节能减排在越来越重视环境保护的当下已是热点，与社会关注的清洁新能源开发、日常生活节能相比，做好传统能源企业节能这篇文章尤为重要。就浙江而言，每年的用能总量已达2亿吨标煤，其中燃煤发电机组用煤约1亿吨，是名副其实的能耗大户，每下降一个百分点的能耗，就能节煤百万吨。而一个投资上亿元、2万千瓦的大型光伏电站，按浙江的日照条件，年均节煤不过万余吨，从这个角度看，传统能源企业节能大有可为。

传统煤电企业降低能耗的难点。通常来说，传统煤电企业节能降低煤耗主要靠装备的技术改进和更新换代。如2000年以来，大容量、高效率、低煤耗的超临界、超超临界60万千瓦及百万千瓦燃煤火电机组成为发电主力，已经淘汰了12.5万千瓦以下中小燃煤机组。“十二五”期间，浙江省火电机组供电标煤耗累计下降14克/千瓦时，每年节约电煤超200万吨。但传统发电企业节能也面临着新挑战。特别是近十年来，随着环保要求的提高和用电市场的变化，能耗大户燃煤发电企业面临着节能发展的诸多瓶颈。

受煤炭市场的影响，燃煤机组发电成本不断攀升，发电用煤种类多变，对煤种适应性的控制问题严重制约了燃煤机组经济优化运行。2008年后，煤价飙升期，发电企业为节约成本，进行了大量的入炉煤炭的混烧、掺烧，使超临界发电机组更难满足电网负荷调节要求，更难控制在额定、经济的状态，造成了煤耗居高不下。

近十年来，全国特高压电网骨干网架建成，大量省外水电为主的清洁低价电源输入，清洁电能在浙江电量的占比已达四分之一。为保证电网安全稳定供电，处在特高压受电端的浙江省超临界燃煤发电机组还需低负荷运转备用，调频、调峰能力面临严峻挑战，常规控制方法已无法满足电网对于大型发电机组深度调频、调峰的灵活性提升的需求。省内燃煤机组承担了调峰压力，旋转备用容量增大，发电负荷率普遍偏低，经济性和节能效率难以发挥。新能源占比不断增加，风电、太阳能等新能源发电的不稳定供电特性，需要作为发电主力的超临界燃煤发电机组在频繁负荷调节下低负荷运转备用，机组很难达到额定参数的节能运行。同时，燃煤机组增加脱硝、脱硫装置，逐步全面实现超低排放，大幅提升了烟气排放物控制难度，也增加了发电煤耗。

突破传统能源企业节能发展的瓶颈。做好传统能源发电企业节能降耗的出路在于技术创新。如何解决超临界机组的节能、稳定运行和灵活调度这一矛盾体，使发电机组转化为精细化控制方式。国网浙江电科院主持研发的杭州市重大专项基金项目成果《超临界机组深度节能关键技术及应用》对这一难题有了创新突破。国网浙江电科院组织浙江大学和华能玉环、神华宁海等20余家发电集团大型发电厂共同组成产学研用的项目研发团队，首次通过获取煤燃烧的碱金属含量，对入炉煤种进行在线检测和辨识，调整锅炉燃烧，优化燃料分配，提升机组经济运行能力。目前，这项创新技术已在20余台大型超（超）临界机组上广泛应用和推广。机组平均降低煤耗2克/千瓦时以上，产生的经济效益总额超过9.43亿元，社会效益显著，已取得国家专利授权14项、国际专利公开1项，主编并颁布相关行业标准3部。

同时，在省内电源建设上要加快发展抽水蓄能项目。随着省外来电、风光核等新能源发电的增多，发展抽水蓄能调峰机组势在必行。我省抽水蓄能资源十分丰富，装机容量在30万千瓦以上的站址达37处，应充分加以利用。鉴于抽水蓄能电站前期工作慢、建设周期长的特点，应对抽水蓄能项目提前规划、大力推进，确保抽水蓄能调峰机组与电网调峰需求相匹配，避免煤电机组长期低效高能耗调峰。这是破解传统煤电企业降低能耗难点的又一重要路径。

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