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。
