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脱碳化
，能源发展呈现出供求关系宽松化、供需格局多极化、能源结构低碳化、生产消费智能化、国际竞争焦点多元化等五化趋势，有利于我们多渠道、低成本利用能源和采用新装备、新技术推进能源产业发展。从国内看，能源需求将呈
，能源结构趋向低碳化，油气替代煤炭，非化石能源替代化石能源的双重更替步伐将进一步加快。国内煤炭、炼油、煤化工等传统能源产能过剩，能源消费换挡减速趋势明显，煤炭消费将进入峰值期，电力需求增长缓慢，能源发展
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
下，管控气候风险的一个重要手段。一方面要大力节约能源，提高能源效率，减少化石能源的消费量；另一方面则要加大能源体系替代，用新能源、可再生资源替代化石能源，实现能源结构低碳化，用能源变革促进经济转型。不过
，进一步减少散煤使用。目前，燃煤电站多已采取较好的脱硫脱硝措施，同样消费情境下，散煤所排放的常规污染物是燃煤电站的十几倍到几十倍。减少煤炭终端利用的数量和比例，还需大力推进以电代煤，增加电力在终端
煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前，全省所有具备改造条件的现役燃煤电厂实现超低排放
、质量等要求的小火电机组。按照国家煤电超低排放标准，采用高效脱硫、脱硝和除尘技术，对现役火电机组实施环保设施改造升级。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用等成熟、适用的节能改造技术对
自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前，全省所有具备改造条件的现役燃煤电厂实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米；同时，因厂制宜采用
能效、环保、安全、质量等要求的小火电机组。按照国家煤电超低排放标准，采用高效脱硫、脱硝和除尘技术，对现役火电机组实施环保设施改造升级。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用等成熟、适用的
2020年，争取使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到
实施煤电超低排放和节能改造行动计划。按照国家设定的落后产能淘汰标准，加快淘汰已达到服役年限，不符合能效、环保、安全、质量等要求的小火电机组。按照国家煤电超低排放标准，采用高效脱硫、脱硝和除尘技术，对现役
煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前，全省所有具备改造条件的现役燃煤电厂实现超低排放，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克
电机组。按照国家煤电超低排放标准，采用高效脱硫、脱硝和除尘技术，对现役火电机组实施环保设施改造升级。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用等成熟、适用的节能改造技术对现役机组实施节能改造
使全省火电装机总规模达到2530万千瓦。全面实施现役煤电机组超低排放和节能改造工作，全省单机30万千瓦以上公用煤电机组、单机10万千瓦以上自备煤电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，到2020年底前
超低排放标准，采用高效脱硫、脱硝和除尘技术，对现役火电机组实施环保设施改造升级。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用等成熟、适用的节能改造技术对现役机组实施节能改造，确保改造后的煤电
。十二五期间，全区能源结构由传统化石能源为主逐步向化石能源和非化石能源并重转变，能源发展呈现出多元化、低碳化的特征。天然气和非化石能源在一次能源生产总量中的比重分别提高至2015年的6.9%和2.9
倍。煤电供电标准煤耗由2010年的345克/千瓦时下降到2015年的337克/千瓦时。十二五期间新增脱硫脱硝机组容量3100万千瓦，电厂综合脱硫效率由78%提高到85%，在5年净增煤电装机1979万千
52%和56%。能源结构不断优化。“十二五”期间，全区能源结构由传统化石能源为主逐步向化石能源和非化石能源并重转变，能源发展呈现出多元化、低碳化的特征。天然气和非化石能源在一次能源生产总量中的比重分别
人均用电量约为510千瓦时，是2010年的1.6倍。煤电供电标准煤耗由2010年的345克/千瓦时下降到2015年的337克/千瓦时。“十二五”期间新增脱硫脱硝机组容量3100万千瓦，电厂综合脱硫效率
