1.2 中国火电行业发展情况

1.2.1 发电行业发展概况

自1882年4月中国有了第一座装机容量约12kW发电厂，到1949年中华人民共和国成立时的全国装机容量仅有185万千瓦、发电量仅有43亿千瓦时，再到1978年我国刚刚改革开放全国发电装机容量达到5712万千瓦、发电量达到2566亿千瓦时，再到2012年全国发电装机容量已达114676万千瓦、全年发电量为49865亿千瓦时，中国发电量、发电装机容量、电网规模均位居世界第一，中国的电力工业筚路蓝缕走过了131年的历程。目前，中国电力工业无论在发展规模、还是发展质量上都取得了举世瞩目的成效，创造了不可复制的发展奇迹。本节从主要发展指标方面展示我国发电行业发展情况。

1.2.1.1 装机容量及构成

发电设备容量是从设备的构造和经济运行条件考虑的最大长期生产能力，设备容量是由该设备的设计所决定的，并且标明在设备的铭牌上，计量单位为“千瓦（kW）”，反映了电力工业供电能力水平。1978年，全国发电装机容量是5712万千瓦，其中，水电1728万千瓦，占总容量的30.25%；火电3984万千瓦，占总容量的69.75%。截至2012年底，全国全口径发电设备容量114676万千瓦。其中，水电24947万千瓦（含抽水蓄能1838万千瓦），约占总容量的21.75%；火电81968万千瓦，约占总容量71.48%；核电1257万千瓦，约占总容量的1.10%；并网风电容量6142万千瓦，约占总容量的5.36%；其他类型发电设备容量为367万千瓦，其中，并网太阳能发电341万千瓦。

2012年底全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量结构见表1-6；2001～2012年全国发电总装机容量及其增速变化如图1-10所示，人均装机容量及其增速变化如图1-11所示，不同发电装机类型比重如图1-12所示。

从装机分布上看，2012年底，华北区域全口径发电设备容量25122万千瓦，是装机容量最多的区域，比2011年增加1650万千瓦；华东、华中区域内全口径发电设备容量也均超过2.3亿千瓦，分别比2011年增加1343万千瓦和2341万千瓦，其中，华中区域水电装机容量增加890万千瓦，是水电装机增加最多的区域；南方区域全口径发电设备容量2.02亿千瓦，比2011年增加1482万千瓦，其中，水电装机容量增加342万千瓦；西北区域全口径发电设备容量1.19亿千瓦，比2011年增长11.16%，其中，风电装机容量比上年增长31.11%；东北区域全口径发电设备容量首次超过1亿千瓦。近两年各电网供电区域发电装机容量情况如图1-13所示。

1.2.1.2 发电量及构成

发电量是指电厂（发电机组）在报告期内生产的电能量，简称“电量”。它是发电机组经过对一次能源的加工转换而生产出的有功电能数量，即发电机实际发出的有功功率（千瓦）与发电机实际运行时间的乘积，电量的基本计量单位为“千瓦时”，反映了电力工业实际供电水平。1978年，全国发电量2566亿千瓦时，其中，水电446亿千瓦时，占发电总量的17.38%；火电2119亿千瓦时，占发电总量的82.62%。2012年，全国全口径发电量49865亿千瓦时，其中，水电8556亿千瓦时，约占发电总量的17.2%；火电39255亿千瓦时，约占发电总量的78.7%；核电983亿千瓦时，约占发电总量的2.0%；风电1030亿千瓦时，约占发电总量的2.1%。

2012年全国电力生产基本情况见表1-7；2001～2012年全国发电总量及增速变化如图1-14所示，全国人均发电量及增速变化如图1-15所示，不同发电类型发电量比重如图1-16所示。

分省份情况来看，2012年，全口径发电量增速超过20%的省份有新疆（35.77%）、青海（20.78%），主要是由于上年基数小，增长率较高；负增长的省份有西藏、上海、天津、广东、河南。2012年全国各省份全口径发电量见表1-8。

从电力供应上看，2012年，全国电力企业供电量44798亿千瓦时，比上年增长4.75%，增速比上年降低6.73%。2012年电力企业供电量超过2000亿千瓦时的省份有广东（4413亿千瓦时）、江苏（4085亿千瓦时）、山东（3504亿千瓦时）、浙江（2909亿千瓦时）、河北（2810亿千瓦时）、河南（2505亿千瓦时）；超过1000亿千瓦时的省份有四川、辽宁、云南、福建、山西、贵州、内蒙古、湖北、上海、安徽、湖南、广西。其中，江苏首次突破4000亿千瓦时。2012年电力企业供电量增速超过全国供电量增速（4.75%）的省份有15个，其中增速超过10%的省份为：新疆（40.73%）、西藏（17.52%）、海南（14.07%）、安徽（12.43%）、贵州（11.73%）。电力企业供电量增速为负的省份为：云南（-12.20%）、重庆（-0.45%）、内蒙古（-0.14%）。

1.2.1.3 非化石能源发电

非化石能源发电是指除煤炭、石油、天然气等化石能源以外能源发电形式，包括当前的新能源及可再生能源，如含核能、风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源。本书中非化石能源发电包括水电、核电、风电、太阳能等发电类型。1978年，我国非化石能源主要是水电，其装机容量为1728万千瓦，占总容量的30.25%；发电量为446亿千瓦时，占发电总量的17.38%。截至2012年年底，我国非化石能源装机容量达到32708万千瓦左右，约占我国总装机容量的28.52%。2012年，我国非化石能源发电量达到10610亿千瓦时左右，约占总发电量的21.27%。

2001～2012年我国非化石能源装机容量及其占总装机比重变化如图1-17所示，非化石能源发电量及其占总发电量比重变化如图1-18所示。

从发电结构发展变化分析，20世纪90年代以前中国电力结构呈现“水火相济”的特点，水电、火电装机之比长期维持在2∶8左右。进入21世纪以来，发电类型呈现“多元化”、“绿色化”的特点，核电与“新兴”可再生能源（区别于水电），如风电、太阳能发电、生物质发电等，发展明显加快，火电装机比重逐步下降。到2012年底，中国水电装机容量到达24947万千瓦，稳居世界第一水电大国地位；核电装机容量到达1257万千瓦，在建规模居世界第一；并网风电装机容量到达6142万千瓦，跃居世界第一位，2005年以来风电装机年均增速为约79%，创造了风电发展速度的奇迹；并网太阳能发电装机容量达到341万千瓦；其他可再生能源发电，如生物质发电、地热发电等发展提速。2012年，可再生能源（包括核电）发电装机容量达到32708万千瓦，占比达到28.5%；发电量达到10610亿千瓦时，占比达到21.3%。

1.2.2 火电行业发展情况

“富煤、少油、缺气”的资源禀赋决定了我国以煤为主的能源格局，也决定了我国以火电为主的电力格局。目前，我国火电装机容量和发电量均占很高比重，是中国电力发展的重要支撑，并且在未来相当长一段时间内这种格局不会改变，

1.2.2.1 装机及发电量

1978年，全国火电装机容量为3984万千瓦，占总容量的69.75%；全年火电发电量为2119亿千瓦时，占发电总量的82.62%。截至2012年底，我国火电装机容量81968万千瓦，约占我国总装机容量的71.48%；2012年全国火电发电量39255亿千瓦时，约占总发电量的78.7%。2001～2012年我国火电装机容量及占总装机比重变化如图1-19所示，火电发电量及占总发电量比重变化如图1-20所示。

1.2.2.2 火电机组类型

截至2012年底，全国6000千瓦及以上火电机组装机容量81426万千瓦。其中，燃煤发电机组75382万千瓦（包括煤矸石发电机组1574万千瓦）；燃油发电机组301万千瓦；燃气发电机组3717万千瓦（包括煤层气发电机组29万千瓦）；其他类型发电机组2025万千瓦（包括余温、余压、余气发电机组1256万千瓦，垃圾焚烧发电机组251万千瓦，秸秆、蔗渣、林木质发电机组518万千瓦）。2012年底全国6000千瓦及以上火电机组类型情况见表1-9。

1.2.2.3 火电机组等级

截至2012年底，纳入行业6000千瓦及以上机组统计调查范围的火电机组容量80302万千瓦，占全国6000千瓦及以上火电机组容量的98.62%。调查范围内火电机组平均单机容量11.8万千瓦，比上年提高0.4万千瓦。在调查范围内的火电机组中，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到40.15%，比上年提高1.28%，比2005年提高28.47%，反映大容量、高参数的火电机组自“十一五”以来得到迅速发展；单机30万～60万千瓦（不包含60万千瓦）、20万～30万千瓦（不包含30万千瓦）、10万～20万千瓦（不包含20万千瓦）和不足10万千瓦火电机组比重分别比上年降低0.15%、0.53%、0.33%和0.28%。

全国统计调查范围内火电机组容量等级结构见表1-10，2006～2012年全国纳入统计范围[注]火电机组容量比例变化情况如图1-21所示。

1.2.2.4 火电工程造价

（1）燃煤机组

随着技术进步及工艺水平提高，燃煤发电工程造价总体呈不断下降的趋势。2012年，不同容量等级燃煤发电新建工程造价水平与上年比均有所下降。其中，2×100万千瓦机组单位造价下降幅度最大，体现了我国百万千瓦容量燃煤发电机组技术的成熟和成本的节约。2011年、2012年燃煤发电工程单位造价变化情况见表1-11。

与2011年相比，2012年2×30万千瓦、2×60万千瓦、2×100万千瓦燃煤发电工程建筑工程费、设备购置费、安装工程费和其他费用总体呈下降趋势。设备购置费占工程总投资40%～50%，是影响工程单位造价的主要因素。主要设备中，锅炉价格下降5.71% ～9.23%，高压加热器、给水泵等辅机价格下降3%～10%，汽轮机、发电机等其他设备价格基本持平，变化不大。2011年、2012年燃煤发电工程各项费用变化率如图1-22所示。

（2）燃气-蒸汽联合循环机组

2012年，2×18万千瓦（9E级）燃气-蒸汽联合循环电站新建工程（一拖一）、2×30万千瓦（9E级纯凝）燃气-蒸汽联合循环电站新建工程（一拖一）造价水平与上年比基本持平。2011年、2012年燃气-蒸汽联合循环电站工程单位造价变化情况见表1-12。

1.2.3 火电节能减排情况

针对我国燃煤发电为主的现实，中国不断加大节能减排的力度。通过结构调整、提效改造、加装污染控制设备、提高管理水平，全面提高了能源转换效率、降低污染排放水平。火电厂发电平均效率、供电标准煤耗、污染物控制水平达到国际先进。在大气污染物控制方面，大气污染物排放量总量得到不同程度的控制，单位火电发电量大气污染物排放水平不断下降，达到世界先进水平。在废水及固废排放控制方面，采取多种措施处理并回用废（污）水及粉煤灰和脱硫石膏等固体废物，实现了有效减排和资源综合利用。在温室气体控制方面，电力工业主要通过工程减排、结构减排、管理减排及市场机制减排四种途径减少温室气体排放。

1.2.3.1 节能降耗水平

（1）供电标准煤耗

供电标准煤耗率是指火力发电机组每供出1千瓦时电能平均耗用的标准煤量，它是综合计算了发电煤耗及厂电用率水平的消耗指标，综合反映了火电厂生产单位产品的能源消耗水平。1978年，全国6000kW及以上火电机组供电标准煤耗471g/（kW·h）；到2012年，全国6000kW及以上火电机组供电标准煤耗325g/（kW·h），比1978年，降低146g/（kW·h），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。2001～2012年我国火电机组平均供电标准煤耗变化情况如图1-23所示，2001～2012年主要国家供电煤耗变化情况比较如图1-24所示。

从各地区看，2012年全国有13个省（区、市）火电机组供电标准煤耗低于全国平均值，其中，北京由于燃气和供热机组较多，供电标准煤耗比全国平均值低65g/（kW·h）；上海、浙江和福建低于全国平均值超过20g/（kW·h）。除吉林和青海外，全国各省（区、市）火电机组供电煤耗均较上年有所降低，其中，新疆、四川、北京、山东、西藏和宁夏降低幅度较大，超过10g/（kW·h）。2012年各省（区、市）供电标准煤耗情况见表1-13。

（2）发电厂用电率

发电厂用电率是指发电厂生产电能过程中消耗的电量（称发电厂用电量）与发电量的比率。除计算水、火合计平均厂用电率外，还要分别按水电、火电计算厂用电率。1978年，全国发电厂用电率为6.61%；到2012年，全国发电厂用电率为5.1%，比1978年下降1.51个百分点。其中，水电0.3%，比上年下降0.06个百分点；火电6.1%，比上年下降0.13个百分点。2001～2012年发电厂用电率变化情况如图1-25所示。

从各地区看，2012年全国有16个省（区、市）厂用电率低于全国平均值，22个省（区、市）厂用电率均较上年有所降低，西藏、山东、贵州较上年降低超过1%。

2012年各省（区、市）发电厂用电率及与2011年对比情况见表1-14。

（3）线路损失率

线路损失率是在供电生产过程中耗用和损失的电量占供电量的比率。是反映用电管理与技术管理工作水平的综合性技术经济指标。1978年，全国线损率为9.64%；到2012年，全国线损率6.74%，比1978年下降了2.9个百分点。2001～2012年全国电网线损率变化情况如图1-26所示，主要国家电网线损率变化情况比较如图1-27所示。

从各地区看，2012年，全国有17个省（区、市）线损率低于全国平均值，其中，青海、宁夏和浙江省线损率最低，分别比全国平均值低3.28%、2.66%和2.58%。2012年各省（区、市）线损率情况见表1-15。

1.2.3.2 主要大气污染物排放及控制情况

（1）烟尘

烟尘对环境影响是多方面的，粒径小的烟尘颗粒会对呼吸系统产生危害；烟尘表面吸附的重金属和有毒有害物质会对人体健康产生危害；与气态污染物形成的二次污染物共同作用，影响大气能见度、造成环境污染，导致雾霾问题。

我国燃煤电厂烟气除尘技术经历了由初级到高级的发展过程。除尘器的选用由初期的旋风除尘器、多管除尘器、水膜除尘器等到20世纪80年代起广泛使用的静电除尘器，近年来随着袋式除尘器滤袋材料性能的改善及排放标准的严格，袋式除尘器和电袋除尘器应用呈上升趋势，除尘新技术、新工艺得到进一步发展应用。燃煤电厂烟尘控制已发展到应用最佳可行技术阶段。到2012年底电除尘器约占90%、袋式及电袋复合除尘器占10%以上。我国各时期燃煤电厂除尘技术变化情况如图1-28所示。

燃煤电厂烟尘控制技术不断进步，除尘效率不断提高，尽管发电装机容量及发电量持续快速增长，但年烟尘排放总量得到有效控制。2012年，全国电力烟尘排放总量151万吨，单位火电发电量烟尘排放量为0.39g/（kW·h）千瓦时，与2011年单位火电发电量烟尘排放量持平。截至2012年底，电除尘器的应用比例约为90%，布袋除尘器（含电袋）比例约为10%。2001～2012年全国火力发电厂烟尘排放情况如图1-29所示。

（2）二氧化硫

向大气中排放的SO₂在较小的空间尺度范围内是影响我国空气环境质量的重要因素，但由于它也是酸雨形成的重要因素，其硫沉降量在较大的空间尺度范围基本上呈线性关系；另外，通过物理和化学作用形成的微小颗粒物会造成二次环境污染。

燃煤产生了大量的SO₂，其中，城市低矮面源产生的SO₂对环境影响最大。低矮面源产生的SO₂排放总量约占总排放量的20%～30%，但其对环境SO₂浓度的责任贡献率达60%～70%。由于电厂烟气采用高烟囱排放，电厂排放SO₂的责任率约为其排放量所占比例的1/4～1/3。

目前，国内外普遍采用的脱硫方法可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫三大类：①燃烧前脱硫包括洗煤、煤气化、液化以及利用机械、电磁等物理技术对煤进行脱硫，但该方法只能脱除煤中部分硫（主要是无机硫），不能从根本上解决二氧化硫对大气的污染问题；②燃烧中脱硫主要包括炉内喷钙、流化床添加石灰石（即循环流化床锅炉燃烧技术）等；③烟气脱硫可分为湿法、半干法及干法三大类。其中，脱硫剂为水溶液或浆液形式、脱硫产物以水溶液或浆液形式存在的脱硫工艺为湿法工艺；脱硫剂为水溶液或浆液形式、脱硫产物为干态，或者脱硫剂为干态、脱硫产物以水溶液或者浆液的形式存在的脱硫工艺为半干法工艺；脱硫剂为干态、脱硫产物也为干态的脱硫工艺为干法工艺。典型脱硫技术主要特点见表1-16。

自2005年起，全国烟气脱硫机组以每年1亿千瓦左右速度递增。2012年新投运火电厂烟气脱硫机组总容量约4500万千瓦；截至2012年底，累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%（比2011年的美国高30个百分点），比2011年提高1个百分点。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉、减去计划关停机组，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%。

从脱硫机组脱硫技术采用方式看，截至2012年年底，石灰石-石膏湿法占92%（含电石渣法等），海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他占1%。截至2012年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量8389.5万千瓦，其中，已投运机组容量7645.5万千瓦。

2005～2012年全国烟气脱硫机组投运情况如图1-30所示；中美烟气脱硫机组发展情况对比如图1-31所示。

据中电联统计分析，2012年，全国二氧化硫排放2117.6万吨，比上年下降4.5%；根据中电联统计分析，2012年全国电力二氧化硫排放883万吨，比上年下降3.3%，电力二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的41.7%。单位火电发电量二氧化硫排放量为2.26g/（kW·h），比上年下降约0.08g/（kW·h），好于美国2011年水平[美国2011年单位煤电发电量二氧化硫排放绩效为2.8g/（kW·h）]。2001～2012年全国及电力二氧化硫排放情况如图1-32所示，2005年以来中美二氧化硫排放绩效对比如图1-33所示。

（3）氮氧化物

NO_x是酸雨形成的重要因子，是形成以臭氧为主要污染物的光化学烟雾的前体物质，也是导致湖泊等水体富营养化氮元素的重要来源之一；另外，其形成的二次污染物超细颗粒是城市群及区域中灰霾天气产生的重要原因。燃煤发电产生了大量NO_x，对环境造成影响的主要是NO和NO₂，其中NO易被氧化为NO₂。

控制火电厂氮氧化物排放的方法有两大类：一类为低氮氧化物燃烧技术，在燃烧过程中控制氮氧化物的生成；另一类是烟气脱硝技术，从烟气中脱除生成的氮氧化物。

低氮氧化物燃烧是目前普遍采用的控制火电厂氮氧化物生成及排放的主要手段。其中，以低氮氧化物燃烧器（LNB）、空气分级技术、燃料分级燃烧（再燃）为主。

火电厂大规模应用的烟气脱硝技术主要包括选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）和SNCR/SCR联合脱硝技术。SCR工艺是目前商业应用最为广泛的烟气脱硝技术。火电厂氮氧化物控制主要技术情况见表1-17。

“十五”以来，新建燃煤机组全部按要求同步采用了低氮氧化物燃烧方式，一批现有机组结合技术改造也加装了低氮氧化物燃烧器。2012年，新建燃煤机组全部按要求同步采用了低氮燃烧方式，现役机组结合检修也开始进行低氮燃烧技术改造，烟气脱硝装置开始了大规模建设。2012年，新投运火电厂烟气脱硝机组容量约0.9亿千瓦，其中，采用选择性催化还原法（SCR）的脱硝机组容量占当年投运脱硝机组总容量的98%。截至2012年底，全国已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的28.1%。规划和在建的烟气脱硝机组已超过5亿千瓦。截至2012年底，已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量750万千瓦，其中，已投运机组容量570万千瓦。2005～2012年全国火电厂烟气脱硝机组投运情况如图1-34所示。

2012年12月，国家发展改革委印发《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》（发改价格[2012]4095号），自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。发电企业执行脱硝电价后所增加的脱硝资金暂由电网企业垫付，今后择机在销售电价中予以解决。

随着火电等行业氮氧化物治理列入国家“十二五”规划纲要，电力行业氮氧化物的控制力度不断加大。2012年，电力行业扭转了氮氧化物排放量逐年增加的局面，首次实现了排放量下降，全年电力氮氧化物排放948万吨，比2011年下降5.5%；每千瓦时火电发电量氮氧化物排放量为2.4g，比上年下降约0.2g。2005～2012年全国及电力氮氧化物排放情况如图1-35所示。

1.2.3.3 火电厂废水排放与控制

电厂废水主要包括工业废水、生活污水和冲灰废水。此外，还有电厂定期检修时的非正常排水，如除尘器和空气预热器的清洗水、锅炉酸洗废水等；若电厂采用直流冷却系统，则还有温排水。电厂工业废水和生活污水一般经处理后都能达标排放，或回收重复利用，对环境的影响较小。近年来，电力企业积极采用干除灰渣技术、直接空冷技术，新建电厂大多采用废水“零排放”技术。通过使用节水技术，加强节水技术改造和水务管理，提高水重复利用率，减少外排水量，单位发电量废水排放量逐年下降。2012年，全国火电厂每千瓦时发电量耗水量2.15kg，比上年降低0.19kg；每千瓦时发电量废水排放量0.10kg，比上年降低0.13kg。2001～2012年全国火电厂单位发电量水耗和废水排放情况如图1-36所示。

1.2.3.4 固体废弃物排放与综合利用

（1）粉煤灰

粉煤灰是燃煤发电排出的主要固体废物，是我国排量较大的工业固体废物之一。粉煤灰具有两重性。不加以利用，会产生扬尘等环境污染；如果利用得当，粉煤灰又是一种资源。因此，粉煤灰的妥善处置与综合利用是火电厂环境保护工作的重要内容之一。2012年，全国燃煤电厂发电和供热消耗原煤约19.7亿吨，产生粉煤灰约5.4亿吨，与上年持平，是2005年的1.8倍；综合利用率约为67%。2005～2012年中国粉煤灰综合利用情况如图1-37所示。

（2）脱硫副产品

“十一五”期间，随着我国烟气脱硫步伐的加快，越来越多的燃煤发电厂相继安装了烟气脱硫装置，产生了大量脱硫石膏。在我国脱硫石膏产生的历史很短，脱硫石膏综合利用刚刚起步。2012年，电力行业产生脱硫石膏约6800万吨，与上年持平，综合利用率约72%，比上年增加1个百分点。2005～2012年中国脱硫石膏综合利用情况如图1-38所示。

1.2.3.5 温室气体控制情况

根据《气候变化国家评估报告》，2000年，我国全部火电机组的二氧化碳排放量约3.3亿吨碳（相当于12.1亿吨二氧化碳），占全国碳排放总量的40%左右，单位火电发电量二氧化碳排放量为1085g/（kW·h）。经过多年发展，电力行业二氧化碳排放绩效有所下降，但排放总量仍呈逐年上升的趋势。

电力工业温室气体减排技术主要有工程减排、结构减排、管理减排及市场机制减排四种途径。其中，工程减排是指通过提高机组能效，降低、捕集与贮存二氧化碳的工艺技术，如超（超）临界技术、循环流化床、整体煤气化联合循环发电、热电联产、碳捕集和封存技术等；结构减排是指通过提高可再生能源及核能等无碳或低碳发电技术在电源结构中的比重，替代高碳排放火电，优化电力结构，降低碳排放；管理减排是指通过电力调度顺序、发电权交易和减少厂用电等措施减少碳排放；市场机制减排主要指在电力行业采取清洁发展机制进行国际合作，利用转让的资金和技术获得经核证的碳减排量，进而减少二氧化碳排放。相关技术情况如表1-18所列。

以2005年为基准年，2006～2012年，电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减排二氧化碳35.6亿吨，碳减排量逐年提高。其中，供电煤耗的降低对电力行业减排贡献最大，约占52%；发展非化石能源贡献率约46%。以2005年为基准年，2006～2012年各年二氧化碳减排情况如图1-39所示，各项措施二氧化碳累计减排贡献如图1-40所示。