法有兩大類：一類為低氮氧化物燃燒技術，在燃燒過程中控制氮氧化物的生成；另一類是煙氣脫硝技術，從煙氣中脫除生成的氮氧化物。

低氮氧化物燃燒是目前普遍采用的控制火電廠氮氧化物生成及排放的主要手段。其中，以低氮氧化物燃燒器（LNB）、空氣分級技術、燃料分級燃燒（再燃）為主。

火電廠大規模應用的煙氣脫硝技術主要包括選擇性催化還原法（SCR）、選擇性非催化還原法（SNCR）和SNCR/SCR聯合脫硝技術。SCR工藝是目前商業應用最為廣泛的煙氣脫硝技術。火電廠氮氧化物控制主要技術情況見表1-17。

“十五”以來，新建燃煤機組全部按要求同步采用了低氮氧化物燃燒方式，一批現有機組結合技術改造也加裝了低氮氧化物燃燒器。2012年，新建燃煤機組全部按要求同步采用了低氮燃燒方式，現役機組結合檢修也開始進行低氮燃燒技術改造，煙氣脫硝裝置開始了大規模建設。2012年，新投運火電廠煙氣脫硝機組容量約0.9億千瓦，其中，采用選擇性催化還原法（SCR）的脫硝機組容量占當年投運脫硝機組總容量的98%。截至2012年底，全國已投運火電廠煙氣脫硝機組總容量超過2.3億千瓦，占全國現役火電機組容量的28.1%。規劃和在建的煙氣脫硝機組已超過5億千瓦。截至2012年底，已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量750萬千瓦，其中，已投運機組容量570萬千瓦。2005～2012年全國火電廠煙氣脫硝機組投運情況如圖1-34所示。

2012年12月，國家發展改革委印發《關于擴大脫硝電價政策試點范圍有關問題的通知》（發改價格[2012]4095號），自2013年1月1日起，將脫硝電價試點范圍由現行14個省（自治區、直轄市）的部分燃煤發電機組，擴大為全國所有燃煤發電機組。脫硝電價標準為每千瓦時8厘錢。發電企業執行脫硝電價后所增加的脫硝資金暫由電網企業墊付，今后擇機在銷售電價中予以解決。

隨著火電等行業氮氧化物治理列入國家“十二五”規劃綱要，電力行業氮氧化物的控制力度不斷加大。2012年，電力行業扭轉了氮氧化物排放量逐年增加的局面，首次實現了排放量下降，全年電力氮氧化物排放948萬噸，比2011年下降5.5%；每千瓦時火電發電量氮氧化物排放量為2.4g，比上年下降約0.2g。2005～2012年全國及電力氮氧化物排放情況如圖1-35所示。

1.2.3.3 火電廠廢水排放與控制

電廠廢水主要包括工業廢水、生活污水和沖灰廢水。此外，還有電廠定期檢修時的非正常排水，如除塵器和空氣預熱器的清洗水、鍋爐酸洗廢水等；若電廠采用直流冷卻系統，則還有溫排水。電廠工業廢水和生活污水一般經處理后都能達標排放，或回收重復利用，對環境的影響較小。近年來，電力企業積極采用干除灰渣技術、直接空冷技術，新建電廠大多采用廢水“零排放”技術。通過使用節水技術，加強節水技術改造和水務管理，提高水重復利用率，減少外排水量，單位發電量廢水排放量逐年下降。2012年，全國火電廠每千瓦時發電量耗水量2.15kg，比上年降低0.19kg；每千瓦時發電量廢水排放量0.10kg，比上年降低0.13kg。2001～2012年全國火電廠單位發電量水耗和廢水排放情況如圖1-36所示。

1.2.3.4 固體廢棄物排放與綜合利用

（1）粉煤灰

粉煤灰是燃煤發電排出的主要固體廢物，是我國排量較大的工業固體廢物之一。粉煤灰具有兩重性。不加以利用，會產生揚塵等環境污染；如果利用得當，粉煤灰又是一種資源。因此，粉煤灰的妥善處置與綜合利用是火電廠環境保護工作的重要內容之一。2012年，全國燃煤電廠發電和供熱消耗原煤約19.7億噸，產生粉煤灰約5.4億噸，與上年持平，是2005年的1.8倍；綜合利用率約為67%。2005～2012年中國粉煤灰綜合利用情況如圖1-37所示。

（2）脫硫副產品

“十一五”期間，隨著我國煙氣脫硫步伐的加快，越來越多的燃煤發電廠相繼安裝了煙氣脫硫裝置，產生了大量脫硫石膏。在我國脫硫石膏產生的歷史很短，脫硫石膏綜合利用剛剛起步。2012年，電力行業產生脫硫石膏約6800萬噸，與上年持平，綜合利用率約72%，比上年增加1個百分點。2005～2012年中國脫硫石膏綜合利用情況如圖1-38所示。

1.2.3.5 溫室氣體控制情況

根據《氣候變化國家評估報告》，2000年，我國全部火電機組的二氧化碳排放量約3.3億噸碳（相當于12.1億噸二氧化碳），占全國碳排放總量的40%左右，單位火電發電量二氧化碳排放量為1085g/（kW·h）。經過多年發展，電力行業二氧化碳排放績效有所下降，但排放總量仍呈逐年上升的趨勢。

電力工業溫室氣體減排技術主要有工程減排、結構減排、管理減排及市場機制減排四種途徑。其中，工程減排是指通過提高機組能效，降低、捕集與貯存二氧化碳的工藝技術，如超（超）臨界技術、循環流化床、整體煤氣化聯合循環發電、熱電聯產、碳捕集和封存技術等；結構減排是指通過提高可再生能源及核能等無碳或低碳發電技術在電源結構中的比重，替代高碳排放火電，優化電力結構，降低碳排放；管理減排是指通過電力調度順序、發電權交易和減少廠用電等措施減少碳排放；市場機制減排主要指在電力行業采取清潔發展機制進行國際合作，利用轉讓的資金和技術獲得經核證的碳減排量，進而減少二氧化碳排放。相關技術情況如表1-18所列。

以2005年為基準年，2006～2012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35.6億噸，碳減排量逐年提高。其中，供電煤耗的降低對電力行業減排貢獻最大，約占52%；發展非化石能源貢獻率約46%。以2005年為基準年，2006～2012年各年二氧化碳減排情況如圖1-39所示，各項措施二氧化碳累計減排貢獻如圖1-40所示。