赵瀚森，工商管理硕士，现任香港英惠投资集团副总裁；李慧，中咨公司研究员,中国社会科学院研究生院经济学硕士，主要研究方向为产业经济学和资本市场。
【摘要】：我国电力在经历了几年高速增长后，面临着煤炭价格的高速上涨，成本急剧加大，迫于此实行了第三次煤电联动。为了应对来自上游煤炭产业的压力，电力企业向煤炭产业进军。而面临国家进行节能减排产业政策指引，电力结构加大了调整力度，一方面是不断增长的装机容量，另一方面是水电、核电、风电等清洁能源的建设的快速增长，火电投资中大容量、高效率机组亦成为上马的主要设备。整个电力行业向高效节能的方向深化发展。
【关键词：煤电联动 产业 融合 节能减排】
2008年初南方冰雪引起断电，造成电网大面积瘫痪，考验了电力供应设施；中国煤炭价格逐步与国际煤炭接轨，价格高涨，大大提高了火电企业的成本，导致电力企业全行业亏损。2008年是电力行业按照“十一五”规划进行结构调整、生产转型较为关键的时期。
在国际、国内能源价格大幅上升的时期，作为与国计民生关系密切的电力行业，发挥了其基础产业的作用，在面临主要原料煤炭价格上涨的压力情况下，保持了销售电价平稳运行，从而为控制通货膨胀、保持国民经济平稳运行作出了重大贡献。
一 中国电力运行形势
（一）电力供需情况
电力供需形势得到有效扭转，基本实现了供需平衡。“十六大”以来，我国经济进入新一轮增长周期。与此相伴，全国电力需求增长迅猛，电力供应短缺状况再度出现，2003年、2004年逐渐发展成全国性、持续性的缺电局面。其中，2003年，全国先后共有23个省级电网实施了拉闸限电；2004年，全国先后共有26个省级电网实施了拉闸限电。面对进入21世纪以来最为严重的电力供需紧张的新情况，党中央、国务院高度重视，加大了宏观调控力度；电力企业加快了电力建设步伐，加大跨区、跨省电力交易，积极采取需求侧管理措施，扭转了全国电力供应紧张局面，目前我国电力供应力充足。
1.电力供应总体情况
2002年以来，为缓解电力供需紧张情况，我国电力投资迅速增加，电力基本建设力度逐步加大，每年新增发电装机容量连创新高，发电量快速增长，截至2007年底，我国发电量达32889亿千瓦时，同比增长14.4%(图3-1),电力供应能力逐步增强(见表3-1)。
2008年初，南方冰雪天气大面积破坏了电网运行，同时，由于铁路运力紧张，导致电煤输送不及时，从而影响了我国电力的供应。随着国家组织铁路运力，加大电煤的运输，问题得到缓解。
2008年1~9月，全国规模以上发电厂发电量26072.18亿千瓦时，比2007年同期增长9.9%。其中，水电3983.88亿千瓦时，同比增长17.0%；火电21425.85亿千瓦时，同比增长8.2%；核电509.73亿千瓦时，同比增长14.3%。如果排除往年受春节因素影响发电量增速的月份，2008年1~9月发电量累计增速创下近6年来新低（见图3-2）。
2008年，受自然灾害频发、煤炭供应偏紧、电网建设滞后等影响，前8个月供电形势总体仍偏紧。迎峰度夏期间，全国共有17个地区出现限电现象。2008年9月以后，由于需求持续回落，供电紧张状况明显缓解，中国电力供应呈现前高后低的态势。除2008年3月发电量增速加快达到16.6%外，其他各月增速均在逐渐下降，特别是6月以来回落更加明显。2008年6~8月，全国规模以上电厂发电量同比分别增长8.3%、8.1%和5.1%。自2002年起，我国的电力供应均两位数的增长，这是自2002年电力需求强劲增长以来发电增速首次连续落入个位数区间。2008年，发电量回落是由于需求下降及缺煤停机造成的供给不足双重因素的影响，其中我国经济整体下滑从而导致电力需求下降是发电增速持续下降的主要因素。
2.电力需求
随着我国经济的快速发展，电力的需求也出现了增长。自2001年以来，我国GDP增速逐年递增，而电力需求自2000年就开始加大，电力消费弹性系数大于1，而且经历了2002~2003年的加速增长，消费需求一直在高位运行。2008年电力消费仍上涨，但是增速明显下滑（见表3-2）。
2008年1~3月，受部分地区冰雪灾害导致运输受阻、高耗能产业限电停产和国际需求减弱等因素影响，化工、建材、冶金、有色四大行业过去一直保持远高于全社会用电增速的情况有了较为明显的放缓，但从4月开始增速逐步小幅回升。2008年1~6月，四大行业用电增长对全社会用电增长的贡献率为38.16％，比2007年底贡献率降低6.68个百分点，但是比1~2月以来各月累计用电贡献率分别提高9.60、7.43、2.88和2.10个百分点。但是北京奥运会后，随着国际金融危机的加剧，我国出口增速回落，2008年1~9月同比增速为22.3％，比2007年同期回落4.8个百分点，出口型企业受到重创。2008年1~9月，全国工业增加值增速为15.2%，较2007年同期降低了3.3个百分点，工业增速回落导致电力需求降低，1~9月全社会用电量达到26269.99亿千瓦时，同比仅增长9.67%，较2007年同期减少5.47个百分点，回落趋势加快。2008年1~9月，用电量超过全国平均水平的省、市、区有：新疆（19.8%）、广西（16.79%）、甘肃（16.61%）、青海（15.59%）、内蒙古（15.32%）、云南（14.63%）、安徽（14.58%）、河南（14.33%）、陕西（12.86%）湖北（11.77%）重庆（11.44%）吉林（11.88%）福建（10.62%）。
3.消费产业结构
我国经济增长中的“重化工业”特征明显，而这种特征又是由我国经济增长的驱动力所决定的。1995年，我国国民经济成功实现软着陆以后，经济总体增长速度出现连续6年的下降。在此期间，产业增长格局发生着变化，从1999年开始，随着国家扩大内需政策逐步取得成效，代表居民消费升级的行业(如汽车、房地产、食品、饮料、纺织服装、中高等家用电子产品)呈现出高速增长的趋势。进入2002年下半年以后，以机械制造、钢铁、有色、建材、煤炭等行业为代表的有重化工业倾向的行业也相继进入快速增长通道，从而形成了机械工业、钢铁工业、化工工业等三大明显带有重化工业特征的高增长产业群。
2008年1~9月，第一产业用电量680.88亿千瓦时，同比增长2.56%；第二产业用电量19889.14亿千瓦时，同比增长9.31%，增速比2007年同期降低6.05个百分点；第三产业用电量2638.98亿千瓦时，同比增长12.28%，增速比2007年同期提高0.12个百分点；城乡居民生活用电量1926.09亿千瓦时，同比增长10.76%，增速比2007年同期提高5.54个百分点;城乡居民生活用电量3060.99亿千瓦时，同比增长12.93%。第二产业的用电量比例比2007年同期提高了2.98%个百分点，达到79.13%。2008年1~9月我国各部门电力消费比例中以第二产业为最大，达到79.13%（见图3-3）。电力增速超过全国增速平均水平的省、市、区最主要集中于我国的西北地区，包括新疆、广西、甘肃、青海、内蒙古等，这一地区仍是第二产业特别是高耗能产业及重工业对全社会用电增长起到了决定性作用。
（二）电源建设情况
1.发电装机容量呈现下降趋势
自2002年全国性缺电以来，国家大力支持电力投资，投资呈现跨越式增长，装机增速连续两年超过一亿千瓦时。2006年电力供需紧张关系开始得到缓解，国家收紧了电源审批，电源投资额也出现了下降，但总体规模仍然较大，2007年达到3042亿元（见图3-4）。2020年远景规划提出,到2020年,我国电力装机总容量要达到9.5亿千瓦,但实际上,到2007年为止,我国电力装机容量已经超过7亿千瓦，发展较为迅速。
2002~2007年电源投资5年累计投入1.44万亿元。持续大规模的投入，使我国发电装机容量连创历史新高，从2002年底到2007年底，我国电力装机容量达到7.13亿千瓦（见表3-3），但是新增装机容量开始下降（见图3-5）。
2008年1~9月，全国电源基本建设完成投资2166.28亿元，新增生产能力（正式投产）5648.89万千瓦，比2007年同期全国6000千瓦及以上发电设备容量同比增长13％。其中水电1384.23万千瓦，火电4048.09万千瓦，风电195.47万千瓦。2008年电力全行业亏损直接导致其经营性现金流大幅下降，不仅影响到发电公司的生产，而且对公司的投资进度也产生了较大影响，在建机组投产进度、拟建机组建设进度放慢。经过近几年的高速扩张，发电公司负债率较高，截至2008年8月，电力生产业的资产负债率已经达到69%。这意味着发电公司运用财务杠杆扩大投资的空间已经非常有限，客观上抑制了电源投资规模。预计2009年我国电力投资，尤其是火电投资将呈现下降趋势,但是核电的投资力度将加大。
2.电源结构
近几年，中国开始加强水电、核电等清洁能源的建设。但是由于国内电力需求的膨胀，片面地追求电力规模，使得水电和核电的比重在逐步提高后，2005年、2006年和2007年逐年下降。
截至2007年底，全国发电装机容量达到71329万千瓦，同比增长14.36%。其中，水电装机容量达14526万千瓦，占总容量的20.36%，同比增长11.19％；火电装机容量达55442万千瓦，约占总装机容量的77.73%，同比增长14.59%；核电装机容量达885万千瓦，约占总装机容量的1.2%，同比增长29.2%（见表3-4）；风力发电装机容量为403万千瓦，同比增长94.40%，占总容量的0.57％；生物质能等其他发电装机容量为74万千瓦，同比增长12.12%，占总容量的0.10％。2007年新增发电装机中火电达到88.2%，全国平均单机容量不足7万千瓦，火电装机中近30%为10万千瓦及以下小机组。
我国电源建设贯彻了“优化发展火电，有序发展水电，积极发展核电和大力发展可再生能源发电”的电力产业发展方针。火电建设普遍采取了发展高参数、大容量机组、改造和关停小火电机组的战略措施，主要采用单机容量30万千瓦以上的高参数、高效率、调峰性能好的机组，在能源基地建设矿区坑口电厂向缺电地区送电，促进更大范围的资源优化配置。2005年国家执行“上大压小”及2008年开始实行的“节能发电调度”，使得火电自身进行结构调整。2007年，全国共关停小火电机组553台、1438万千瓦，超额43.8%完成当年关停1000万千瓦的目标。
在国家政策的大力推动下，水电、核电和可再生能源等清洁能源发电的建设步伐加快。
（三）电网建设情况
2007年，全国电网建设投资2451.40亿元，同比增加16.41%（见图3-6）。新增110千伏及以上输电线路6.2万公里，同比增加1.02万公里；基建新增110千伏及以上变电容量2.50亿千伏安，同比增加0.48亿千伏安。新增220千伏及以上输电线路回路长度4.15万公里。截至2007年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度达到32.71万公里，同比增长14.2%。新增220千伏及以上变电设备容量18848万千伏安。截至2007年底，220千伏及以上变电设备容量达到114445万千伏安，同比增长18.71%。
从基建新增电压等级结构情况看，500千伏（西北330千伏）及以上电压等级新增输电线路长度、变电容量的建设投产规模比例相对较高，初步实现了500千伏（330千伏）电网成为跨区、区域和省级电网主网架，强化了节能型电力网络输送体系建设，以发挥大电网的优势，进一步优化资源配置。
截至2007年底，全国“西电东送”北、中、南通道总输送能力达到4750万千瓦，各电网最高用电负荷屡创新高。继华东电网已经成为全国第一个、世界第二个用电负荷突破1亿千瓦的区域电网后，华北电网用电负荷也已经突破1亿千瓦。广东、江苏、山东三省统调最高用电负荷突破3000万千瓦；上海成为第一个统调最高用电负荷突破2000万千瓦的直辖市；北京的统调最高用电负荷也已经超过1200万千瓦；苏州和深圳成为统调用电负荷超过1000万千瓦的地级城市。
2008年上半年，自然灾害使南方部分省电网遭破坏严重，根据中电联的《电网抢修指挥部抢修简报（五）》数据显示，全国范围电网（包括国家电网公司系统、南方电网公司系统、地方电网及电厂送出自有线路）此次因灾停运电力线路共37606条，因灾停运的变电站共2027座，110千伏~500千伏线路因灾倒塔共8165基。因灾停运电力线路中国家电网共14288条，南方电网共7486条，地方电网共15822条，电厂送出自有线路因灾停运10条。因集中力量进行电网恢复抢修，一季度电网建设受到较大影响，新投规模比2007年同期下降近四成，二季度逐步恢复到正常水平。全国电网基本建设完成投资1190.30亿元，新增220千伏及以上变电容量9753万千伏安，比2007年同期增加4613万千伏安；线路长度14097千米，比2007年同期增加4167千米。其中，500千伏线路6601千米，比2007年增加3163千米，500千伏变电容量4705万千伏安，比2007年增加2445万千伏安；220千伏线路7380千米，比2007年增加1099千米，变电容量4844万千伏安，比2007年增加2108万千伏安。
（四）火电企业全面亏损，电力行业发展处于较困难的时期
据国家统计局统计，2008年1~5月，电力行业利润总额由2007年同期的592.31亿元下降到172.76亿元，同比下降70.83％。各子行业中，火电行业亏损22.93亿元，同比下降108.54％；水电行业实现利润47.39亿元，同比下降22.86％；核电行业和新能源发电行业分别实现利润32.34亿和6.10亿元；电力供应业在雪灾和地震灾害中受损严重，虽然实现利润109.86亿元，但是也大幅下降了52.56％。特别是2008年3~5月，电力行业实现利润77.36亿元，同比下降79.44％。其中，火电行业利润由2007年同期的165.07亿元下降到2008年3~5月的亏损48.42亿元，同比下降129.33%;电力供应业利润由2007年同期的134.93亿元下降到2008年3~5月的49.58亿元，同比下降63.26%。
2008年1~5月，在两次受灾损失及恢复重建中，电煤价格大幅上涨、电煤供应不足、财务费用快速增长导致发电受限，同时经济放缓影响电力需求增速缓慢下降，特别是受煤炭价格上涨超出火电企业承受能力影响，火电行业全行业亏损，资金链异常紧张甚至断裂。由于多重不利因素的共同作用，电力行业利润大幅下滑，经营环境持续恶化。
2008年下半年，随着煤炭价格的回落及上网电价的上调，使得火电企业在逐步消耗已购电煤的情况下，截至年底，生产经营状况得到改善。
二 中国电力运行与国民经济分析
（一）电力与其他产业的关联
作为与生产和生活密切联系的公用事业，电力为经济运转和人民生活提供最基本的生产和生活资料，对其他产业的发展具有广泛的影响。产业经济中衡量一个产业与其他产业间的关联和相互影响程度，可用产业关联效应衡量，而产业关联效应的测度主要用感应度系数和影响力系数反映。
感应度系数是反映当国民经济各个部门均增加一个单位最终使用时，某一部门由此而受到的需求感应程度，即需要该部门为其他部门的生产而提供的产出量。反映经济和其他产业总体的发展对该部门产生的需求，也称前向关联系数。当感应度系数大于1时，表示该部门受到的感应程度高于社会平均感应度水平；当感应度系数小于1时，表示该部门受到的感应程度低于社会平均感应度水平。
感应度系数较大的产业部门对经济发展起着较大的制约作用，一般来说上游能源原材料与基础设施产业具有较高的感应度（见表3-5），当经济增长过快时，这些产业部门将先面临社会需求的巨大压力，易造成供不应求的局面。当一个产业部门的影响力系数和感应度系数都较大时，则该产业部门在经济发展中具有举足轻重的地位。
电力部门是国民经济发展的基础产业，从我国各产业部门的产业关联系数表中可以看出，2002年我国电力产业感应度系数为1.346341，高于社会平均水平，社会对电力的需求较大，部门发展对国民经济发展具有较强的推动作用。
电力行业具有较高的感应度系数，电力产业的波动受国民经济的发展和其他产业的带动较为明显，可在一定程度上反映其他产业的发展。
（二）电力工业与国民经济运行分析
近20多年来，特别是在近10多年时间里，中国电力工业得到全面的快速发展，我国的电力装机容量和发电量从1996年开始稳居世界第二位。同时，我国的电力工业发展水平也有了全面的提高，特别是电力结构上不断调整优化，技术装备水平不断提高，使中国电力工业进入了大机组、大电厂、大电网、超高压、自动化、信息化，水电、火电、核电、新能源发电全面发展的新时期。2007年中国电力供需已基本实现平衡。2008年上半年，全国电力消费弹性系数为1.12，明显低于前几年的水平，工业特别是重工业生产放缓对弹性系数的影响非常大。作为国民经济的先行产业，电力行业具有超前发展的特点，其运行趋势可在一定程度上反映我国的经济运行。
从2002年起，我国经济开始复苏并迅速进入快速发展的时期。2003~2007年经济增长在10%以上，电力需求增长超过14%，是持续高峰时期。这是我国前所未有的，正是在经济全球化的大环境下，借助加入WTO的机遇，拉长了我国经济增长的高峰期。近两年，我国电力消费保持高速增长，但是2008年3月以后，电力消费增速明显放缓，2008年前9个月则呈现个位数的增长，且有继续下行的趋势（见图3-7）。电力消费增长放缓，反映出我国经济增长速度有所放缓，2008年前三季度，我国GDP增长速度为9.9%,也呈现个位数增长。
2008年1~9月，我国各部门的用电呈现下降的趋势，其中第二产业增长速度下降较为平缓。居民用电下降趋势较为明显，1~9月增速比最高时1~3月的增速下降约7个点，各部门用电量的变化也影响着我国用电结构的调整（见图3-8）。但是，我国用电结构中第二产业的比重达到79.13%，第二产业的增速变化是影响用电结构的主要部分。
我国工业产业增速放缓（见图3-9）。工业和信息化部发布数据显示，随着世界经济增长放缓，我国部分行业、中小企业生产经营面临困境，2008年前8个月，规模以上工业企业亏损面达18.3％，其中电力、纺织、有色行业亏损情况严重。珠三角、长三角及西部地区部分中小企业出现停产、半停产的状况。占全社会用电量六成左右的重工业用电增速骤减为10.4％，比2007年降低7.3个百分点。其中，北京、天津、河北、山西、四川、宁夏等6个地区2008年9月当月全社会用电量同比出现了负增长，下降幅度分别为5.12％、2.5％、6％、2.27％、1.7％和10.71％，剔除北京奥运会因素，我国工业增长速度也呈现下滑的趋势。
2008年下半年，电力消费增速出现下滑，全年电力消费增速也大幅下滑。2009年，随着经济增速放缓，用电量增长速度将低于2008年。2009年，由于出口加工企业的困境及重工业增速下滑，我国用电需求量增速预计为4.5%左右，全年电力消费弹性系数预计为0.5左右。
三 煤电博弈：促进产业融合
（一）煤电产业关系密切
煤炭是我国最重要的基础能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。煤炭是我国最重要的基础能源，1952年一次能源消费中煤炭占95%，20世纪50年代、60年代都在90%左右，70年代占80%左右，80年代以来，一直保持在70%左右。而且在今后相当长的时间里，煤炭仍然是主要能源,2007年全国原煤产量达25.23亿吨，消费量为25.8亿吨，煤炭产量比2002年的14.15亿吨增长80.21%，年均煤炭产量涨幅达12.5%。由于中国的能源结构以煤为主，这就决定了中国的电力工业以燃煤火电为主，在我国目前的发电结构中，用煤发电占总装机容量的70%以上；而煤炭行业的最大用户则是电力企业。中国在1952年时，火电曾占总装机容量的90.4%，总发电量的82.2%，以后虽然比重有所下降，但到2007年火电仍占总装机容量的77.73%。由于中国电力工业的迅速发展，发电用煤占煤炭产量的比重较大——1980年仅为18%，2003年则占到64%，2006年占到49.7%，2007年又提高到51%，而电力是中国煤炭工业的最大用户，煤炭和电力是依存度非常高的上下游产业。
1.我国电力以火电为主
2001年我国总发电量为14808.02亿千瓦时，其中火力发电量12044亿千瓦时，火电电量占总发电量的比例为81.33%；2006年全国发电量是28344亿千瓦时，其中火力发电量23573亿千瓦时，火力发电量占总发电量的比例是83.17%；2007年全国发电量是32644亿千瓦时，其中火力发电量27207亿千瓦时，火力发电量占全国发电量的比例是83.34%。火力发电占总发电量的比例变化不大，均在80%以上（见表3-6），全社会的用电主要靠火电企业提供。
再看我国的电力装机结构。2001年我国总装机容量33843万千瓦，其中火电装机25314万千瓦，占当年总装机容量的74.8%。2006年我国火电装机是48405万千瓦，占当年总装机容量的77.82%。2007年我国火电装机达到55442万千瓦，占当年总装机容量的77.73%。从电力的结构看，我国的电力装机虽然从2001年的3.38亿千瓦增加到2007年的7.13亿千瓦，但火电装机占总装机容量的比重不但没有降低，反而还有所上升（见表3-7）。
2.电煤供应量逐年上升，但供需双方矛盾加剧
我国1993年进行煤炭价格部分市场化改革，国家为了确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成了“计划煤”与“市场煤”之间的价格双轨制，这也造成了多年来的煤电矛盾。2003年电力体制改革，厂网分开后，国家逐渐放开了发电用煤价格。2003年的煤炭订货会合同签订率完成了计划的90％，而执行率却只有30％。2004年的煤炭订货会合同签订率不到一半，执行率更低。2006年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。电煤主要由三部分组成：一是重点合同，二是区域合同，三是市场采购。随着煤炭价格的上涨，煤炭企业与电力企业的矛盾愈演愈烈，近两年，电煤合同也仅签订了重点合同。以前重点合同占煤炭供应在一半以上的比例，现在还不到50％，而市场采购的比例越来越高，达到40％，有的地方甚至达到60％。
2003年，我国的原煤产量是11.89亿吨，其中用于火力发电的原煤是7.6亿吨，电煤占当年原煤产量的64%，电煤供应基本平衡。2006年，我国的原煤产量达到23.8亿吨，而其中用于火力发电的原煤是11.43亿吨，电煤占当年原煤产量的48%，电煤供需矛盾已开始显现。2007年，我国原煤产量25.5亿吨，其中用于火力发电的电煤是12.82亿吨，电煤占当年原煤产量的51%，比2006年虽略有上升，电煤供需矛盾突出。
（二）煤电的供需博弈
1.电煤价格攀升
近几年来，受国家发改委放开电煤价格、煤炭生产成本提高、国际能源价格大幅上涨、国内需求扩张等因素影响，国内煤炭价格总体上涨。电力装机容量近几年均以10%以上的速度增长，对电煤的需求大幅度增长。对于煤炭企业而言，电煤价格意味着利润；对于电力企业而言，电煤价格代表着成本。
电煤价格一路攀升，年均涨幅在10%左右。据统计，全国电煤的平均价格（车板价，不含运输费用）2002年为167元/吨，2003年为253元/吨，2005年为270元/吨,2006年为281元/吨，2007年又上升到304元/吨（见图3-10），发电企业原料成本大幅增加。
特别是2008年1月以来，南方大面积雨雪灾害发生后，多年来积累的电煤供应矛盾终于暴发。火电企业与重点煤炭企业签订的供煤合同价涨幅在10%~15%之间，合同煤供给量仅能保证电厂50%的需求，剩下的煤炭需求要依靠市场价进行市场采购。煤炭市场价持续攀升，火电企业成本压力不断加大。以秦皇岛动力煤平仓价为例，受 2008年初雪灾的影响，2月下旬，山西混优平仓价达到600~610元/吨，山西大混平仓价达到545~550元/吨，与2007年12月下旬相比，均上涨了20%以上。之后随着雪灾影响的减弱，以及煤炭需求进入淡季，电煤市场价格有了小幅回落。到了2008年5月，随着夏季用电高峰期对煤炭需求的上涨，秦皇岛大同优混煤价格大幅攀升，上涨速度远超历史同期水平。截至2008年10月20日，大同优混、大混、普通混煤（>4500大卡）、普通混煤（>4000大卡）的价格涨幅分别达74.07%、68.32%、54.35%、45.68%和45.21%。
2.电煤消耗和价格过快增长，缺煤停机问题比较严重
尽管各电力企业急需电煤保障发电，但是随着电煤的价格过快增长，各企业还是推迟了电煤的采购，从而造成各地区库存煤量普遍下降，甚至有些电厂的煤炭库存量已经降至安全线以下，从而造成了电厂停机问题比较严重（见表3-8）。
截至2007年12月底，华东地区煤炭库存天数仅为7天，特别是安徽省和浙江省分别只有4天和6天的库存；西北地区的陕西省库存煤量也只有9天，大大低于电厂的平均安全库存。2008年6月底直供电网库存2174万吨，可耗用11天，同比也减少6天。因此，造成了很多发电厂因缺煤而停机的严重情况，尤其是2008年初雪灾期间，主要运煤通道受阻，导致发电总容量7795万千瓦的89座电厂电煤库存告急，其中半数以上的发电机组一度缺煤停机，被迫关停的发电机组占全国火电装机总容量的7%，19省市出现大面积拉闸限电，全国尖峰负荷最大电力缺口在4000万千瓦左右，影响了电力供应。
但是2008年8月以来，大多数火电企业出现了用煤减少、库存大幅增加的情况。在煤炭需求最紧张的华东地区，甚至出现了火电企业煤炭库存最高达到26~30天的情况。
（三）行业亏损引发第三轮煤电联动
1.我国火电行业利润被煤炭所挤压
自2008年初，市场煤的价格上涨一半以上，造成了电力企业的生产成本急剧上升，电力行业出现了大面积亏损。2008年上半年，电力行业实现营业收入1375亿元（见图3-11），其中火电行业120785.1亿元，水电85.1亿元；全行业净利润12.63亿元（见图3-12），其中火电行业-0.4370亿元，水电12.95亿元。从税前利润增速变化来看，整个电力板块在火电企业大幅度亏损的拖累下，2008年上半年税前利润下降了119%，同期火电企业下降了150.6%，火电行业利润状况是十年来历史上最差水平（见图3-13）。
在2008年上半年电力企业营业收入大幅增长的情况下，企业面临上游煤炭产业的挤压，原料成本大幅提升，生存环境艰难，经营出现了亏损。
2.国家限制煤炭价格上涨，缓解电力企业原料压力
2008年上半年，煤炭市场呈总体偏紧状态，煤炭价格高涨，因此国家出台政策，限制煤炭价格继续上涨。
2008年6月19日，国家发改委发出通知，在销售电价调整的同时，为防止煤、电价格轮番上涨，国家发改委决定自2008年6月20日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。但是，截至2008年7月21日，大同优混、山西优混、山西大混、普通混煤（>4500大卡）、普通混煤（>4000大卡）的涨幅分别达94.44%、94.06%、89.13%、90.12%和83.56%。自国家发改委出台限价政策的一个月内，分别上涨了25.93%、25.74%、22.83%、27.16%和27.40%。
2008年7月24日，国家发改委发出通知，要求进一步加强和完善电煤价格临时干预措施。对主要港口和集散地动力煤实行最高限价，规定秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格不得超过2008年6月19日的价格水平，即发热量5500大卡/千克动力煤限价水平分别为每吨860元、840元和850元。
由于煤价持续高涨和市场供应紧张，电煤市场出现了重点合同兑现率降低、掺杂掺假降低煤质从而变相提高煤价，以及囤煤等情况。电煤质量明显下降，频繁出现煤炭热值低、灰分高、杂质多的情况，导致锅炉燃烧不稳、带负荷困难、受热面磨损加剧、炉膛结焦等一系列问题，不仅使供电煤耗下降趋缓，而且给发电设备正常运行带来很大危害，也给电力安全、稳定供应带来了问题。
3.第三次煤电联动：电力上网价上调阻止电力行业继续亏损
自2005年煤电联动政策实行以来，市场煤与计划电价的矛盾就不断升级。煤电联动政策规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。第一次煤电联动在2005年的5月，当时电价上调了0.0252元。2005年11月虽然再次满足了联动条件，为了不对下游产业构成实质性影响，国家发改委放弃联动。2007年前9个月，全国电煤价较2006年上涨25元，上涨幅度为8.9%，同样达到了调整电价的条件，但是，国家发改委再次放弃了联动。其原因主要在于，CPI涨幅过快，电力作为上游重要的能源其价格一旦上调极有可能导致生产成本提高，加剧通货膨胀。此次煤电联动直至2008年下半年开始进行。
国家发改委于2008年7月1日和8月20日先后两次上调上网电价，7月，适当提高发电企业上网电价，其中,南方电网下辖的云南省提价幅度最高,为每千瓦时0.035元;东北电网的内蒙古东部地区提价幅度最低,为每千瓦时0.0043元，但对居民生活用电、农业和化肥生产用电销售电价不做调整；自2008年8月20日起，将全国火力发电（含燃煤、燃油、燃气发电和热电联产）企业上网电价平均每千瓦时提高0.02元，燃煤机组标杆上网电价同步调整，但未对电力用户的销售电价作调整。
在两次电价调整过程中,由于考虑到通胀压力,电网销售电价并未做大的调整，这将导致国家电网公司和南方电网公司成本增大，每月新增40亿元购电成本。因此,两次调整电价其实是发电企业和电网企业之间利益的重新分配,电网变相承担了一部分电煤上涨的压力。
两次上调电价，合计约提高0.037元/千瓦时（税前），电价平均增幅达11%。经测算，两次调整电价大约可以抵消80元左右的煤价涨幅，约可覆盖2008年煤价上涨的60%左右，而且两次调价都在下半年，亏损态势有望减弱。
2008年8月以来，由于需求减弱，煤炭供求形势趋于宽松，电力企业存煤增加，市场价格由上半年的快速上涨转为逐步回落。尽管下半年通胀形势有所缓和，但是由于煤炭的价格也开始下滑，2008年内未再上调销售电价。
（四）高煤炭价格下引发煤电联营或煤电一体化
1.电力企业向上游进军，实现煤电联营
近几年，各大发电企业纷纷投入大量资金向上游延伸产业链。电企挖煤的举动得到了政府部门的鼓励。国家发改委公布的《煤矿企业兼并重组调研报告》明确指出，鼓励电力等大型企业兼并重组煤矿，实现煤电一体化经营。五大发电集团纷纷把触角延伸到煤炭领域，通过兼并、参股和独立开发等形式，变买煤为挖煤。国内几大发电企业都在不约而同地加速向煤炭领域进军。这是它们为应对煤价上涨、走出亏损困境而采取的举措之一。
煤电联营在2004年已经开始启动，当时国内诸多电力企业陆续宣布参股煤炭企业，或者与煤炭企业共同投资设立项目公司勘探开发煤炭资源。到2005年上半年，煤电联营进入一个高潮期，包括广州控股等多家电力上市公司或其大股东在当时相继发布了关于煤电联营的相关公告。煤炭与电力的联营将使煤电的协同效应长期显现。中央直属5大发电集团之一的国电集团重组内蒙古平煤集团尘埃落定，国电内蒙古能源有限公司宣告成立；华能集团提出了“以电为核心、煤为基础、电煤路港运一体化”的产业发展战略，全资收购了内蒙古扎赉诺尔煤业公司；中电投集团也提出了类似的发展战略，其投资控股的霍林河煤矿和露天煤业是国内五大露天煤业开采地之一，已成为重要利润增长点；中国华电集团在鄂尔多斯市也拥有了一个储量为14亿吨的煤矿。在五大发电集团中，华电集团已经在我国部分煤炭大省拿到200亿吨煤炭储量，大唐发电集团拿到180亿吨，国电集团也有近百亿吨的储量。中电投集团动手早，2008年已经有数千万吨的煤炭实际产量。向“综合性能源集团”转变是全国发电集团不约而同的战略选择。
2.煤炭企业向电力领域延伸，实现煤电一体化
《煤炭工业发展“十一五”规划》中提出了“支持煤电、煤化、煤路等一体化建设，推进产业聚集和产业融合”的发展要求。在产煤丰富的城市周边区域建设燃煤电厂，既可以降低煤炭的运输成本，提高北电南送的潜力，又可以在本地区形成煤炭、能源、化工一体化的新兴产业体系，促进区域经济发展。
在煤炭资源富集的省份，由煤电一体化而催生的坑口电厂逐渐增多。坑口电厂建在煤矿附近从而免去了运输环节，不仅降低了发电成本，煤的经济利用率也可得到提高，尤其是一些煤炭热值比较低的矿井，经济效益会明显提高。一些煤炭类公司如山西焦煤、郑州煤电等都建立了自己的发电厂。
3.煤电合作模式分析
随着电力企业与煤炭企业的合作，出现了多种合作模式，包括神华模式、山西焦煤模式、鲁能模式和淮南模式等。
（1）神华模式，一体化经营模式
神华模式是综合赢利的模式，神华拥有包括煤矿、电厂、铁路、港口和航运资产在内的完整产业链，是以创新为龙头，以一个一体化为主体，以整合集成、价值创造和社会和谐发展为两翼的新型国企持续发展模式，神华模式的主体集中体现在四个一体化，即矿、陆、港的设施平台一体化，煤、电、油的产品加工一体化，供、产、运、销一条龙的运营活动一体化，人财物技价值管理一体化。其在电力方面的发展主要是煤电油生产运作的一体化。煤电油纵向一体化经营，同时生产多种具有相关性的产品，使煤炭企业提高资源利用效用，降低成本，增加收益。神华模式把产业链上的各个环节全部收入囊中，以求获取最佳的协同效应。
神华集团以煤炭产业为基础，通过控股和建设电站并举，大力发展电力产业，初步形成以“三西”（山西、陕西和蒙西）和长江、珠江两个三角区为重点的电力辐射网络。神华已经拥有2200万千瓦机组的电厂，列全国电厂规模的第六位，电力业务和煤炭业务优势互补，电力业务为煤炭业务提供稳定、规模可观的市场，煤炭业务为电力市场提供稳定的燃料供应。2008年上半年，在其他电力企业亏损或者微利的状况下，神华电力企业利润达到22.3亿元。
（2）山西焦煤模式，即煤炭企业兴建电站
山西焦煤集团利用其现有煤炭资源，将废旧资源循环利用，建立了国内最大燃用洗中煤坑口电厂古交电厂及4个煤矸石综合利用电厂。
（3）鲁能模式，即电力企业兴办煤矿
鲁能集团大力对煤矿进行收购，包括：山东鲁能与陕西银河在锦界煤矿的合作；2004年，双鸭山市政府、宝清县政府与鲁能集团签订了合作开发宝清县朝阳矿区煤炭产业化项目协议。
（4）淮南模式，即煤电企业合作新建煤矿或电站
淮南模式主要有两种方式：一种是通过煤电联营，由“皖电东送”变输煤为送电。田集电厂承担着安徽东向发展融入长三角的“皖电东送”重任，联营双方分别是中电投旗下上海电力股份有限公司和淮南矿业有限责任公司，双方各占50％股权共同投资成立淮沪煤电有限公司，公司下设两大板块，田集电厂和丁集煤矿，煤矿的煤优先直供电厂，电厂的电全部直供上海。因为实行煤电联营，可以将中间费用留在原煤基地，目前，淮南新批准的火力电厂均以这种联营的方式运作，从而实现了产业与资本的互动。继田集电厂之后，正在建设中的淮浙煤电公司凤台电厂，是另一个模式。联营双方浙江能源集团与淮南矿业采取合作形式，组建淮浙煤电公司，双方共同投资建设凤台电厂，配套建设顾北煤矿，在煤就地转化为电的同时，发出的电全部输送到浙江。
两种联营一体化所遵循的原则是，长期靠煤发电的企业要往煤企投资，产煤主要用于发电的公司要向电力企业投资，双方通过相互渗透建立产权纽带，通过煤电资本的相互持股实现混合经营。
四 国家产业政策指引火电行业节能减排
《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出，在“十一五”期间，单位国内生产总值（GDP）能源消耗降低20%左右，主要污染物排放总量（化学需氧量和二氧化硫排放总量）减少10%。为实现这一目标，2007年，国务院印发了节能减排综合性工作方案，对在节能减排中具有重要影响的电力行业提出了明确要求，包括：《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发［2007］15号）、《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发［2007］2号）和《印发国务院节能减排工作领导小组办公室关于推动落实节能减排综合性工作方案部门分工和2007年各部门节能减排工作安排的通知》（发改环资［2007］2074号）等。
电力行业既是优质清洁能源的创造者，又是一次能源消耗大户和污染排放大户，目前我国电煤消费占全国煤炭产量的一半以上，火电用水占到工业用水的40%，二氧化硫排放量占到全国排放量的53%，烟尘排放量占全国排放量的20%，产生的灰渣占全国的70%，电力工业成为我国节能降耗和污染物减排的重点领域。我国火电机组供电标准煤耗较国际先进水平高60克左右，相当于一年多消耗煤炭2.2亿吨；输电线损率比国际先进水平高1个百分点左右，相当于一年多损失电量近300亿千瓦时。因而电力行业也是国家实施节能减排的重点领域，以电力企业提高能源效率、节约能源资源、控制二氧化硫排放为重点。
（一）我国电力行业效率需提高
1.我国电力设备利用率下滑
近年来电力装机容量的疯狂增长,与需要产生了巨大的差距:截至2008年1月,全国高峰负荷只有4.1亿千瓦,排除25%的检修备用容量,电力生产能力已有近2亿千瓦的富裕和浪费,目前全国火电厂发电利用小时普遍下降（见表3-9）,成为资源配置的巨大漏洞。
全国发电设备平均利用小时数在2004年“电荒”之后出现了拐点，开始进入下降通道。其中火电的变化规律与总体规律一致，而水电由于受到来水的影响，其平均发电量利用小时数有所波动。从火电设备容量增速与其装机容量、发电量增速变化趋势也可以看出，随着装机容量不断增加，而发电量增速、设备平均利用小时数从2004年开始逐步下降。
2008年以来，一方面，我国电力工业依然保持近年来的快速发展势头；另一方面，当前我国用电增速下滑，部分地区电力需求略显疲软。电力供应与需求的不同步增长，社会用电增速下降，必然会影响电力企业。对发电企业最直接的影响是导致设备利用小时数的下降。2008年上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2380小时，比2007年同期降低52小时（下降幅度比2007年同期的下降幅度少了48小时）。其中，水电设备平均利用小时为1553小时，比2007年同期增加61小时；火电设备平均利用小时为2555小时，比2007年同期降低50小时（下降幅度比2007年同期的下降幅度少了53小时）。
而2008年前9个月，全国火电设备累计平均利用小时数为3805小时，同比减少165小时。当然，各地区遇到的具体情况不同，体现出强烈的不平衡性，部分地区累计不到3000小时，有的地区累计已经接近5000小时。广西、四川、内蒙古、云南4个地区的发电设备利用小时数下降500小时以上，而海南、安徽、甘肃、广东等地区却上升150小时以上。预计2008年下半年国内电力需求呈现快速下降的态势，发电设备利用小时数到2008年底会跌破5000小时。
2.我国电力能源利用效率水平仍有待提高
随着装机容量的不断增长，经过电力结构的不断调整，我国电力煤耗不断下降，2000年我国供电标准煤耗为392克/千瓦时，到2007年，供电煤耗降到356克/千瓦时；发电厂用电率从2000年的6.28%下降到2007年的5.83%，其中2007年火电厂平均厂用电率为6.62%；输电线损率由2000年的7.7%下降到2007年的6.97%（见表3-10）。但是，与其他国家相比仍有差距，日本东京电力公司1999年的供电煤耗为320克/千瓦时，法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6克/千瓦时，德国巴伐利亚电力公司1999年的供电煤耗为332.1克/千瓦时，我国2007年的供电煤耗仍低于上述国家1999年的水平。2000年美国、日本和德国的输电线损率分别为6.0%、3.89%、4.6%，比我国2007年的水平还要低0.97%、3.08%和2.37%。我国电力的能源利用效率水平仍有很大的提高空间。
在2007年供电煤耗下降10克/千瓦时的基础上，2008年1~2月、1~3月、1~4月、1~5月、1~6月、1~7月和1~8月，全国供电煤耗率分别为346、346、347、347、346、347和347克/千瓦时，2008年以来降幅有限，但平均比2007年下降约10克/千瓦时，见图3-14。
（二）产业政策促进电力企业节能减排
电力行业节能减排的措施主要有“上大压小”和实施节能发电调度。
1.“上大压小”
《国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发［2007］2号）指出了“上大压小”是指将新建电源项目与关停小火电机组挂钩，在建设大容量、高参数、低消耗、少排放机组的同时，相对应关停一部分小火电机组。“上大”给“关小”创造了市场条件，“关小”则为“上大”腾出了容量空间，两者之间相辅相成，互为因果。为了调动地方和企业实施“上大压小”的积极性，允许按一定比例折算，即企业建设单机30万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量的80%；建设单机60万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量的70%；建设单机100万千瓦机组，替代关停机组的容量要达到自身容量的60%；建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量要达到自身容量的50%。
根据计划，在“十一五”期间我国将关停小燃煤机组5000万千瓦，燃油机组700万千瓦。为实现这一目标而采取的主要措施有：加强小火电机组的上网电价管理，要求各地尽快将所有燃煤(油)小火电机组上网电价降到不高于本地区标杆上网电价，并逐步实现同网同价，国家发改委已发布了三批小火电降价方案；新建项目审批与小火电关停挂钩；企业建设单机30万千瓦、60万千瓦、100万千瓦，替代关停机组的容量达到80%、70%、60%的项目，可直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设。
“上大压小”有助于提升火电行业的赢利能力，一方面以高效环保的新机组取代高能耗高污染的小机组，使得全国供电煤耗水平大大降低，减轻煤价上涨对火电行业的压力；另一方面通过“上大压小”，电力行业可实现分流人员、消化历史包袱。
降低能耗。单机容量为100万千瓦的超超临界机组的供电煤耗约为290~300克/千瓦时，比60万千瓦超机组能耗下降15.3%，比30万千瓦机组能耗下降18.7%。而且，由于技术的进步，60万千瓦的超超临界机组出现，其设计供电煤耗达到290多克，接近单机100万千瓦的机组。
2.节能发电调度
2008年《节能发电调度办法》已在广东、贵州、四川、江苏、河南试点。实行节能发电调度，将打破传统的平均主义，使高效、节能、环保机组的优越性能够体现出来，意味着高能耗、高污染的小火电机组将因无法入围“发电排序表”而面临无电可发的生存危机，最终被淘汰出局。由于可再生能源发电比重在总装机容量中只占很小一部分，高效、环保的大火电机组客观上成为节能发电调度的最大受益者，此项政策的出台，有利于促进电力企业特别是火电企业的产业升级。
（三）2007年，我国节能减排工作取得成效
2007年积极推动实施“上大压小”、差别电价、节能调度、发电权交易等多种措施，节能减排工作取得明显成效。2007年，全国供电煤耗（6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗）为357克/千瓦时，比2006年降低10克/千瓦时。发电标准煤耗334克/千瓦时，同比下降9克/千瓦时，为近几年下降幅度最大的一年，相当于全年6000千瓦以上火电厂生产节约标煤2423万吨，占全年发电耗用标煤量的2.75%。电网输电线路损失率比2006年减少0.19个百分点，降为6.85%。经粗略估算，2007年电力行业仅通过提高能效（包括降低线损率和供电煤耗）、发展可再生能源发电和加强需求侧管理三项措施，即相当于节约一次能源6492万吨标煤，减少二氧化硫排放约103万吨（约占2006年电力二氧化硫排放的7.65%，全国二氧化硫排放的3.99%），减少二氧化碳排放约1.8亿吨。即便不考虑可再生能源发电的因素，仅其他几项措施带来的二氧化硫和二氧化碳减排量也分别达到59.35万吨和1.046亿吨（见表3-11）。
按照“十一五”规划的要求，除新建燃煤机组按规定都要配套安装烟气脱硫设施外，原有机组也需安装约1.37亿千瓦装机容量的烟气脱硫设施。在脱硫技术方面，我国已有石灰石—石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化法、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。截至2008年5月，北京、河北、内蒙古等六省区市火电机组国家重点脱硫项目已经完成的占总容量的81%。
五 高煤炭价格下的中国电力转型
随着这一轮世界能源价格的高速上涨，廉价资源促进经济发展的模式已经一去不返，电力行业也面临着严峻挑战。中国电力正借此机会进行电力的市场化改革，加速电价的改革、加速结构调整和产业升级。
（一）保持煤电价格联动政策的延续性
随着我国电煤价格的逐步放开，上网电价理应随之相应提高，但由于政府管制了销售电价，无法提高上网电价。政府牺牲了发电企业的利益提升了对广大电力用户的公共服务水平。
中国电力大格局由市场化的煤、计划定价的发电和垄断经营的(电)网这一关系构成。其中，煤炭经营主体甚多、机制比较灵活。而电力企业的上网电价又受制于垄断的电网，使得电力企业在中间受挤压。在电价尚未市场化的情况下，应保持煤电价格联动政策的延续性和有效性，及时疏导煤电价格矛盾。
（二）稳定煤炭价格，培育煤炭期货市场
2008年煤电之争，对电力企业提出考验的同时，也加快了煤炭市场的发展。保障煤炭价格稳定，成为保持国民经济健康发展的重要工作。国家可创造条件培育煤炭期货市场，为电力企业通过期货市场平抑煤价，控制生产成本创造条件；同时，随着2008年下半年市场对煤炭需求的减小，煤炭价格的回落，煤炭企业利润下滑，销售出现萎缩，可考虑推行中长期供货合同，从而有利于我国煤炭和电力市场的长期稳定发展。
（三）我国传统电力技术装备水平逐步提高
改革开放之前，我国发电设备只能生产12.5万千瓦和20万千瓦等级及以下的机组，输变电设备只能生产220千伏及以下的装置。随着电力工业的技术装备水平不断提高，我国成批量生产的30万千瓦和60万千瓦机组已成为国内的主力机型。发电企业积极应用超临界和超超临界、空气冷却、海水淡化、锅炉微油点火、等离子点火、大容量循环流化床、电动机变频等先进技术和设备，为发电生产节能提供结构和技术保障。
2008年，60万千瓦、90万千瓦超临界机组已经投产发电，国产百万千瓦级超超临界机组也即将投产。通过引进国际先进技术，国内合作生产的30万千瓦大型循环流化床锅炉发电设备、9F级联合循环燃气轮机、60万千瓦级压水堆核电站和70万千瓦三峡水轮机组等发电设备在性价比上已经具有国际竞争力。
同时，国内制造厂家生产制造的500千伏交直流输变电设备已成为电网的骨干输电网架。西北750千伏交流输变电示范工程和河南灵宝背靠背成套设备已建成投产。
我国电力技术装备水平将迅速提高，逐步向国际先进水平靠近，这将为我国传统电力节能和提高效率打下基础。
（四）中国电力结构已经开始调整
1978年我国发电装机容量为5712万千瓦，发电量达到2566亿千瓦时，分别居世界第8位和第7位；到2000年，我国发电装机容量和发电量先后超越法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，居世界第2位。1987年发电装机容量突破1亿千瓦，1995年超过了2亿千瓦，2000年跨上3亿千瓦台阶，2007年则超过了7亿千瓦，电力建设发展迅速。
2006年世界电力的装机结构，其比例煤电仅为39%，而我国煤电比例从新中国成立以来一直高居70%以上。未来几年我国电源建设将出现新的方式：火电的发展致力于其自身技术升级，建设速度将放缓；而对于水电和核电等清洁能源的开发则加大力度，从而逐步改善中国的电力结构。
1.调整火电结构，加快技术升级
我国的电力发展迅速，但是电力结构仍然存在不合理之处，我国的电力供应主要依靠火电，核电、风电、太阳能等新能源发电所占比重较小。火电在我国电力结构中将长期保持支配性地位，一方面是由于我国以煤炭为主的资源禀赋；另一方面则是我国水电和核电等清洁能源的发展空间有限。中国的水能资源全部开发后所占的比重也不大，虽然中国有世界最丰富的水能资源，据估计水能资源的经济可开发容量约为3亿千瓦，但即使全部开发利用，以人均1千瓦计，也仅能解决中国所需电力装机容量的1/6；核能的发展空间较大，但是由于技术和原料等方面的原因，开发缓慢；中国有丰富的新能源和可再生能源资源，但现实的新能源和可再生能源资源能用于发电的（除水电、核电外）主要是风能和太阳能，这些能源用于发电不仅投资大，而且是间歇性能源，需要蓄电或与其他电厂配合才行，所以近期开发的数量不可能很多。根据原能源部1990~1997年的能源发展战略研究，及1997~1998年中国工程院“中国可持续发展能源战略研究”等的研究，中国到2050年一次能源消费中煤炭的比重仍然在50%左右。
我国电源结构在整体上变化不大（见图3-15），但是在电力企业节能减排，加大能源利用效率的需求下，火电需加快调整，在“上大压小”的政策下关停10万千瓦小机组的情况下，推广采用大容量超临界机组和超超临界机组等洁净煤技术，加快火电产业的结构调整和技术升级。同时提高一次能源的煤炭就地转化为电力二次能源的比例，优化资源配置，继续加大力度推进煤电基地大型坑口电站的建设，以解决我国煤炭运力不足及缓解高价煤炭带来的冲击。
中国火电是“北煤南运”和“负荷中心发电”的产业格局。这一产业格局隐含很大的风险——大体量、大跨度、超负荷的电煤运输，一旦遭遇自然灾害或战争等不可控因素，电煤供给就会失去保障，电力供应体系就会变得十分脆弱，2008年初南方的雪灾就对中国这一格局进行了严峻的考验。随着超高压输电技术的成熟，从负荷中心的受端发电转向煤炭主产区的坑口发电，经济上已经变得可行，同时有利于解决煤炭产地的煤矸石问题，促进了循环经济的发展。山西晋东南—河南南阳—湖北荆州的1000千伏交流特高压实验示范工程已经开工建设。
2.加快清洁能源的建设成为必然
随着国家对环保的日益重视以及能源价格不断走高，我国能源发展方式得到了调整，同时加大了促进清洁能源在电力产业结构中调整的力度。在对传统火电进行产业升级的基础上，加快了水电、核电、风电及其他可再生能源的建设步伐。2008年下半年，我国电力需求萎缩，电力供应充足，从而减小了电力扩容的压力，这正是我国调整电力结构的大好时机。未来几年，我国将迅速加大对水电、核电的投资，以减弱我国目前以火电为绝对主力的状况；尽管我国风力发电近几年也发展迅猛，但是由于风电的基数较小，其未来对我国的电力结构不会产生太大的影响。
（1）合理有序开发水电
我国水电资源丰富，全国水电资源技术可开发量为5.4亿千瓦，且分布广泛。水能资源主要集中在中西部地区的大中型河流上：长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、澜沧江、黄河和怒江等干流上的可开发装机容量约占总量的60%。2007年，我国水电装机容量占总装机容量比例约为20.36%（见表3-12）。
随着合理有序的开发，到2020~2030年期间，我国水电资源将基本开发完毕，届时可以形成约3亿千瓦的发电能力。由于大型河流的河道长，流域面积广，各梯级电站经济技术指标相差悬殊，特别是流域梯级电站关系密切，利益互补性强。上游较大库容的水库建成后，对其下游各梯级电站有显著的补偿效益。
目前，我国干流水电资源开发的格局已经基本确定：长江三峡总公司负责长江和金沙江河流的开发；中电投集团下属的黄河上游水电公司负责黄河上游河流的开发；云南华能澜沧江水电公司负责澜沧江流域的开发；国电大渡河水电公司负责大渡河流域开发；二滩水电公司(国家开发投资公司控股)负责雅砻江流域的开发；大唐集团控股的桂冠电力负责红水河流域的开发等。
（2）积极发展核电
经过20多年的发展，我国核电工业基础已初步形成。《核电中长期发展规划(2005~2020年)》的公布，标志着我国核电发展进入了新的阶段。规划提出，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；在目前在建和运行核电容量1697万千瓦的基础上，新投装机约2300万千瓦。按照规划，未来几年核电将进入开工建设高峰期。截至2007年底，核电装机容量达885万千瓦，约占总装机容量的1.2%，同比增长29.2%。至2006年，全国已投入运行的核电机组有442台，总装机容量3.7亿千瓦，占世界总装机容量的16%，我国核电装机比世界平均水平低15个百分点。
2008年后，随着国家投资力度的加大，核电项目的建设也将加快，核电的快速发展将对解决我国东部电力紧张问题发挥较好的作用。我国目前有浙江秦山、广东大亚湾和江苏田湾等三个核电基地。在建核电项目的主要投资方是中核集团、中广核集团、中电投核电公司、华电集团以及相关的地方性投资集团公司。未来，在“以核养核”的发展思路下，有实力的大型发电集团公司(华能集团、国电集团等五大发电集团公司)将积极介入核电领域。2008年底，国家将在福建福清、浙江方家山、广东阳江建设三个总装机为10台百万千瓦级的核电站，三个核电站总投资1300多亿元。
（3）大力开发可再生能源
2004年，美国、德国、英国和法国可再生能源发电占总发电量的比重分别为1%、8%、4.3%和6.8%，到2010年将分别达到7.5%、20.5%、10%和22%，到2020年，都将提高到20%以上。我国于2006年开始实施了《可再生能源法》，为大力发展可再生能源明确了目标。我国太阳能、风能、生物质能等技术的研究和推广工作已经具有较好的基础。
①大力开发风电。近年来，世界各国对风力发电的大力支持，使得风力装机容量逐年呈快速上升的趋势。2005年全球新装机组容量达11769兆瓦（见表3-13），美国和欧盟25国是装机容量最多的国家和地区。
中国这两年的风力发电也发展迅速，到2005年底，装机容量已经超过100万千瓦，截至2007年底，风电新增装机容量为296.17万千瓦，跃居世界第三，同比增幅达到147.1%；总装机容量达到590.6万千瓦，同比增长127.2%，装机总容量升至全球第五；风电并网运营的机组容量达403万千瓦，约占总装机容量的68.23%，同比增长94.4％，我国已成为世界上风电发展速度最快的国家。我国可再生能源的禀赋决定了目前我国可先行大力开发风电。根据中国气象科学研究院绘制的全国平均风功率密度分布图，我国风能理论可开发总量(陆地10米
高度层的风能总储量)为32.26亿千瓦，实际可开发的风能资源储量为2.53亿千瓦，近海风场的可开发风能资源是陆上的3倍，我国可开发的风能资源约为10亿千瓦。就我国风能资源分布来说，主要分布在东南沿海及附近岛屿；而新疆、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区风能资源也较丰富，每年风速在3米/秒以上的时间近4000小时，一些地区年平均风速可达到7米/秒以上，具有很大的开发利用价值。作为清洁能源，风电是我国较长时期内电源建设增长较快的领域。预计2009~2010年风电装机亦将高速增长。
②生物质能。《可再生能源中长期发展规划》确定了到2020年生物质发电装机3000万千瓦的发展目标。国家已经决定，将安排资金支持可再生能源的技术研发、设备制造及检测认证等产业服务体系建设。总的说来，生物质能发电行业有着广阔的发展前景。
2003年以来，国家先后核准批复了河北晋州、山东单县和江苏如东3个秸秆发电示范项目，并实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，从而使生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。
最近几年来，国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营以及外资企业纷纷投资参与中国生物质发电产业的建设运营。2002年，我国生物质能发电装机容量80万千瓦。截止2007年年底，国家和各省发改委已核准项目87个，总装机规模220万千瓦。
③太阳能。中国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上。在中国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源，理论储量达每年17000亿吨标准煤。大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，西藏日辐射量最高达每平方米7千瓦时。年日照时数大于2000小时，因此发展太阳能发电有很好的资源优势。2007年，我国光伏发电设备新增装机容量2.6万千瓦，比2006年增长1.6万千瓦，同比增长160%，累计光伏装机容量为10.6万千瓦，同比增长32.5%。
《可再生能源中长期发展规划》指出，到2020年，我国力争使太阳能发电装机容量达到180万千瓦。
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Report Three High Energy Prices Promote
Electric Power Energy?Efficient
Abstract：
China electric power faces the pressures of the rise in coal price and operating cost after a few years?continuously rapid growth. So it has to carry out the third linkage of coal and electricity. In order to cope with the pressures from coal industry, electrical enterprises expand to coal industry. However, facing the guide of industrial policy on conservation &emission reduction, electric power industry intensifies structural adjustment. On one hand, it gradually enlarges the installed capacity; on the other hand, it promotes the construction of clean energy, such as hydropower, wind and nuclear power, and so on. Meanwhile, units with high capacity and efficiency become major equipments in the new investment of heat?engine. In general, the development of electric power is in the direction of energy?efficient.
Key Words：Linkage of Coal and Electricity； Industry Convergence； Energy Conservation & Emission Reduction
