四、行業(yè)綠色發(fā)展水平進一步提高，節(jié)能減排取得新成績

能效水平持續(xù)提高 全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗309克/千瓦時，比上年降低3克/千瓦時，煤電機組供電煤耗水平持續(xù)保持世界先進水平;電網(wǎng)線損率6.48%，比上年降低0.01個百分點;由于煤電超低排放改造、負荷率下降等原因，6000千瓦及以上火電廠廠用電率6.04%，比上年提高0.03個百分點;火電廠單位發(fā)電量耗水量1.25千克/千瓦時，比上年降低0.05千克/千瓦時。

污染物排放大幅下降 根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計分析，截至2017年年底，全國燃煤電廠100%實現(xiàn)脫硫后排放。其中，已投運煤電煙氣脫硫機組容量超過9.4億千瓦，占全國煤電機組容量的95.8%;其余煤電機組主要為循環(huán)流化床鍋爐采用燃燒中脫硫技術;已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約10.2億千瓦，占全國火電機組容量的92.3%;其中，煤電煙氣脫硝機組容量約9.6億千瓦，占全國煤電機組容量的98.4%。常規(guī)煤粉爐以選擇性催化還原(SCR)脫硝技術為主，循環(huán)流化床鍋爐則以選擇性非催化還原(SNCR)脫硝技術為主;全國累計完成燃煤電廠超低排放改造7億千瓦，占全國煤電機組容量比重超過70%，提前兩年多完成2020年改造目標任務。2017年，全國電力煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為26、120和114萬噸、分別比上年下降25.7%、29.4%和26.5%;單位火電發(fā)電量煙塵排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分別為0.06、0.26和0.25克/千瓦時，比上年分別下降0.02、0.13和0.11克/千瓦時;單位發(fā)電量廢水排放量0.06千克/千瓦時，與上年持平全國燃煤電廠粉煤灰綜合利用率為72%，與上年持平;脫硫石膏綜合利用率為75%，比上年提高1個百分點。

應對氣候變化貢獻突出 單位火電發(fā)電量二氧化碳排放約844克/千瓦時，比2005年下降19.5%。以2005年為基準年，2006-2017年，通過發(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業(yè)累計減少二氧化碳排放約113億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長，其中供電煤耗降低對電力行業(yè)二氧化碳減排貢獻率為45%，非化石能源發(fā)展貢獻率為53%。

五、科技創(chuàng)新取得新進展，創(chuàng)新成果獲多項大獎

特高壓技術繼續(xù)引領世界大電網(wǎng)技術發(fā)展 率先研發(fā)應用了特高壓直流分層接入技術，全面攻克了±1100千伏直流輸電工程系統(tǒng)成套技術，掌握了1000千伏特高壓交流和±800千伏特高壓直流輸電關鍵技術，特高壓技術繼續(xù)引領世界大電網(wǎng)技術發(fā)展;世界首臺機械式高壓直流斷路器投運，世界首臺特高壓柔直換流閥研制成功，我國柔性輸電技術取得長足進步;世界上電壓等級最高、容量最大的蘇南500千伏統(tǒng)一潮流控制器建成投運，全球規(guī)模最大的冀北新能源虛擬同步機系統(tǒng)實現(xiàn)并網(wǎng)，建成了集成可再生能源主動配電網(wǎng)示范工程，電網(wǎng)控制和新能源接納能力顯著提高;電動汽車、分布式電源的靈活接入取得重要進展，在數(shù)量規(guī)模、運營關鍵技術、電動汽車與電網(wǎng)互動技術領域，均走在世界前列。

電源科技創(chuàng)新取得新進展 二次再熱發(fā)電技術具備自主開發(fā)制造能力，燃煤耦合生物質發(fā)電技術實現(xiàn)示范應用，超超臨界關鍵前沿技術研究有序推進，化石能源清潔高效利用取得新進展;以CAP1400和“華龍一號”為標志，中國核電已達到三代核電技術的先進水平，并擁有完整的自主知識產權和核心制造能力;風電開發(fā)運行逐步向信息化、數(shù)字化、智能化、高可靠性方向發(fā)展;百萬千瓦水電機組關鍵部件成功問世，奠定了中國水電技術的世界領導者地位。

電力科技創(chuàng)新成果獲多項大獎 電力行業(yè)科技項目共獲得國家科學技術獎20項。其中，“特高壓±800kV直流輸電工程”獲國家科學技術進步獎特等獎，“600MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐技術開發(fā)、研制與工程示范”獲國家科學技術進步獎一等獎，“燃煤機組超低排放關鍵技術研發(fā)及應用”獲國家技術發(fā)明獎一等獎。

六、電力市場建設加快推進，電力市場交易更加活躍

電力市場體系和試點建設加快推進 國家圍繞全面深化電力改革出臺了一系列涉及輸配電價、售電側改革、增量配電網(wǎng)放開、電力交易規(guī)則等方面的政策措施，各省政府也結合實際積極制定電力改革和市場化交易試點方案，有力支持和推進了電力市場體系構建和電力市場交易試點。截至2017年年底，售電側改革試點擴大到10個省份，一大批售電企業(yè)準入市場交易，活躍了市場環(huán)境;22個省份開展了電力改革綜合試點，改革措施各具特點，市場發(fā)育日益完善;新批復增量配電業(yè)務改革試點89個，累計批復試點195個，增量配電業(yè)務改革有序推進;確定南方(廣東起步)、蒙西等8個地區(qū)作為電力現(xiàn)貨市場建設試點，電力市場交易品種逐步豐富。此外，還組織在東北等地區(qū)開展電力輔助服務市場建設。中國電力企業(yè)聯(lián)合會受政府委托開展電力行業(yè)信用體系建設與評價工作，并配合有關政府在健全信用工作體系、聯(lián)合獎懲制度、制定信用評價管理辦法、推進市場主體信息采集等方面出臺了一系列政策性文件，升級編制包括發(fā)電、電網(wǎng)、設計、建設、售電、電能服務、電力大用戶等7個專業(yè)領域的信用評級規(guī)范，為行業(yè)信用體系建設提供了政策和實施保障。

市場化交易比重大幅提高 截至2017年年底，全國共成立北京、廣州2個區(qū)域性電力交易中心和32個省級電力交易中心。國家加快放開發(fā)用電計劃，各類市場主體積極參與電力交易，有力地促進了煤電市場化率加快提高，也鼓勵了清潔能源發(fā)電積極參與市場交易，電力市場化交易規(guī)模大幅增加。初步統(tǒng)計，全年市場化交易電量約1.6萬億千瓦時、同比增長超過60%，市場化交易電量占全社會用電量的25.9%，比重比上年提高7個百分點;其中10家大型發(fā)電集團2合計市場化交易電量占全國市場化交易電量的66%，占這10家大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量的33%(即上網(wǎng)電量市場化率)。

行業(yè)支撐實體經濟降成本效果顯著 繼續(xù)推進輸配電價改革，歷經三年、全面完成各省級電網(wǎng)輸配電價核定，核定后的全國平均輸配電價比原購銷價差降低近1分/千瓦時，核減32個省級電網(wǎng)(除西藏外)準許收入約480億元;降低在電價環(huán)節(jié)征收的政府性基金及附加標準25%，減輕社會用電成本160億元;取消通過電價征收的城市公共事業(yè)附加、電氣化鐵路還貸電價和向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金，涉及金額800億元。以上措施共降低社會用電成本超過1400億元，有力扶持了實體經濟發(fā)展、助推產業(yè)轉型升級。此外，國家調整降低了風電和太陽能光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價。