現(xiàn)有電廠二氧化硫治理“十一五”規(guī)劃研究

1、現(xiàn)有燃煤電廠二氧化硫治理“十一五”規(guī)劃前言國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十一個五年規(guī)劃綱要（以下簡稱綱要）提出，到 2010 年，二氧化硫排放總量削減 10%。為貫徹落實綱要精神，實現(xiàn)“十一五”二氧化硫總量削減目標(biāo)，推動現(xiàn)有燃煤電廠煙氣脫硫工程建設(shè)，特制定本規(guī)劃。本規(guī)劃主要針對 2005 年底以前建成投產(chǎn)的現(xiàn)有燃煤電廠，以中華人民共和國大氣污染防治法 、火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB132232003）和國務(wù)院關(guān)于“十一五”期間全國主要污染物排放總量控制計劃的批復(fù)（國函200670 號）、電力工業(yè)發(fā)展“十一五”規(guī)劃為依據(jù)，提出了現(xiàn)有燃煤電廠“十一五”期間二氧化硫治理的思路、原則、目標(biāo)、重點項目和保障措施

2、。本規(guī)劃既是落實綱要的配套性文件，也是國家對現(xiàn)有燃煤電廠實施煙氣脫硫改造給予優(yōu)惠政策的重要依據(jù)。一、燃煤電廠二氧化硫治理狀況二氧化硫排放是造成我國大氣污染及酸雨不斷加劇的主要原因， 燃煤電廠二氧化硫排放量約占全國二氧化硫排放量的 50。國家一直高度重視燃煤電廠二氧化硫排放控制，十多年來，尤其是“十五” 期間出臺了一系列的法律、法規(guī)、政策，促進了煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)化的快速發(fā)展，使燃煤電廠的二氧化硫排放控制能力得到明顯提高，污染治理取得成效，為“十一五”大規(guī)?？刂贫趸蚺欧诺於藞詫嵒A(chǔ)。（一）法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)不斷完善“十五”期間，國家進一步加強了二氧化硫控制的法規(guī)建設(shè)，修訂并實施了大氣污染防治法和火電廠大氣

3、污染物排放標(biāo)準(zhǔn)， 頒布了國家環(huán)境保護“十五”計劃、兩控區(qū)酸雨和二氧化硫污染防治“十五”計劃，出臺了排污費征收使用管理條例和相關(guān)配套規(guī)定，對二氧化硫排放控制要求進一步趨嚴。主要體現(xiàn)在：一是對火電廠二氧化硫排放采取排放濃度、排放速率和年排放總量的三重控制要求。二是嚴格控制新建燃煤電廠二氧化硫排放，在大中城市及其近郊，嚴格控制新（擴）建除熱電聯(lián)產(chǎn)外的燃煤電廠，除燃用特低硫煤的坑口電廠外，必須同步建設(shè)脫硫設(shè)施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施。三是要求現(xiàn)有超標(biāo)電廠在 2010 年底前安裝脫硫設(shè)施， 其中投產(chǎn)20 年以上或裝機容量10 萬千瓦以下的，限期改造或者關(guān)停。（二）政策逐步得到落實在法規(guī)要求不

4、斷趨嚴的同時，相關(guān)二氧化硫排放控制的約束性和激勵性政策相繼出臺。在約束性方面，實施了排污即收費政策，規(guī)定每排放 1 公斤二氧化硫收費 0.63 元，同時要求收取的排污費資金納入財政預(yù)算，作為環(huán)境保護專項資金管理，用于環(huán)境污染防治。在激勵性方面，有關(guān)促進企業(yè)裝設(shè)煙氣脫硫裝置的電價政策逐步落實， 2004 年出臺的標(biāo)桿電價政策規(guī)定，新投產(chǎn)的安裝有脫硫設(shè)施的機組比未安裝脫硫設(shè)施的上網(wǎng)電價每千瓦時高 0.015 元人民幣。2006 年 6 月出臺的電價政策進一步明確新建和現(xiàn)有脫硫機組上網(wǎng)電價每千瓦時均提高 1.5 分人民幣。（三）脫硫產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展“十五”期間，國家加大了煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的步伐，出臺了

5、火電廠煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的相關(guān)政策，促進了產(chǎn)業(yè)化水平的明顯提高。目前，我國已有石灰石-石膏濕法、煙氣循環(huán)流化床法、海水脫硫法、脫硫除塵一體化法、旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法、爐內(nèi)噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法、氯堿法等十多種工藝的脫硫裝置投入商業(yè)化運行或進行了工業(yè)示范；脫硫設(shè)備國產(chǎn)化率已達到90%以上；我國擁有自主知識產(chǎn)權(quán)的 30 萬千瓦級火電機組的煙氣脫硫技術(shù)已通過商業(yè)化運行的檢驗；煙氣脫硫工程總承包能力已可以滿足火電廠工程建設(shè)的需要；新建大型燃煤機組的煙氣脫硫工程千瓦造價已由“九五”末的 500 元左右，降至 200 元左右。（四）污染治理取得成效 “十五”期間，通過采取燃用低硫煤、關(guān)停

6、小火電機組、節(jié)能降耗和推進煙氣脫硫等綜合措施，二氧化硫排放量控制取得重要進展。關(guān)停了原國家電力公司所屬 5 萬千瓦及以下純凝汽式小火電機組約1300 萬千瓦，相應(yīng)減排約 63 萬噸；“以大代小”、節(jié)能降耗技術(shù)改造，使發(fā)電煤耗逐年下降，相應(yīng)減排約 75 萬噸；煙氣脫硫裝置投運， 減排約 82 萬噸；10 萬千瓦及以上循環(huán)流化床鍋爐減排約 23 萬噸。在各種措施的共同作用下，減排二氧化硫 243 萬噸。到 2005 年底， 已建成的煙氣脫硫機組容量達到 5300 萬千瓦，與 2000 年相比，增長了 10 倍。（五）存在的主要問題煙氣脫硫技術(shù)自主創(chuàng)新能力仍較低。截止目前，我國只有少數(shù)脫硫公司擁有

7、30 萬千瓦及以上機組自主知識產(chǎn)權(quán)的煙氣脫硫技術(shù)，大多數(shù)脫硫公司仍需采用國外技術(shù)，而且消化吸收、再創(chuàng)新能力較弱。對脫硫市場缺乏有效監(jiān)管。近幾年，脫硫市場急劇擴大，一批從事脫硫的環(huán)保公司應(yīng)運而生，但行業(yè)準(zhǔn)入及監(jiān)管相對滯后，對脫硫公司資質(zhì)、人才、業(yè)績、融資能力等方面無明確規(guī)定，脫硫公司良莠不齊，一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質(zhì)量不過關(guān)。另外，對煙氣脫硫工程招投標(biāo)的監(jiān)管不力，部分工程招標(biāo)存在走過場現(xiàn)象。部分脫硫設(shè)施難以穩(wěn)定運行，減排二氧化硫的作用沒有完全發(fā)揮。一是有些脫硫公司對國外技術(shù)和設(shè)備依賴度較高，沒有完全掌握工藝技術(shù)，系統(tǒng)設(shè)計先天不足，個別設(shè)備出現(xiàn)故障后難以盡快修復(fù)；二是資金扶持政策未完全到位

8、，如現(xiàn)有電廠脫硫成本計入電價的機制沒有完全落實，二氧化硫排污費不能足額使用；三是對脫硫設(shè)施日常運行缺乏嚴格監(jiān)管；四是部分電廠為獲經(jīng)濟利益，故意停運脫硫設(shè)施。二、燃煤電廠二氧化硫治理面臨的形勢與任務(wù)綱要第一次把全國二氧化硫排放總量減少 10%作為“十一五”規(guī)劃目標(biāo)的約束性指標(biāo)，并對現(xiàn)有燃煤電廠明確提出了加快脫硫設(shè)施建設(shè)，增加脫硫能力的要求；對新建燃煤電廠提出了必須根據(jù)排放標(biāo)準(zhǔn)安裝脫硫裝置的要求。根據(jù)綱要精神，國務(wù)院已向各省、自治區(qū)、直轄市人民政府下達了“十一五”二氧化硫總量控制計劃， 其中明確了電力二氧化硫控制總量，即到 2010 年，全國二氧化硫排放總量控制目標(biāo)為 2294.4 萬噸，其中，電

9、力為 951.7 萬噸。2005 年全國火電廠排放二氧化硫遠高于國家環(huán)境保護“十五” 計劃提出的電力行業(yè)減少 1020%的控制目標(biāo)。造成這種狀況的主要原因有四個方面：一是電力發(fā)展速度大大超過了“十五”計劃速度， 裝機比原計劃的 3.9 億千瓦增加了 1.27 億千瓦，且增加的主要是煤電機組；二是由于煤炭供需矛盾加劇，使煤炭發(fā)熱量降低，硫份增高； 三是燃用高硫煤的現(xiàn)有燃煤機組中建成的脫硫裝置較少；四是由于各種原因，建成的脫硫裝置投運率不高。“十一五”期間，我國新建燃煤電廠的規(guī)模仍然較大，即使采取脫硫措施，二氧化硫排放量仍然會繼續(xù)增長。在此情況下，要完成“十一五”二氧化硫排放削減目標(biāo)， 就必須大幅

10、度削減現(xiàn)有燃煤電廠二氧化硫排放量。根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)和國務(wù)院關(guān)于“十一五” 期間全國主要污染物排放總控制計劃的批復(fù)，以及地方政府下達的電力二氧化硫控制指標(biāo)進行測算，約有 2.17 億千瓦現(xiàn)有燃煤機組需進行二氧化硫治理，占 2005 年煤電機組容量的 57.8%。由于現(xiàn)有燃煤機組既有安全生產(chǎn)的壓力，也受到實施煙氣脫硫的技術(shù)和場地等條件的制約，同時還面臨資金籌措難、運行成本相比新建機組高等實際困難，因此現(xiàn)有燃煤電廠煙氣脫硫是二氧化硫控制的重點和難點。三、指導(dǎo)思想、原則和治理目標(biāo)（一）指導(dǎo)思想。全面落實科學(xué)發(fā)展觀，以完成綱要確定的二氧化硫排放總量減少 10%為目標(biāo)，以煙氣脫硫為主要手段，加

11、快技術(shù)進步、突出重點項目、完善政策措施、強化監(jiān)督管理，全面完成火電廠二氧化硫控制任務(wù)。（二）基本原則。堅持采取淘汰純凝汽式小機組、合理使用低硫煤、節(jié)能降耗改造等綜合性措施控制二氧化硫排放總量；堅持優(yōu)先安排位于“兩控區(qū)”、大中城市、燃用高硫煤且二氧化硫超標(biāo)排放的燃煤電廠實施煙氣脫硫；堅持繼續(xù)發(fā)展煙氣脫硫主流工藝技術(shù)，積極推進使用符合循環(huán)經(jīng)濟發(fā)展要求的其他工藝技術(shù)；堅持完善經(jīng)濟激勵政策，鼓勵開展排污交易試點；堅持建立健全監(jiān)督機制，嚴格執(zhí)法管理。（三）主要目標(biāo)。到 2010 年底，現(xiàn)有燃煤電廠二氧化硫排放達標(biāo)率達到 90%；年排放總量下降到 502 萬噸；屆時，脫硫機組投運及在建容量將達到 2.3

12、億千瓦（不包括循環(huán)流化床鍋爐，下同）。到 2010 年底，全國燃煤電廠二氧化硫排放績效指標(biāo)由 2005 年的6.4 克/千瓦時下降到 2.7 克/千瓦時，下降 57.8%。四、重點項目（一）項目規(guī)模?！笆晃濉逼陂g，安排 221 個重點項目，約1.37 億千瓦現(xiàn)有燃煤機組實施煙氣脫硫（以下簡稱重點項目）。重點項目中，包括了國家環(huán)?？偩峙c省政府及國家電網(wǎng)公司和五大電力集團公司簽定的“十一五”二氧化硫總量削減目標(biāo)責(zé)任書中的現(xiàn)有燃煤電廠脫硫技術(shù)改造項目 11303.5 萬千瓦。重點項目分年度實施。為了充分考慮電力安全生產(chǎn)、脫硫工程實施能力以及達標(biāo)排放、形成明顯的減排效果等因素，在“十一五”前三年，安

13、排開工建設(shè)脫硫裝置 1.24 億千瓦，約占重點項目容量的90.6%（見表 1）。表 1 現(xiàn)有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造年度計劃年份20062007200820092010開工容量（萬千瓦）5760.53747.42874.61277.90占“十一五”開工比例（%）42.227.421.09.40在重點項目中，基本涵蓋了所有超標(biāo)排放的單機 10 萬千瓦以上的電廠，基本不包括燃煤含硫量小于 0.5%的電廠；30 萬千瓦及以上機組約 0.95 億千瓦，占重點項目的 69.6%（見表 2）。表 2 現(xiàn)有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造機組分布情況單機容量（萬千瓦）10 以下10(含)-2020(含)

14、-3030(含)-6060 及以上脫硫機組容量（萬千瓦）201685.324447104.12407占總脫硫機組容量比例（%）0.212.317.952.017.6在重點項目中，國家電網(wǎng)公司和 5 大發(fā)電集團公司脫硫容量約7634.15 萬千瓦，占 55.9%，地方及其他電力公司占44.1%（見表 3）。表 3 現(xiàn)有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造公司分布情況電力公司脫硫機組容量（萬千瓦）占總脫硫機組容量比例（%）國家電網(wǎng)公司736.855.4華能集團公司1762.412.9大唐集團公司1811.913.3華電集團公司9346.8國電集團公司1355.69.9中電投集團公司1033.47.6地方

15、電力公司等6026.2544.1（二）投資需求分析。“十一五”期間，221 個項目約需建設(shè)資金 342 億元人民幣。按開工計劃，20062010 年每年分別需要建設(shè)資金 144、94、72、32、0 億元。建設(shè)資金主要來源于企業(yè)自籌、排污費補助等渠道，運行費用通過脫硫電價政策基本可以得到落實。五、保障措施（一）完善二氧化硫總量控制制度。依法控制燃煤電廠二氧化硫排放，是實現(xiàn)規(guī)劃治理目標(biāo)的根本性措施，也是貫徹落實科學(xué)發(fā)展觀和依法治國要求的具體體現(xiàn)。要依據(jù)大氣污染防治法規(guī)定的大氣污染物總量控制區(qū)劃分原則和“公開、公平、公正”核定企事業(yè)單位排放總量、核發(fā)許可證的原則，進一步依法完善二氧化硫總量控制制度

16、。（二）強化政策引導(dǎo)。進一步完善電價形成機制。現(xiàn)有燃煤機組脫硫技術(shù)改造涉及廠內(nèi)拆遷、過渡和配套工程改造，工程投資和運行費用一般要高于新建機組，應(yīng)研究和逐步實施根據(jù)現(xiàn)有燃煤機組脫硫改造的實際投資和運行成本核定脫硫電價的方法。要加快電價改革步伐，逐步將二氧化硫治理效果而不是治理措施與電價掛鉤。要繼續(xù)推進污染物排放折價標(biāo)準(zhǔn)的制訂和實施。對火電機組進行優(yōu)化調(diào)度。對于安裝了脫硫裝置，且脫硫裝置達到設(shè)計指標(biāo)要求，并能夠連續(xù)穩(wěn)定運行的火電機組優(yōu)先安排上網(wǎng)，優(yōu)先保障上網(wǎng)電量。二氧化硫排污費優(yōu)先用于現(xiàn)有燃煤電廠二氧化硫治理。各級政府的相關(guān)部門要加強對二氧化硫排污費收繳、使用的監(jiān)督與管理，規(guī)范環(huán)保專項資金的申請和

17、使用辦法，并對重點項目所需建設(shè)資金中利用排污費的部分逐年納入財政預(yù)算，以確保二氧化硫排污費優(yōu)先用于重點項目。對于重點項目中的有利于推進自主知識產(chǎn)權(quán)、有利于國產(chǎn)化、有利于推進循環(huán)經(jīng)濟發(fā)展的煙氣脫硫示范性項目，要給予中央預(yù)算內(nèi)資金（國債）支持。對脫硫關(guān)鍵設(shè)備和脫硫副產(chǎn)品綜合利用繼續(xù)給予免稅支持，引導(dǎo)環(huán)保產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。積極推進燃煤電廠二氧化硫排污權(quán)交易。鼓勵電力企業(yè)間按規(guī)定實施跨地區(qū)的排污權(quán)交易，以實現(xiàn)低成本下的總量控制目標(biāo)。（三）加快脫硫產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。大力推進技術(shù)創(chuàng)新。燃煤電廠煙氣脫硫工藝應(yīng)選擇經(jīng)濟有效、安全可靠、資源節(jié)約、綜合利用的技術(shù)路線。加強脫硫項目可行性研究，有針對性地選擇和優(yōu)化脫硫工藝。積

18、極推動污染控制成本低、能源和資源消耗少、副產(chǎn)品能有效利用、二次污染小的脫硫工藝技術(shù)的研發(fā)和試點示范，加大對擁有自主知識產(chǎn)權(quán)的煙氣脫硫技術(shù)和設(shè)備產(chǎn)業(yè)化的扶持力度。根據(jù)技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r的變化情況，及時發(fā)布鼓勵、限制、淘汰的煙氣脫硫工藝技術(shù)路線和設(shè)備的指導(dǎo)性文件，促進技術(shù)水平的不斷提高。進一步推動煙氣脫硫副產(chǎn)品綜合利用工作。組織建材、農(nóng)林、電力、科研等部門對脫硫副產(chǎn)物，尤其是脫硫石膏的綜合利用進行深入研究，提出各種利用途徑的指導(dǎo)性意見。組織實施脫硫副產(chǎn)物綜合利用示范工程，適時出臺脫硫副產(chǎn)物綜合利用強制性措施和相關(guān)的優(yōu)惠政策。繼續(xù)整頓煙氣脫硫市場。根據(jù)國家有關(guān)法規(guī)，不斷完善煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)市場準(zhǔn)入制度，加強市

19、場監(jiān)管；規(guī)范脫硫工程招投標(biāo)文件的編制、完善評標(biāo)方法、加強對招投標(biāo)全過程的監(jiān)督，打破地方和行業(yè)（企業(yè)） 保護，維護一個開放、有序、公平競爭的煙氣脫硫市場環(huán)境，促進公平競爭。（四）充分發(fā)揮政府、行業(yè)組織和企業(yè)的作用。燃煤電廠二氧化硫控制是一項巨大且具有長期性的系統(tǒng)工程，必須充分發(fā)揮政府、企業(yè)、行業(yè)組織的作用，確保認識到位、責(zé)任到位、措施到位、投入到位。政府部門要堅持依法行政，確保政策落實到位。加強對煙氣連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)的管理，對煙氣脫硫設(shè)施進行有效監(jiān)測和監(jiān)督，依法對超標(biāo)排放企業(yè)加大處罰力度。發(fā)揮行業(yè)協(xié)會等中介組織的作用，建立有效的中介服務(wù)體系和行業(yè)自律體系。加快制訂和完善脫硫技術(shù)規(guī)范，通過對煙氣脫硫設(shè)

20、施的先進性、可靠性、經(jīng)濟性、本地化率等的后評估和行業(yè)技術(shù)協(xié)作和交流機制，不斷完善技術(shù)路線，促進脫硫設(shè)施的安全、穩(wěn)定運行。電力企業(yè)是實施重點脫硫工程的主體。各電力企業(yè)要依法并按照規(guī)劃的要求制訂詳細的資金、治理方案計劃，加快技術(shù)改造步伐。對于已經(jīng)建成的脫硫設(shè)施，要提高投運率，確保穩(wěn)定連續(xù)運行。六、現(xiàn)有燃煤電廠“十一五”煙氣脫硫重點項目序號1國家電網(wǎng)公司馬頭發(fā)電廠736.85442240184122246.8512282000單位：萬千瓦電廠名稱合計20062007200820092010總計13660.45760.53747.42874.61277.902008200920102201300132

21、.850022000000122122000013013000002300000000050317000000230000000000023200000000000235235013500232001200000000022022004350023500000000000000247153.40220000002302300電廠名稱合計2006秦皇島發(fā)電公司700天津大港發(fā)電廠 3 號32.850天津軍糧城發(fā)電公司80220山西神頭第二發(fā)電廠100150河南焦作電廠660元寶山發(fā)電公司600湖北襄樊發(fā)電公司600湖南益陽電廠60230寶雞第二發(fā)電廠600寧夏大壩發(fā)電廠60130徐州電廠4422

22、2華能集團公司1762.4780德州電廠1320威海電廠600辛店電廠45222.5日照電廠70235淮陰電廠44222南京電廠640南通電廠140.4235石洞口二廠120260石洞口一廠122230大連電廠1400丹東發(fā)電廠350營口發(fā)電廠640包頭第二熱電廠200海渤灣電廠40220達拉特電廠66233豐鎮(zhèn)電廠800福州電廠1400上安電廠130230沁北電廠120260楊柳青電廠60230海南?？陔姀S50212.5榆社電廠200大唐集團公司1811.9977.5陡河發(fā)電廠1150馬頭電力公司200張家口發(fā)電廠240230序2007號203040515061227160809010011

23、130120309.413266140150160170180135+19135.420013021+13222023024025026027028029030031032033212.534210434212.535+2253612037230序電廠名稱合計2006200720082009201038河北下花園發(fā)電廠40000210+120039首陽山電廠60023000040洛陽雙源熱電廠33216.5000041信陽華豫電廠60230000042三門峽華陽電廠60230000043許昌龍崗電廠70023500044大唐安陽發(fā)電廠20002100045華銀金竹山電廠500212.5212.

24、50046石門電廠60230000047株州華銀火力發(fā)電公622310000司48大唐耒陽發(fā)電廠1020221000+23049陽城國際發(fā)電有限責(zé)任公司70235000050神頭發(fā)電公司100250000051淮南洛河電廠12423023200052托克托發(fā)電公司120260000053盤山發(fā)電公司120260000054連城電廠60230000055蘭西熱電28.4000214.2056徐塘電廠60230000057韓城二電廠60016000058韓城發(fā)電廠12.5112.50000灞橋熱電有限責(zé)任公5925000212.5060高井熱電廠20210000061合山電廠202100000華電

25、集團公司9345579618299062華電國際鄒縣發(fā)電廠120260000063華電國際萊城發(fā)電廠600230064山東濰坊發(fā)電廠66233000065華電國際十里泉電廠602300000華電章丘發(fā)電有限公6629214.50000滕州新源熱電有限公67302150000華電蒲城發(fā)電有限公68132023302330號司司司司序電廠名稱合計號69402200000華電黃桷莊發(fā)電有限70402200000中國華電集團公司宜71202100000湖北西塞山發(fā)電有限7266001331330公司73黃石電廠200012000華電戚墅堰發(fā)電有限74440022200公司華電揚州發(fā)電有限公752212

26、20000司76鐵嶺發(fā)電有限公司602300000華電清鎮(zhèn)發(fā)電有限公77402200000上海華電電力發(fā)展有78300130000華電葦湖梁發(fā)電有限792500212.500中國華電集團公司云80202100000南昆明發(fā)電廠81石家莊熱電有限公司1042.50000國電集團公司1355.6516.6312167360082聊城電廠120000260083菏澤電廠60002300084外高橋二廠180000290085邯鄲熱電廠40220000086衡豐電廠6013013000087灤河發(fā)電廠20210000088北侖第一電廠120260000089諫壁發(fā)電廠9013023000090天生港發(fā)

27、電廠27.6213.8000091凱里發(fā)電廠50212.5212.500092安順電廠60230000093太原第一熱電廠30013000094大同第二發(fā)電廠60032000095石嘴山第二電廠66023300096大武口發(fā)電廠22211000097荊門熱電廠201200000中國華電集團公司內(nèi)江發(fā)電總廠20062007200820092010公司賓發(fā)電總廠司限公司望亭發(fā)電廠責(zé)任公司序電廠名稱合計2006200720082009201098湖北漢元發(fā)電有限公司60000230099九江電廠70135013500100陽宗海電廠402200000101小龍?zhí)栋l(fā)電廠200210000102蘭州熱電

28、公司220021100103靖遠一電廠210121000104朝陽發(fā)電廠400022000105川投白馬電廠201200000106華鎣山電廠100011000107永福發(fā)電有限公司27213.50000中國電力投資集團公司1033.4478303152.41000108神頭第一發(fā)電廠80220220000109漳澤發(fā)電廠420221000110河津發(fā)電廠702350000111姚孟發(fā)電公司1210130方發(fā)電公司700023500113外高橋發(fā)電公司600230000114吳涇發(fā)電有限公司600002300115楊樹浦發(fā)電廠22.400211.200116安徽淮南平

29、圩發(fā)電公司123160+1630000117常熟發(fā)電公司120230230000118阜新發(fā)電公司402200000119撫順發(fā)電廠400220000120清河發(fā)電公司400002200121重慶白鶴電廠602300000122貴溪發(fā)電有限公司602300000123南昌發(fā)電廠25212.50000神華集團436027616000124三河電廠700235000125盤山發(fā)電公司1000250000126綏中電廠1600028000準(zhǔn)格爾能源有限公司127660233000國華神木發(fā)電有限公128200210000司129準(zhǔn)格爾能源有限公司200210000北京能源投資（集團）有限404000

30、00號二期公司電廠名稱合計20062007200820092010130北京京能熱電公司402200000華潤能源開發(fā)有限公司18012060000131江蘇彭城電廠600230000132湖北蒲圻電廠602300000湖南華潤電力鯉魚江133602300000公司山西國際電力公司1701700000134陽光發(fā)電公司1204300000135河坡發(fā)電有限公司30210+250000136柳林電力有限公司202100000山東魯能集團公司233.5210.523000137河曲電廠1202600000138聊城熱電公司51214211.5000139萊蕪電廠37.5312.50000140臨沂

31、電廠25212.50000上海申能集團公司1200120000141吳涇第二發(fā)電公司1200260000江蘇國信集團公司1314487000142鹽城發(fā)電公司270213.5000143新海發(fā)電公司442220000144揚州第二發(fā)電公司600160000安徽省能源集團公司1200606000145皖江發(fā)電公司600023000146淮北國安電力公司600230000浙江省能源集團公司66531211324000147北侖發(fā)電有限公司1803600000148嘉華發(fā)電有限公司2400046000149溫州發(fā)電有限公司270213.5000150溫州特魯萊發(fā)電公司662330000151鎮(zhèn)海發(fā)電

32、有限公司860421.5000152臺州發(fā)電廠662330000廣東省粵電公司47939485000153韶關(guān)電廠400220000154湛江電廠1204300000155茂名熱電廠200120000156云浮市火力B 廠27213.50000157云浮市火力發(fā)電廠25212.50000158梅縣發(fā)電廠B 廠250212.5000130159沙角 A 電廠900000序號+320電廠名稱合計20062007200820092010沙角 C 電廠1322660000序號160深圳能源集團公司1301300000161媽灣電廠602300000162沙角 B 電廠702350000貴州金元電力集團

33、公司34410412012000163習(xí)水電廠54413.50000164黔北發(fā)電總廠170412.523023000165納雍發(fā)電一廠120023023000廣西投資公司25250000166來賓電廠25212.50000國投電力公司18060060600167國投曲靖發(fā)電公司120002302300168北部灣發(fā)電有限公司602300000其他2772.75617.91165736.35253.50河南新中益發(fā)電有限169420120000責(zé)任公司+122河南省建投鴨河口發(fā)170700235000171鶴壁萬和發(fā)電公司442220000焦作愛依斯萬方電力17225212.50000173河南伊川第二電廠250212.5000南陽方達發(fā)電有限公174250212.5000175河南