叶肇基

作为发电项目，初可研阶段是一个很重要的阶段，需要根据全网电力发展规划，选好电厂厂址。初可研阶段对拟选厂址的建设必要性和建厂条件的初步可行性要有详尽的论述。电厂跟电网紧密相关，电厂离不开电网，电网也需要电厂来支撑。厂网分开前，电厂统一由电力局规划和投资建设；厂网分开后，电厂由各发电公司投资建设，引进了竞争，调动了各方积极性，使华东地区各省市发电项目建设得到了快速发展。

这十多年来，江苏省发改委、能源局对江苏省能源发展特别是发电项目的建设把握得比较好。在华东电网里（原来是三省一市现在是四省一市：上海、江苏、浙江、安徽、福建），江苏的经济体量最大，用电量也最大，但由于对电力规划做得比较好，前期工作抓得早，并且对所有发电公司、投资公司是公平、公开开放的，所以多年来发电项目得到了有序和及时建设，没出现过严重缺电的局面，做到了基本平衡，略有盈余。当然，还存在时段性、季节性、局部性的缺电局面。

由于苏南经济发展较早较快，经过十多年的建设，已经有了大批电厂，几近饱和，再发展有很大的制约，特别是环境保护的制约，土地资源和火电厂的灰场资源都比较缺乏。相对来说苏北地区经济发展慢一些，厂址资源也多一些，但苏北也不能建过多电厂，因为需要北电南送，这就涉及到电网问题、过江问题。当然，如果需要的话还是要建设的，往南送电力，毕竟长江三角洲地区对环境污染控制比较严格，环境容量基本没有了，再上项目很难，只有通过区外来电才能填平用电缺口。由于环境限制，近二、三年江苏省放慢了煤电建设速度，煤电主要上煤矸石、上大压小和热电联产。同时发展了一些天然气的热电联产项目，替代了当地的燃煤小热电和燃煤小锅炉，有利于节能减排、提高能源利用效率、改善环境。考虑到天然气总量控制、热电比的要求和供热半径限制，这批燃机项目基本以9E级为主。

关于燃机项目，我的看法是——不管E级也好、F级也好，一定要因地制宜，实事求是，要根据当地热负荷量、性质和曲线，从技术经济层面和政策层面进行多方案比较。江苏这两年上了一些以9E级为主的燃机项目，也因地制宜在宜兴上了9F级热电联产燃机项目，因为它供热量比较大比较稳定，还计划其中一套采用背压机。还有扬州电厂、无锡东亚电厂准备上燃机项目，就上9F级纯发电项目，需国家核准，通过省里积极争取，已获国家同意。

关于电力未来发展方向，我认为，就江苏来说，虽然燃机发展很快，煤电受到控制，但是以煤为主的基调不会变。核电一直在发展，但江苏只有连云港这片最合适，而且受厂址条件制约，江苏核电不可能有很大比重。所以燃气发电比重要提高，当然也不能无限提高，气有限，气价也很贵。我的观点还是要适当发展煤电。最近这几个月，省能源局也在这方面开展了一些前期工作，有滨海2台100万中电投和协鑫的煤电项目，华润潘塘的供热煤电项目，国电宿迁的供热煤电项目，永泰公司大屯的2台100万煤电项目。总之，降低煤电比例、控制煤电是对的，但是说煤电绝对不发展不可能。适当地开展前期工作，往前推进，对江苏电力发展还是有利的。

由于江苏省发改委、省能源局在江苏电力发展上紧跟形势，政策抓得好，规模搞得好，规划也超前，江苏的电力基本保持平衡。从电网来讲，江苏的基本格局是北电南送，另外，整个华东西电东送，安徽的电都要经过苏南，对电网而言难度挺大，但是，江苏的电网发展依然相当有序。这跟省发改委、能源局合理规划是分不开的。

沈群

目前，我国能源布局面临着一个重大问题——未来新能源往哪个方向发展。最近国家能源局开会，已经把“十二五”乃至“十三五”传统能源转向新能源的载体和平台落在燃气轮机上。我们认为，核电有安全性问题；水电有枯水期和旺水期，对生态环境有很大副作用；风电和光电“追风逐日”，实际上由于电能的不可储存也有问题，比如风电“要电的时候不来风，来风的时候不缺电”，后来提出白天用光电晚上用风电，把两者匹配起来，事实上这种情况很难达到；如果大量采用新能源的话会有一些分布式能源，比如小型燃机，可进行区域能源平衡。这种情形下燃气轮机虽然也烧化石能源（新能源和传统能源区分主要是化石和非化石），但它高效、占地小、排放污染低，把它作为抓手和载体，国家能源局的决定是正确的。

我们江苏省也面临着相同的问题。从整体布局来看，上核电不可能，政策不允许；风电也不是很适合，尽管我们提出在苏北建设千万级海上风电，但还有待于对整个能源政策及实施规划的具体研究，我们公司投资10个亿上风电，到新疆克拉玛依等地风场做了大量实地调研，说实话，虽然它是可再生能源、绿色能源，但产生的磁场对周围生态影响很大。现在能大规模发展的就只有天然气发电了。

我常说做企业有很大的运气成分，但机会总是给有准备的人。人类社会的发展很大程度上由大事件推动，美国 9·11事件从根本上改变全球的反恐格局，日本福岛3·11核泄漏事件从根本上改变了世界的能源格局。3·11事件以前国内大量上核电，核电都是国家三大动力或者一重、二重做的，我们企业沾不上边，因为我们没有核电；3·11事件发生后，核电发展前景难卜，天燃气发电焕发生机。形势是变幻莫测的，虽然很多东西我们也看不准，但只要做好前期准备，机会一旦来了，抓不住稍纵即逝，抓住了就能有备无患，这就是我们的切身体会。

第二我想介绍一下我们公司的燃机产品的主要情况。刚刚叶（肇基）总也提到，国内燃机发展分三个阶段，一开始是上世纪70年代末，包括龚（逸峰）处长在内我们一批专家搞“两万三会战”，凭着一股热情，集中了全国各地包括清华大学在内的专家学者250人，从根本不知道燃机到完全自主化，仿制出GE的5系列燃机，要真坚持拼着这股劲头建设的话，当时中国10年内就能将燃机搞上来。84年GE跟我们谈分工合作，核心部件采用GE的，一般部件我们做。所以，从那时起我们就跟GE合作开始生产6B机组，这样一合作，使我们燃机的国产化推迟了20年。

那么现在燃机发展到什么阶段了呢？E级已经有两种等级了，一种是前两年市场主流的9E，包括东方-三菱的701D和上海-西门子的V94.2。我们的单机功率是12.6万KW，那二个分别是15万KW和16万KW，现在9E又有新的更高的等级了。因为9FA燃机在戚墅堰等地方暴露了一些问题，现在GE用9FB代替了9FA，实际上F级适用于基荷，在基荷状态下比较稳定，漕泾燃机出的事就比较少，如果作为调峰调气的话，它的转子、高温部件事故还是会比较多，所以它现在降级为9E5，单机功率22万KW，联合循环的话是33万KW。同时西门子出了一个3000E，19到20万KW，阿斯通也已经进来了，最新的E级也是20万KW，目前E级燃机实际上有两个等级，一个是16万KW以下的，一个是18到22万KW的，这个E级已经不叫9E了，叫9EF，它所有参数跟F级相差无几，现在E级上的竞争就是这两块。

我们公司燃机现在有四个品种，一个是6B，主要采用高炉、焦炉的中低热值气体燃料，济钢、涟钢、沙钢等钢厂的这类机组都还在用，国内常规发电已不怎么用了；第二个就是真正的9E；第三个是6FA，2012年下半年GE公司转给我们的，现在浙江的6FA项目都是我们去投标，国电南浔的项目已经拿到预中标通知；第四个就是9E5，也就是说F级我们也能生产了，GE是以四到五套作为门槛，到法兰先要买GE的，我们把试车台、整个工艺路线调整好以后，就在厂内装配、试验。明年我们要把6B转子压气机端拿出来自己做，如果E级压气机转子自己做的话，机组国产化可达到70%左右。国内三大动力厂跟我们相比，它们仅有两个机型，而我们目前是燃机机型最全的企业，明年二季度我们还会跟GE公司谈在分布式能源5系列和3系列快装机组项目上的合作，这样通过与GE的合作就形成了一个燃机产品宽带，实现平台上全覆盖，在行业内脱颖而出。应该说我们作为发电装备制造企业，始终把燃气轮机这块作为我们的核心竞争力来对待。

提到分布式能源，我认为前景应该很好，从最近国家能源局有关部门传递的信息，以后光电、风电每年大概都在1500万KW，现在电网接纳有些问题，以后电网接纳问题解决了，如果把风电、光电大量并网的话，就能把这种不可储存的对电网冲击很大的所谓 “垃圾能源”利用起来，而它必须要用分布式能源来补充，比如无风、雨雪天气无光的情况下。但分布式能源是区域性、局部性的，它的配备肯定不会是9E甚至也不可能是6B这么大的机组，而是配备快速启动的小型燃气轮机，燃气轮机最大的特点就是能在10分钟之内能从冷态到全负荷，李（玉琦）会长问我分布式能源前景的问题，我认为这就像15年前谈汽车发展，由于停车场的限制认为不大可能，但现在不可能已变成现实，能源结构要调整，如果新能源要占50%甚至更高比例的话，肯定要上分布式能源。

当下燃气轮机发展我们最担心的是气价，如果气价上调50%，涨1块钱的话，现有的6毛多的电价根本承受不了。气价从2块2、3提到2块5、6没多大问题，超过3块电厂根本无法承受。以9E机组为例，1立方气可发5度电，气价涨1块就相当于每度电成本增加2毛，成本增加非常高，电厂燃料成本基本占80%，其他折旧、七项费用占15-20%，燃气轮机最大的好处就是人少，30个人就能开两台机组。现在因为气价问题，燃机的热度有所下降，像今年我们所有的项目已经全部投完标，到年底想收拢一下，电力公司说不行，先上一个项目看看够不够成本，如果赚钱了后面再上。所以我们感觉到变化实在太快。天然气作为化工原料、居民生活用气消耗不会太多，主要还是用于发电，调整发电结构，减轻环境压力。

从长远来讲我对中国的气价还是持乐观态度的，页岩气在未来十年内的开发很有前景，以后为了消化还是需要国家政策补贴的。不过，页岩气现在主要有两个问题，一个是开发技术，我们页岩气生成条件和美国不一样，埋藏比较深；第二是地区太边远，贵州、云南这些产地不缺电，输送出来也很困难。LNG价格很贵，煤以后还是主力，将来作为清洁能源也要气化（IGCC），这都跟电价有很大的关系，一旦油价到了130美金/桶，像神华就到厂里来订IGCC，觉得有利润空间，而一旦油价跌到100美金/桶以下，他就不会来谈了。

目前关于9E、9F哪种机组更好是个热门话题，我认为没有最好的只有最适合的。分布式能源现在最小，效率最低，但是你必须要用它来配备其他资源，就像现在我们马路上有奔驰、奥迪这种好车，也有很多国产车，因为大家都找适合自己的。

第一个是审批问题。国家对项目的审批有限制，E级只要供热省里就可以批了，F级除了6FA外，大一点的就要国家批了，程序也非常多，如果省里批就非常变通。打捆招标时倾向于上大机，其实各有所用，但批项目也只是其一，有的认为既然整个机组用的是管路天然气，那么天然气可以直接烧锅炉供暖，这里面有一个重大误区，并不是供暖就可以代替供热的。北方都是供暖，供暖机组对我们而言，就是在冷凝机组上抽个常规压力、开个孔就可以供暖了，用于取暖，对压力和温度没有特别要求。但是我们苏南不一样，它的供暖机组接受端是很多工业企业如纺织厂、印染厂等，真正应该叫供热机组而不是供暖机组，对热的压力、温度有要求。所以不是你用天然气烧个锅炉，用一次性能源马上产生热就可以的，这方面我们还应继续沟通。

第二个问题，现在江苏好多燃机项目都不是新上的，而是“上大压小”，把两台1万2的、2万5的电厂关掉，环境、场地、热源都已经定好，用更合适的机组去替代它，它是增量带动存量的优化调整，主要解决环境问题，还受到地理条件限制。

第三个是气量问题。实际上现在我们的机组不但调峰而且调气，一旦气源供应紧张，首先保民用，发电用气就会先停。我们招投标的时候大家都将指标做到最佳，就是100%或者最起码保持90%的基荷来计算效率，看上去五大电力公司都在追求效率最高、曲线最好。燃气轮机有个最大的特点，就是出力在80%以下的话，整个效率曲线下降得很厉害。就华电仪征的三台燃机来说，现在就是气量不够，所以效率不高。如果用9E机组，90%以上负荷的气量都够了，那比用9F机组在80%以下负荷运行的效率要高得多。所以，在资源有限的情况下，能源局在批项目、发路条的时候就应该以气来定项目，实际上也是对电厂负责，否则如果气量供应不足，两台机停一台，最后损失就会非常大。

第四是气价问题。我有一个建议，我们江苏跟浙江能不能一样扎口气源，大家都一视同仁，既便于能源局管理，项目也能进行大运作。

最后，我认为江苏规划实施电力项目应该优先考虑本省的装备制造业。同等价位、同等质量下省内企业优先，而且售后服务也方便。

补充一下，去年这个时候所有以大代小的燃机电厂都是盈利的（气价原因），煤电沿江的盈利、苏北的全亏。现在，五大电力公司在天然气项目上跑马圈地，因为只有拿到燃气电站，才能拿到气源。他们的观点是气源作为一种战略储备，资源是有限的，而且只会往上涨，即使以后发电亏损了，他们也有气源。LNG之所以没这么抢手就在于价格太高，现在珠江三角洲用得比较多，当时从新疆用汽车拉送的话，价格大概2块8，政府有补贴。

我们现在探讨能源格局，实际上就是两派：一派是火电，一派是新能源。陶（建华）总认为以后火电作为一个常规机型是主力机型。但是这次能源局开会就提出未来十年，新能源和燃机，包括核电机组，比重要大幅度提高，火电的空间无疑会越来越小。随着环保压力增大，尤其是江苏，经济压力和环保压力将使火电受到更大的限制。我认为，除了气价这个不确定因素，燃气轮机无论从效率、安全性还是资源占用来讲，完全具有可持续性。它的燃料并非只能用天然气，轻柴油、重油、原油、页岩气都适用。如果天然气价格达到3元，燃机发电厂就会全面亏损，但会给煤气化（IGCC）提供大的发展空间。从燃料的高效和清洁考虑，如果不从传统能源转到新能源，资源消耗、生态环境难以承受。所以目前企业转型的困惑是不转不行，但转一块有可能死一块。

火电这块有一条，尽管现在我们在国际上处于领先，但是再按照老路走，也可能走到尽头。火电以后会向大机发展，60万KW、100万KW、超超临界，用于大电网供电；目前大规模地发展核电争议比较大，将来还是会有限的发展，毕竟核利用的效率高；天然气发电是最清洁、最安全的，环境压力也得到大大改善。

陶建华

江苏是经济大省，能源消耗大省，又是资源紧缺的省份。江苏的能源首先要从平衡开始，电力只是能源的一个分支。江苏的电力能源主要来自于煤电、风电、核电、燃机、生物质和太阳能发电，除此以外还有部分区外来电。

电力发展水平是体现一个国家和地区现代化水平的重要标志。党的十八大提出要全面建成小康社会，努力提升城镇化水平。江苏省提出，到2020年要基本实现现代化，苏南地区2015年要率先基本实现现代化。江苏经济发展若要赶上中等发达国家的水平，那么人均装机容量要达到2千瓦，即装机容量达到1.5亿千瓦。根据目前省内现有的电源点（7000多万千瓦装机容量）和区外来电（1亿千瓦时，相当于500万千瓦装机容量）计算，还有7000万千瓦左右的发展空间。

这7000万千瓦左右的发展空间首先要排除生物质发电。因为生物质发电项目几乎都在亏损，形不成规模。它不像当初所想象的那样：这么好的资源，一把火就烧掉了，为何不用来发电？一发电才发现问题有多严重，资源的季节性和保管都是问题。生物质资源不像燃煤那样可以堆放，它含水高，在夏天时间不长就会烂掉，热量也就随之损失。加之其它问题，从目前来看，生物质发电难以上规模。

太阳能发电方面，江苏的太阳能项目也难以规模化发展，这是由江苏的自然条件所决定的。即使能发展一些屋顶和民用太阳能项目，但这在人均2千瓦的装机容量中所占的份额极少。

海上风电方面，当前海上风电的开发建设也遇到了新问题。国家出台的《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》规定，海上风电原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里、海域水深不少于10米的海域布局。因为离岸距离10公里以内以后围起来就是国土资源，可以增加土地容量。现在岸边不让建设了，有的地方要拔掉，龙源集团在海边发展风电就感到困难。开始的时候不存在这种问题，现在随着国土资源新标准的出台，问题也就暴露了。以后海上风电的发展，就是在泥沙的地质条件下，用打桩船打桩，一天打一根桩，直接在桩上连接塔筒，这也是当前我们在东海边上所做的。当然，潮间带项目如今也没人敢做了，因为潮间带具有不确定性，它严格意义上还是土地资源，现在看起来没用，以后围堰起来形成土地轻而易举。另外，海上风电还存在一个问题——利用小时低。再好的风场可利用小时也就2000小时左右，1000万千瓦的装机最后能提供的也就200多亿千瓦时。我们去福建东山岛，最好的地方风场可利用小时能达到3700小时，那应该是全国最好的位置，在江苏这一带远远不及。

天然气发电方面，这是一个新兴产业，还存在很多不确定因素。一是经济性。燃机供热，成本是一个挑战，特别是与现在的煤价相比还是有差距的，如果气源不稳定，压力将更大；二是可靠性。某种程度上热网比电网要求更高，电网可以设计备用线路，但热网一般是区域性的，很少联网。另外，国际环境一旦变化或者工业形势好转，燃机的气源就会紧张。其实，我认为我们国家要将天然气做燃料的时机还不成熟，特别是F级的燃机将天然气当煤一样烧，还远远未到这一步。前阶段钢厂用气下降，工业用气减少，用不了就通通给燃机发电，发到5000小时。今年经济稍有复苏，冬天燃机电厂就没气了。如果我们现在强调燃机一定要搞热电联产，而且一定要搞F级的，一台机就几十万千瓦，用它来带基本负荷、带热网，那一旦这个气要保民用的时候热网怎么办？凡是接触过大热网的都知道这个要求，气源一断就真的是“断气”。所以，热电联产对热网的可靠性要求非常高，只有当我们有了气源的保证之后，才能继续发展。而且，一般来说两台燃机，一台在检修、一台出故障的时候，如果热网规模很大，出的问题也会越大。

那么，分布式能源与现在的燃机，产生的矛盾是什么？我们把天然气作为燃料，气源紧张的时候断供，不紧张的时候用它来代替煤炭，不用冷热电联供的方式效率很低，不能连续运行的话热网又运行不起来。其实，分布式能源核心的技术是“匹配”，即热电比，一个区域用电、用热（或冷）的规模。选好一个点，夏天供冷，冬天供热，解决负荷中心这部分电力不用远距离输送，综合效率会很高；但是如果不匹配的话，运行就有难度。像南京中心地区要供热，烧煤不允许，烧油成本高，外围热网穿越城区又不可能，小型的燃机能做到就地发供电，向周围供汽，既是热源点又是电源点。

因此，如何平衡总量、科学布局、统筹规划不同的电力生产方式，是值得我们研究的重大课题。综上所述，在总量平衡的时候，电力生产以煤电为主的格局短期内不会改变。当前，国家实施了更加严格的大气污染物排放特别限值，江苏苏南地区因环境容量有限，对于火电机组扩建项目实行压小不上大的政策，仅苏北地区有部分余量。当前，我国仍摆脱不了主要依靠煤电的现实，考虑到排放平衡，我们应该研究大容量、高参数、高效率的洁净煤发电技术加上远距离供热，并以此作为发展战略。我认为我国的百万千瓦超超临界燃煤机组目前共有三代，第一代应该是泰州那种机组，第二代是浙江北仑，谏壁新投产的两台机组可以作为第三代。第一代百万千瓦超超临界机组现在看来在制造上存在很多问题，它走的是日本东芝的路线——哈尔滨“哈哈哈”，这个“哈哈哈”现在不管怎么努力总是差10g煤耗；第二代是浙江现在的机型，汽轮机是上海的，走的是西门子的路线，非常先进，但是锅炉不一定适应沿海地区；第三代是谏壁现在的机型，我之所以把它列为第三代，是因为它的锅炉制造技术有了重大提升。

江苏区域的燃煤电厂目前经营环境很好，主要原因是江苏资源匮乏，高度市场化，政府有关部门管理的电力市场环境十分规范。我将全国煤电市场分成五类地区：江浙沪粤是一类，河南、山西、陕西这一带属五类，后者五大集团进去都难以为继，可持续发展都存在问题。原因就是它有煤，发电企业是中央的，但煤矿是地方的。为了保护地方财政，煤价不能低，电价不能高，所有的电厂就发展不下去了。特别是湖南、河南、山西等地，大部分电厂都亏损甚至巨亏。所以说江苏的环境好就好在没有煤，没有利益集团之间的冲突，没有地方和央企的利益冲突，形成了一个高度市场化的外部环境。在这个开放的环境中，煤炭资源不仅面向国内市场，也面向国际市场。当前，进口煤与国内煤存在较大的差价，国电江苏公司下属的谏壁、泰州、常州三家电厂一个月要燃用进口煤上百万吨，在大大降低燃料成本的同时增加了资源供应渠道。

在洁净煤发电方面，泰州电厂二期百万工程采用了超超临界二次再热技术，能将发电煤耗降至256g/kwh左右。如果以后我们布局的时候也能考虑热电联供，在超超临界二次循环的基础上实现远距离供热，就能将能耗指标进一步优化。2009年我们在宿迁实施了直线24公里供热项目。原来的传统观念都是经济距离5公里，现在设计、保温包括使用的补偿技术都有提升，24公里的位置上参数和管道效率依然很高。这就为今后研究大容量、高参数、高效率的洁净煤发电技术加上远距离供热奠定了技术基础。

在全球经济化的今天，国内市场与国际市场相互影响和相互作用成为大势所趋。今后燃煤市场的趋势一定是国际化，而煤炭的质量趋势将呈现低热值化。最近，低热值煤发电引起了很大的争议。有人说现在燃煤电厂专烧劣质煤、低热量的煤，增加了碳排放。对此我持不同的观点。我认为这种煤也是积淀了几万年的矿产资源，电厂不用谁来用？我们现在只顾眼前的碳排放，以后煤炭都没有了怎么办？在资源分配上，我认为电厂就应该烧最差的煤，优质煤资源不多，而且价差很大，这种煤炭应让冶金、化工等行业使用。现在高硫煤越来越多，包括美国出口到中国的煤也是高硫煤，优质煤它都提供给欧洲国家。我们就是要研究这些发展趋势，不能一味从感情上考虑说一烧低值煤又排放了多少。我们现在弄了热值3000多大卡的褐煤来烧，机组所有的技术改造都为燃烧褐煤服务。我们选择褐煤的原因有三：一是价格便宜，可节约20%左右的燃料成本；二是资源多，特别是蒙东地区，印尼更不用说；三是因为褐煤是一种特殊的燃料，绝不是什么劣质煤，很多是特低硫、特低灰。唯一不同的就是挥发份高、含水大，锅炉效率可能会降低。目前，我们正在实施相关技术改造，在空预器和电除尘器之间的烟道加装低压省煤器，再将烟气中的热量回收。因此，燃料市场的趋势研判清楚以后，相信大家就会明白为什么我们要求电站锅炉上塔式炉，不允许再上π型炉。因为将来要面向国际市场，缺煤大省应选用煤种适应范围广的锅炉。像谏壁电厂这样的老企业，负担很重，现在锅炉燃烧技术提高后，一个月很轻松就可以有1.5-1.6亿的利润，真正通过发展的方式来解决企业沉重的历史包袱，解决各种困难和问题。

因此，能源的格局，我们首先要解决平衡，这其中包括运力的平衡。江苏是以水运为主，主要分三类地区：一类是长江边、海边，5万吨级以上的船能直靠的地区；二类是靠火车运输的地区；三类是江苏的内陆地区，运河边。如宿迁、淮阴离长江300多公里，离海边也有200-300公里，如果能在连云港把一条运河疏浚一下就能缓解这些沿岸电厂亏损的问题。其次，是要考虑还有多少排放空间，内陆地区还有多少资源。第三，今后燃料的采购要面向国际市场。第四，是考虑选用哪种炉型，将炉后的环保装置严加管理。现在凡是国电在江苏的电厂脱硫、脱硝、连带电除尘都在同时进行改造，我们不能等2014年新标准出来了再去行动，脱硝改造停炉60多天，就把该加的电场加上去，像苏龙是将原电除尘拆除新做的。我们要下决心在追求利润的同时不危害环境，并将这个理念推广到所有燃煤电厂中去，丢掉一切幻想，迎接史上最严格的环保“大考”。

最后，我也要呼吁一下，省政府要规范央企在地方的投资行为，既要真金白银，更要绿水青山。要按照国家相关规定开展招投标工作，不搞地方保护和利益群体保护。通过科学布局、技术进步，我相信，江苏电力事业的明天一定会更加繁荣。