00 萬千瓦，年節能3500 萬噸標準煤以上，為改善城市空氣質量做出貢獻。

　　新建火電機組必須同步安裝高效除塵設施；加快現役電廠除塵器改造，提高可靠性、穩定性和除塵效率。通過使用低硫燃料、裝設脫硫設備等綜合措施，嚴格控制電廠二氧化硫排放。推廣低氮燃燒技術，擴大煙氣脫氮試點范圍，鼓勵火電廠減少氮氧化物排放。到2010 年，使火電廠每千瓦時煙塵排放量控制在1.2 克、二氧化硫排放量下降到2.7 克，電廠廢水排放達標率實現100%。

　　火電面臨問題

　　一、煤電博弈，電煤矛盾日益突出

　　我國１９９３年進行煤炭價格部分市場化改革，國家為了確保電價穩定，設定了國有大型電廠的電煤價格，從而形成了“計劃煤” 與“市場煤” 之間的價格雙軌制，這也造成了多年來的煤電矛盾。２００３年電力體制改革，廠網分開后，國家逐漸放開了發電用煤價格。２００３年的煤炭訂貨會合同簽訂率完成了計劃的９０％，而執行率卻只有３０％。2004年的煤炭訂貨會合同簽訂率不到一半，執行率更低。２００６年，國家又取消了對重點電煤合同的政府指導價，讓電煤價格完全由市場調節。電煤主要由三部分組成：一是重點合同，二是區域合同，三是市場采購。隨著煤炭價格的上漲，煤炭企業與電力企業的矛盾愈演愈烈，近兩年，電煤合同也僅簽訂了重點合同。以前重點合同占煤炭供應在一半以上的比例，現在還不到５０％，而市場采購的比例越來越高，達到４０％，有的地方甚至達到６０％。2003年，我國的原煤產量是１１.８９億噸，其中用于火力發電的原煤是７.６億噸，電煤占當年原煤產量的６４％，電煤供應基本平衡。２００６年，我國的原煤產量達到２３.８億噸，而其中用于火力發電的原煤是１１.４３億噸，電煤占當年原煤產量的４８％，電煤供需矛盾已開始顯現。２００７年，我國原煤產量２５.５億噸，其中用于火力發電的電煤是12.82億噸，電煤占當年原煤產量的５１％，比２００６年雖略有上升，電煤供需矛盾突出。

　　近幾年來，受國家發改委放開電煤價格、煤炭生產成本提高、國際能源價格大幅上漲、國內需求擴張等因素影響，國內煤炭價格總體上漲。電力裝機容量近幾年均以１０％以上的速度增長，對電煤的需求大幅度增長。對于煤炭企業而言，電煤價格意味著利潤；對于電力企業而言，電煤價格代表著成本。電煤價格一路攀升，年均漲幅在１０％左右，發電企業原料成本大幅增加。特別是２００８年１月以來，南方大面積雨雪災害發生后，多年來積累的電煤供應矛盾終于暴發?；痣娖髽I與重點煤炭企業簽訂的供煤合同價漲幅在10%～15%之間，合同煤供給量僅能保證電廠５０％的需求，剩下的煤炭需求要依靠市場價進行市場采購。煤炭市場價持續攀升，火電企業成本壓力不斷加大。

　　一方面，煤炭企業強烈要求漲價，另一方面發電企業則大喊降價才能活。實際上，目前煤的產能綽綽有余，但是煤企為了保證賣方市場的地位一直都保持“限產保價”的措施，長期的限價使得電煤始終處于較為緊張的狀態。發電企業買不到煤，就順勢喊要提高電價，這樣的大戲幾乎是年年上演。雖然大煤企和電廠都是國企，但這樣的“內斗”并不奇怪，只因國資委對國企的考核模式中，利潤是一個重要指標。

　　2010年以前，每年都會召開一個由發改委主導的“全國煤炭產運需銜接合同匯總會”，在這個會上煤炭企業和發電企業之間的博弈尤為引人注目。發電企業的用煤量占了全國煤炭產量的50%。以五大集團為首的發電企業在09年的會議上聯手要求降低煤價。另一邊廂，09年開始的“國進民退”也使得煤炭行業全面進入“大礦時代”，談判的底氣越發地足了。于是煤企要求每噸的合同價在08年的基礎上漲80－100元，電企則要求降價50元。最終在會上一單未簽。然而 ,在保供暖和保“兩會”用電的壓力之下，電企和煤企會后達成了某種妥協。

　　煤企取得“勝利”，兗州煤業與五大電力集團簽訂了在山東省內的重點煤合同，單價上漲4%。

　　到了2009年12月15日，發改委宣布“合同匯總大會”今后不再舉行，各個發電企業也改變了往日的聯合狀態，各自為營與煤商進行談判。而在目前已經簽訂的合同中，重點煤合同的最高漲幅達到25%，可以說漲價是定局。而電煤的漲價，必然會通過銷售電價的上漲，最終由用戶買單。

　　如今，各個發電企業都眼巴巴地望著發改委的政策留個口子，實施“煤電聯動”。煤電聯動政策始于2004年年底。當時國家規定,以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期,若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5％，便將相應調整電價。第一次煤電聯動在2005年的5月,當時每度電價上調了2.52分錢。2006年，第二輪煤電價格聯動又將全國銷售電價平均每度提高2.52分錢。

　　能源發展對策

　　１.電力企業向上游進軍，實現煤電聯營

　　近幾年，各大發電企業紛紛投入大量資金向上游延伸產業鏈。電企挖煤的舉動得到了政府部門的鼓勵。國家發改委公布的《煤礦企業兼并重組調研報告》明確指出，鼓勵電力等大型企業兼并重組煤礦，實現煤電一體化經營。五大發電集團紛紛把觸角延伸到煤炭領域，通過兼并、參股和獨立開發等形式，變買煤為挖煤。國內幾大發電企業都在不約而同地加速向煤炭領域進軍。這是它們為應對煤價上漲、走出虧損困境而采取的舉措之一。

　　煤電聯營在２００４年已經開始啟動，當時國內諸多電力企業陸續宣布參股煤炭企業，或者與煤炭企業共同投資設立項目公司勘探開發煤炭資源。到２００５年上半年，煤電聯營進入一個高潮期，包括廣州控股等多家電力上市公司或其大股東在當時相繼發布了關于煤電聯營的相關公告。煤炭與電力的聯營將使煤電的協同效應長期顯現。中央直屬５大發電集團之一的國電集團重組內蒙古平煤集團塵埃落定，國電內蒙古能源有限公司宣告成立；華能集團提出了“以電為核心、煤為基礎、電煤路港運一體化” 的產業發展戰略，全資收購了內蒙古扎賚諾爾煤業公司；中電投集團也提出了類似的發展戰略，其投資控股的霍林河煤礦和露天煤業是國內五大露天煤業開采地之一，已成為重要利潤增長點；中國華電集團在鄂爾多斯市也擁有了一個儲量為１４億噸的煤礦。在五大發電集團中，華電集團已經在我國部分煤炭大省拿到２００億噸煤炭儲量，大唐發電集團拿到１８０億１４４噸，國電集團也有近百億噸的儲量。中電投集團動手早，２００８年已經有數千萬噸的煤炭實際產量。向“綜合性能源集團” 轉變是全國發電集團不約而同的戰略選擇。

         ２.煤炭企業向電力領域延伸，實現煤電一體化
　　《煤炭工業發展“十一五”規劃》中提出了“支持煤電、煤化、煤路等一體化建設，推進產業聚集和產業融合” 的發展要求。在產煤豐富的城市周邊區域建設燃煤電廠，既可以降低煤炭的運輸成本，提高北電南送的潛力，又可以在本地區形成煤炭、能源、化工一體化的新興產業體系，促進區域經濟發展。在煤炭資源富集的省份，由煤電一體化而催生的坑口電廠逐漸增多。坑口電廠建在煤礦附近從而免去了運輸環節，不僅降低了發電成本，煤的經濟利用率也可得到提高，尤其是一些煤炭熱值比較低的礦井，經濟效益會明顯提高。一些煤炭類公司如山西焦煤、鄭州煤電等都建立了自己的發電廠。

　　３.煤電合作模式分析

　　隨著電力企業與煤炭企業的合作，出現了多種合作模式，包括神華模式、山西焦煤模式、魯能模式和淮南模式等。

　?。ǎ保┥袢A模式，一體化經營模式

　　神華模式是綜合贏利的模式，神華擁有包括煤礦、電廠、鐵路、港口和航運資產在內的完整產業鏈，是以創新為龍頭，以一個一體化為主體，以整合集成、價值創造和社會和諧發展為兩翼的新型國企持續發展模式，神華模式的主體集中體現在四個一體化，即礦、陸、港的設施平臺一體化，煤、電、油的產品加工一體化，供、產、運、銷一條龍的運營活動一體化，人財物技價值管理一體化。其在電力方面的發展主要是煤電油生產運作的一體化。煤電油縱向一體化經營，同時生產多種具有相關性的產品，使煤炭企業提高資源利用效用，降低成本，增加收益。神華模式把產業鏈上的各個環節全部收入囊中，以求獲取最佳的協同效應。

神華集團以煤炭產業為基礎，通過控股和建設電站并舉，大力發展電力產業，初步形成以“三西”（山西、陜西和蒙西）和長江、珠江兩個三角區為重點的電力輻射網絡。神華已經擁有２２００萬千瓦機組的電廠，列