趙瀚森，工商管理碩士，現任香港英惠投資集團副總裁；李慧，中咨公司研究員,中國社會科學院研究生院經濟學碩士，主要研究方向為產業經濟學和資本市場。
【摘要】：我國電力在經歷了幾年高速增長后，面臨著煤炭價格的高速上漲，成本急劇加大，迫于此實行了第三次煤電聯動。為了應對來自上游煤炭產業的壓力，電力企業向煤炭產業進軍。而面臨國家進行節能減排產業政策指引，電力結構加大了調整力度，一方面是不斷增長的裝機容量，另一方面是水電、核電、風電等清潔能源的建設的快速增長，火電投資中大容量、高效率機組亦成為上馬的主要設備。整個電力行業向高效節能的方向深化發展。
【關鍵詞：煤電聯動 產業 融合 節能減排】
2008年初南方冰雪引起斷電，造成電網大面積癱瘓，考驗了電力供應設施；中國煤炭價格逐步與國際煤炭接軌，價格高漲，大大提高了火電企業的成本，導致電力企業全行業虧損。2008年是電力行業按照“十一五”規劃進行結構調整、生產轉型較為關鍵的時期。
在國際、國內能源價格大幅上升的時期，作為與國計民生關系密切的電力行業，發揮了其基礎產業的作用，在面臨主要原料煤炭價格上漲的壓力情況下，保持了銷售電價平穩運行，從而為控制通貨膨脹、保持國民經濟平穩運行作出了重大貢獻。
一 中國電力運行形勢
（一）電力供需情況
電力供需形勢得到有效扭轉，基本實現了供需平衡。“十六大”以來，我國經濟進入新一輪增長周期。與此相伴，全國電力需求增長迅猛，電力供應短缺狀況再度出現，2003年、2004年逐漸發展成全國性、持續性的缺電局面。其中，2003年，全國先后共有23個省級電網實施了拉閘限電；2004年，全國先后共有26個省級電網實施了拉閘限電。面對進入21世紀以來最為嚴重的電力供需緊張的新情況，黨中央、國務院高度重視，加大了宏觀調控力度；電力企業加快了電力建設步伐，加大跨區、跨省電力交易，積極采取需求側管理措施，扭轉了全國電力供應緊張局面，目前我國電力供應力充足。
1.電力供應總體情況
2002年以來，為緩解電力供需緊張情況，我國電力投資迅速增加，電力基本建設力度逐步加大，每年新增發電裝機容量連創新高，發電量快速增長，截至2007年底，我國發電量達32889億千瓦時，同比增長14.4%(圖3-1),電力供應能力逐步增強(見表3-1)。
2008年初，南方冰雪天氣大面積破壞了電網運行，同時，由于鐵路運力緊張，導致電煤輸送不及時，從而影響了我國電力的供應。隨著國家組織鐵路運力，加大電煤的運輸，問題得到緩解。
2008年1~9月，全國規模以上發電廠發電量26072.18億千瓦時，比2007年同期增長9.9%。其中，水電3983.88億千瓦時，同比增長17.0%；火電21425.85億千瓦時，同比增長8.2%；核電509.73億千瓦時，同比增長14.3%。如果排除往年受春節因素影響發電量增速的月份，2008年1~9月發電量累計增速創下近6年來新低（見圖3-2）。
2008年，受自然災害頻發、煤炭供應偏緊、電網建設滯后等影響，前8個月供電形勢總體仍偏緊。迎峰度夏期間，全國共有17個地區出現限電現象。2008年9月以后，由于需求持續回落，供電緊張狀況明顯緩解，中國電力供應呈現前高后低的態勢。除2008年3月發電量增速加快達到16.6%外，其他各月增速均在逐漸下降，特別是6月以來回落更加明顯。2008年6~8月，全國規模以上電廠發電量同比分別增長8.3%、8.1%和5.1%。自2002年起，我國的電力供應均兩位數的增長，這是自2002年電力需求強勁增長以來發電增速首次連續落入個位數區間。2008年，發電量回落是由于需求下降及缺煤停機造成的供給不足雙重因素的影響，其中我國經濟整體下滑從而導致電力需求下降是發電增速持續下降的主要因素。
2.電力需求
隨著我國經濟的快速發展，電力的需求也出現了增長。自2001年以來，我國GDP增速逐年遞增，而電力需求自2000年就開始加大，電力消費彈性系數大于1，而且經歷了2002~2003年的加速增長，消費需求一直在高位運行。2008年電力消費仍上漲，但是增速明顯下滑（見表3-2）。
2008年1~3月，受部分地區冰雪災害導致運輸受阻、高耗能產業限電停產和國際需求減弱等因素影響，化工、建材、冶金、有色四大行業過去一直保持遠高于全社會用電增速的情況有了較為明顯的放緩，但從4月開始增速逐步小幅回升。2008年1~6月，四大行業用電增長對全社會用電增長的貢獻率為38.16％，比2007年底貢獻率降低6.68個百分點，但是比1~2月以來各月累計用電貢獻率分別提高9.60、7.43、2.88和2.10個百分點。但是北京奧運會后，隨著國際金融危機的加劇，我國出口增速回落，2008年1~9月同比增速為22.3％，比2007年同期回落4.8個百分點，出口型企業受到重創。2008年1~9月，全國工業增加值增速為15.2%，較2007年同期降低了3.3個百分點，工業增速回落導致電力需求降低，1~9月全社會用電量達到26269.99億千瓦時，同比僅增長9.67%，較2007年同期減少5.47個百分點，回落趨勢加快。2008年1~9月，用電量超過全國平均水平的省、市、區有：新疆（19.8%）、廣西（16.79%）、甘肅（16.61%）、青海（15.59%）、內蒙古（15.32%）、云南（14.63%）、安徽（14.58%）、河南（14.33%）、陜西（12.86%）湖北（11.77%）重慶（11.44%）吉林（11.88%）福建（10.62%）。
3.消費產業結構
我國經濟增長中的“重化工業”特征明顯，而這種特征又是由我國經濟增長的驅動力所決定的。1995年，我國國民經濟成功實現軟著陸以后，經濟總體增長速度出現連續6年的下降。在此期間，產業增長格局發生著變化，從1999年開始，隨著國家擴大內需政策逐步取得成效，代表居民消費升級的行業(如汽車、房地產、食品、飲料、紡織服裝、中高等家用電子產品)呈現出高速增長的趨勢。進入2002年下半年以后，以機械制造、鋼鐵、有色、建材、煤炭等行業為代表的有重化工業傾向的行業也相繼進入快速增長通道，從而形成了機械工業、鋼鐵工業、化工工業等三大明顯帶有重化工業特征的高增長產業群。
2008年1~9月，第一產業用電量680.88億千瓦時，同比增長2.56%；第二產業用電量19889.14億千瓦時，同比增長9.31%，增速比2007年同期降低6.05個百分點；第三產業用電量2638.98億千瓦時，同比增長12.28%，增速比2007年同期提高0.12個百分點；城鄉居民生活用電量1926.09億千瓦時，同比增長10.76%，增速比2007年同期提高5.54個百分點;城鄉居民生活用電量3060.99億千瓦時，同比增長12.93%。第二產業的用電量比例比2007年同期提高了2.98%個百分點，達到79.13%。2008年1~9月我國各部門電力消費比例中以第二產業為最大，達到79.13%（見圖3-3）。電力增速超過全國增速平均水平的省、市、區最主要集中于我國的西北地區，包括新疆、廣西、甘肅、青海、內蒙古等，這一地區仍是第二產業特別是高耗能產業及重工業對全社會用電增長起到了決定性作用。
（二）電源建設情況
1.發電裝機容量呈現下降趨勢
自2002年全國性缺電以來，國家大力支持電力投資，投資呈現跨越式增長，裝機增速連續兩年超過一億千瓦時。2006年電力供需緊張關系開始得到緩解，國家收緊了電源審批，電源投資額也出現了下降，但總體規模仍然較大，2007年達到3042億元（見圖3-4）。2020年遠景規劃提出,到2020年,我國電力裝機總容量要達到9.5億千瓦,但實際上,到2007年為止,我國電力裝機容量已經超過7億千瓦，發展較為迅速。
2002~2007年電源投資5年累計投入1.44萬億元。持續大規模的投入，使我國發電裝機容量連創歷史新高，從2002年底到2007年底，我國電力裝機容量達到7.13億千瓦（見表3-3），但是新增裝機容量開始下降（見圖3-5）。
2008年1~9月，全國電源基本建設完成投資2166.28億元，新增生產能力（正式投產）5648.89萬千瓦，比2007年同期全國6000千瓦及以上發電設備容量同比增長13％。其中水電1384.23萬千瓦，火電4048.09萬千瓦，風電195.47萬千瓦。2008年電力全行業虧損直接導致其經營性現金流大幅下降，不僅影響到發電公司的生產，而且對公司的投資進度也產生了較大影響，在建機組投產進度、擬建機組建設進度放慢。經過近幾年的高速擴張，發電公司負債率較高，截至2008年8月，電力生產業的資產負債率已經達到69%。這意味著發電公司運用財務杠桿擴大投資的空間已經非常有限，客觀上抑制了電源投資規模。預計2009年我國電力投資，尤其是火電投資將呈現下降趨勢,但是核電的投資力度將加大。
2.電源結構
近幾年，中國開始加強水電、核電等清潔能源的建設。但是由于國內電力需求的膨脹，片面地追求電力規模，使得水電和核電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，全國發電裝機容量達到71329萬千瓦，同比增長14.36%。其中，水電裝機容量達14526萬千瓦，占總容量的20.36%，同比增長11.19％；火電裝機容量達55442萬千瓦，約占總裝機容量的77.73%，同比增長14.59%；核電裝機容量達885萬千瓦，約占總裝機容量的1.2%，同比增長29.2%（見表3-4）；風力發電裝機容量為403萬千瓦，同比增長94.40%，占總容量的0.57％；生物質能等其他發電裝機容量為74萬千瓦，同比增長12.12%，占總容量的0.10％。2007年新增發電裝機中火電達到88.2%，全國平均單機容量不足7萬千瓦，火電裝機中近30%為10萬千瓦及以下小機組。
我國電源建設貫徹了“優化發展火電，有序發展水電，積極發展核電和大力發展可再生能源發電”的電力產業發展方針。火電建設普遍采取了發展高參數、大容量機組、改造和關停小火電機組的戰略措施，主要采用單機容量30萬千瓦以上的高參數、高效率、調峰性能好的機組，在能源基地建設礦區坑口電廠向缺電地區送電，促進更大范圍的資源優化配置。2005年國家執行“上大壓小”及2008年開始實行的“節能發電調度”，使得火電自身進行結構調整。2007年，全國共關停小火電機組553臺、1438萬千瓦，超額43.8%完成當年關停1000萬千瓦的目標。
在國家政策的大力推動下，水電、核電和可再生能源等清潔能源發電的建設步伐加快。
（三）電網建設情況
2007年，全國電網建設投資2451.40億元，同比增加16.41%（見圖3-6）。新增110千伏及以上輸電線路6.2萬公里，同比增加1.02萬公里；基建新增110千伏及以上變電容量2.50億千伏安，同比增加0.48億千伏安。新增220千伏及以上輸電線路回路長度4.15萬公里。截至2007年底，全國220千伏及以上輸電線路回路長度達到32.71萬公里，同比增長14.2%。新增220千伏及以上變電設備容量18848萬千伏安。截至2007年底，220千伏及以上變電設備容量達到114445萬千伏安，同比增長18.71%。
從基建新增電壓等級結構情況看，500千伏（西北330千伏）及以上電壓等級新增輸電線路長度、變電容量的建設投產規模比例相對較高，初步實現了500千伏（330千伏）電網成為跨區、區域和省級電網主網架，強化了節能型電力網絡輸送體系建設，以發揮大電網的優勢，進一步優化資源配置。
截至2007年底，全國“西電東送”北、中、南通道總輸送能力達到4750萬千瓦，各電網最高用電負荷屢創新高。繼華東電網已經成為全國第一個、世界第二個用電負荷突破1億千瓦的區域電網后，華北電網用電負荷也已經突破1億千瓦。廣東、江蘇、山東三省統調最高用電負荷突破3000萬千瓦；上海成為第一個統調最高用電負荷突破2000萬千瓦的直轄市；北京的統調最高用電負荷也已經超過1200萬千瓦；蘇州和深圳成為統調用電負荷超過1000萬千瓦的地級城市。
2008年上半年，自然災害使南方部分省電網遭破壞嚴重，根據中電聯的《電網搶修指揮部搶修簡報（五）》數據顯示，全國范圍電網（包括國家電網公司系統、南方電網公司系統、地方電網及電廠送出自有線路）此次因災停運電力線路共37606條，因災停運的變電站共2027座，110千伏~500千伏線路因災倒塔共8165基。因災停運電力線路中國家電網共14288條，南方電網共7486條，地方電網共15822條，電廠送出自有線路因災停運10條。因集中力量進行電網恢復搶修，一季度電網建設受到較大影響，新投規模比2007年同期下降近四成，二季度逐步恢復到正常水平。全國電網基本建設完成投資1190.30億元，新增220千伏及以上變電容量9753萬千伏安，比2007年同期增加4613萬千伏安；線路長度14097千米，比2007年同期增加4167千米。其中，500千伏線路6601千米，比2007年增加3163千米，500千伏變電容量4705萬千伏安，比2007年增加2445萬千伏安；220千伏線路7380千米，比2007年增加1099千米，變電容量4844萬千伏安，比2007年增加2108萬千伏安。
（四）火電企業全面虧損，電力行業發展處于較困難的時期
據國家統計局統計，2008年1~5月，電力行業利潤總額由2007年同期的592.31億元下降到172.76億元，同比下降70.83％。各子行業中，火電行業虧損22.93億元，同比下降108.54％；水電行業實現利潤47.39億元，同比下降22.86％；核電行業和新能源發電行業分別實現利潤32.34億和6.10億元；電力供應業在雪災和地震災害中受損嚴重，雖然實現利潤109.86億元，但是也大幅下降了52.56％。特別是2008年3~5月，電力行業實現利潤77.36億元，同比下降79.44％。其中，火電行業利潤由2007年同期的165.07億元下降到2008年3~5月的虧損48.42億元，同比下降129.33%;電力供應業利潤由2007年同期的134.93億元下降到2008年3~5月的49.58億元，同比下降63.26%。
2008年1~5月，在兩次受災損失及恢復重建中，電煤價格大幅上漲、電煤供應不足、財務費用快速增長導致發電受限，同時經濟放緩影響電力需求增速緩慢下降，特別是受煤炭價格上漲超出火電企業承受能力影響，火電行業全行業虧損，資金鏈異常緊張甚至斷裂。由于多重不利因素的共同作用，電力行業利潤大幅下滑，經營環境持續惡化。
2008年下半年，隨著煤炭價格的回落及上網電價的上調，使得火電企業在逐步消耗已購電煤的情況下，截至年底，生產經營狀況得到改善。
二 中國電力運行與國民經濟分析
（一）電力與其他產業的關聯
作為與生產和生活密切聯系的公用事業，電力為經濟運轉和人民生活提供最基本的生產和生活資料，對其他產業的發展具有廣泛的影響。產業經濟中衡量一個產業與其他產業間的關聯和相互影響程度，可用產業關聯效應衡量，而產業關聯效應的測度主要用感應度系數和影響力系數反映。
感應度系數是反映當國民經濟各個部門均增加一個單位最終使用時，某一部門由此而受到的需求感應程度，即需要該部門為其他部門的生產而提供的產出量。反映經濟和其他產業總體的發展對該部門產生的需求，也稱前向關聯系數。當感應度系數大于1時，表示該部門受到的感應程度高于社會平均感應度水平；當感應度系數小于1時，表示該部門受到的感應程度低于社會平均感應度水平。
感應度系數較大的產業部門對經濟發展起著較大的制約作用，一般來說上游能源原材料與基礎設施產業具有較高的感應度（見表3-5），當經濟增長過快時，這些產業部門將先面臨社會需求的巨大壓力，易造成供不應求的局面。當一個產業部門的影響力系數和感應度系數都較大時，則該產業部門在經濟發展中具有舉足輕重的地位。
電力部門是國民經濟發展的基礎產業，從我國各產業部門的產業關聯系數表中可以看出，2002年我國電力產業感應度系數為1.346341，高于社會平均水平，社會對電力的需求較大，部門發展對國民經濟發展具有較強的推動作用。
電力行業具有較高的感應度系數，電力產業的波動受國民經濟的發展和其他產業的帶動較為明顯，可在一定程度上反映其他產業的發展。
（二）電力工業與國民經濟運行分析
近20多年來，特別是在近10多年時間里，中國電力工業得到全面的快速發展，我國的電力裝機容量和發電量從1996年開始穩居世界第二位。同時，我國的電力工業發展水平也有了全面的提高，特別是電力結構上不斷調整優化，技術裝備水平不斷提高，使中國電力工業進入了大機組、大電廠、大電網、超高壓、自動化、信息化，水電、火電、核電、新能源發電全面發展的新時期。2007年中國電力供需已基本實現平衡。2008年上半年，全國電力消費彈性系數為1.12，明顯低于前幾年的水平，工業特別是重工業生產放緩對彈性系數的影響非常大。作為國民經濟的先行產業，電力行業具有超前發展的特點，其運行趨勢可在一定程度上反映我國的經濟運行。
從2002年起，我國經濟開始復蘇并迅速進入快速發展的時期。2003~2007年經濟增長在10%以上，電力需求增長超過14%，是持續高峰時期。這是我國前所未有的，正是在經濟全球化的大環境下，借助加入WTO的機遇，拉長了我國經濟增長的高峰期。近兩年，我國電力消費保持高速增長，但是2008年3月以后，電力消費增速明顯放緩，2008年前9個月則呈現個位數的增長，且有繼續下行的趨勢（見圖3-7）。電力消費增長放緩，反映出我國經濟增長速度有所放緩，2008年前三季度，我國GDP增長速度為9.9%,也呈現個位數增長。
2008年1~9月，我國各部門的用電呈現下降的趨勢，其中第二產業增長速度下降較為平緩。居民用電下降趨勢較為明顯，1~9月增速比最高時1~3月的增速下降約7個點，各部門用電量的變化也影響著我國用電結構的調整（見圖3-8）。但是，我國用電結構中第二產業的比重達到79.13%，第二產業的增速變化是影響用電結構的主要部分。
我國工業產業增速放緩（見圖3-9）。工業和信息化部發布數據顯示，隨著世界經濟增長放緩，我國部分行業、中小企業生產經營面臨困境，2008年前8個月，規模以上工業企業虧損面達18.3％，其中電力、紡織、有色行業虧損情況嚴重。珠三角、長三角及西部地區部分中小企業出現停產、半停產的狀況。占全社會用電量六成左右的重工業用電增速驟減為10.4％，比2007年降低7.3個百分點。其中，北京、天津、河北、山西、四川、寧夏等6個地區2008年9月當月全社會用電量同比出現了負增長，下降幅度分別為5.12％、2.5％、6％、2.27％、1.7％和10.71％，剔除北京奧運會因素，我國工業增長速度也呈現下滑的趨勢。
2008年下半年，電力消費增速出現下滑，全年電力消費增速也大幅下滑。2009年，隨著經濟增速放緩，用電量增長速度將低于2008年。2009年，由于出口加工企業的困境及重工業增速下滑，我國用電需求量增速預計為4.5%左右，全年電力消費彈性系數預計為0.5左右。
三 煤電博弈：促進產業融合
（一）煤電產業關系密切
煤炭是我國最重要的基礎能源。隨著重工業化進程的加快以及城鎮化速度的提高，以煤炭為主的能源消費不斷快速增長。煤炭是我國最重要的基礎能源，1952年一次能源消費中煤炭占95%，20世紀50年代、60年代都在90%左右，70年代占80%左右，80年代以來，一直保持在70%左右。而且在今后相當長的時間里，煤炭仍然是主要能源,2007年全國原煤產量達25.23億噸，消費量為25.8億噸，煤炭產量比2002年的14.15億噸增長80.21%，年均煤炭產量漲幅達12.5%。由于中國的能源結構以煤為主，這就決定了中國的電力工業以燃煤火電為主，在我國目前的發電結構中，用煤發電占總裝機容量的70%以上；而煤炭行業的最大用戶則是電力企業。中國在1952年時，火電曾占總裝機容量的90.4%，總發電量的82.2%，以后雖然比重有所下降，但到2007年火電仍占總裝機容量的77.73%。由于中國電力工業的迅速發展，發電用煤占煤炭產量的比重較大——1980年僅為18%，2003年則占到64%，2006年占到49.7%，2007年又提高到51%，而電力是中國煤炭工業的最大用戶，煤炭和電力是依存度非常高的上下游產業。
1.我國電力以火電為主
2001年我國總發電量為14808.02億千瓦時，其中火力發電量12044億千瓦時，火電電量占總發電量的比例為81.33%；2006年全國發電量是28344億千瓦時，其中火力發電量23573億千瓦時，火力發電量占總發電量的比例是83.17%；2007年全國發電量是32644億千瓦時，其中火力發電量27207億千瓦時，火力發電量占全國發電量的比例是83.34%。火力發電占總發電量的比例變化不大，均在80%以上（見表3-6），全社會的用電主要靠火電企業提供。
再看我國的電力裝機結構。2001年我國總裝機容量33843萬千瓦，其中火電裝機25314萬千瓦，占當年總裝機容量的74.8%。2006年我國火電裝機是48405萬千瓦，占當年總裝機容量的77.82%。2007年我國火電裝機達到55442萬千瓦，占當年總裝機容量的77.73%。從電力的結構看，我國的電力裝機雖然從2001年的3.38億千瓦增加到2007年的7.13億千瓦，但火電裝機占總裝機容量的比重不但沒有降低，反而還有所上升（見表3-7）。
2.電煤供應量逐年上升，但供需雙方矛盾加劇
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。
（二）煤電的供需博弈
1.電煤價格攀升
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。據統計，全國電煤的平均價格（車板價，不含運輸費用）2002年為167元/噸，2003年為253元/噸，2005年為270元/噸,2006年為281元/噸，2007年又上升到304元/噸（見圖3-10），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。火電企業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。以秦皇島動力煤平倉價為例，受 2008年初雪災的影響，2月下旬，山西混優平倉價達到600~610元/噸，山西大混平倉價達到545~550元/噸，與2007年12月下旬相比，均上漲了20%以上。之后隨著雪災影響的減弱，以及煤炭需求進入淡季，電煤市場價格有了小幅回落。到了2008年5月，隨著夏季用電高峰期對煤炭需求的上漲，秦皇島大同優混煤價格大幅攀升，上漲速度遠超歷史同期水平。截至2008年10月20日，大同優混、大混、普通混煤（>4500大卡）、普通混煤（>4000大卡）的價格漲幅分別達74.07%、68.32%、54.35%、45.68%和45.21%。
2.電煤消耗和價格過快增長，缺煤停機問題比較嚴重
盡管各電力企業急需電煤保障發電，但是隨著電煤的價格過快增長，各企業還是推遲了電煤的采購，從而造成各地區庫存煤量普遍下降，甚至有些電廠的煤炭庫存量已經降至安全線以下，從而造成了電廠停機問題比較嚴重（見表3-8）。
截至2007年12月底，華東地區煤炭庫存天數僅為7天，特別是安徽省和浙江省分別只有4天和6天的庫存；西北地區的陜西省庫存煤量也只有9天，大大低于電廠的平均安全庫存。2008年6月底直供電網庫存2174萬噸，可耗用11天，同比也減少6天。因此，造成了很多發電廠因缺煤而停機的嚴重情況，尤其是2008年初雪災期間，主要運煤通道受阻，導致發電總容量7795萬千瓦的89座電廠電煤庫存告急，其中半數以上的發電機組一度缺煤停機，被迫關停的發電機組占全國火電裝機總容量的7%，19省市出現大面積拉閘限電，全國尖峰負荷最大電力缺口在4000萬千瓦左右，影響了電力供應。
但是2008年8月以來，大多數火電企業出現了用煤減少、庫存大幅增加的情況。在煤炭需求最緊張的華東地區，甚至出現了火電企業煤炭庫存最高達到26~30天的情況。
（三）行業虧損引發第三輪煤電聯動
1.我國火電行業利潤被煤炭所擠壓
自2008年初，市場煤的價格上漲一半以上，造成了電力企業的生產成本急劇上升，電力行業出現了大面積虧損。2008年上半年，電力行業實現營業收入1375億元（見圖3-11），其中火電行業120785.1億元，水電85.1億元；全行業凈利潤12.63億元（見圖3-12），其中火電行業-0.4370億元，水電12.95億元。從稅前利潤增速變化來看，整個電力板塊在火電企業大幅度虧損的拖累下，2008年上半年稅前利潤下降了119%，同期火電企業下降了150.6%，火電行業利潤狀況是十年來歷史上最差水平（見圖3-13）。
在2008年上半年電力企業營業收入大幅增長的情況下，企業面臨上游煤炭產業的擠壓，原料成本大幅提升，生存環境艱難，經營出現了虧損。
2.國家限制煤炭價格上漲，緩解電力企業原料壓力
2008年上半年，煤炭市場呈總體偏緊狀態，煤炭價格高漲，因此國家出臺政策，限制煤炭價格繼續上漲。
2008年6月19日，國家發改委發出通知，在銷售電價調整的同時，為防止煤、電價格輪番上漲，國家發改委決定自2008年6月20日起至2008年12月31日，對全國發電用煤實施臨時價格干預措施。在臨時價格干預期間，全國煤炭生產企業供發電用煤的出礦價，不得超過2008年6月19日實際結算價格。但是，截至2008年7月21日，大同優混、山西優混、山西大混、普通混煤（>4500大卡）、普通混煤（>4000大卡）的漲幅分別達94.44%、94.06%、89.13%、90.12%和83.56%。自國家發改委出臺限價政策的一個月內，分別上漲了25.93%、25.74%、22.83%、27.16%和27.40%。
2008年7月24日，國家發改委發出通知，要求進一步加強和完善電煤價格臨時干預措施。對主要港口和集散地動力煤實行最高限價，規定秦皇島港、天津港、唐山港等港口動力煤平倉價格不得超過2008年6月19日的價格水平，即發熱量5500大卡/千克動力煤限價水平分別為每噸860元、840元和850元。
由于煤價持續高漲和市場供應緊張，電煤市場出現了重點合同兌現率降低、摻雜摻假降低煤質從而變相提高煤價，以及囤煤等情況。電煤質量明顯下降，頻繁出現煤炭熱值低、灰分高、雜質多的情況，導致鍋爐燃燒不穩、帶負荷困難、受熱面磨損加劇、爐膛結焦等一系列問題，不僅使供電煤耗下降趨緩，而且給發電設備正常運行帶來很大危害，也給電力安全、穩定供應帶來了問題。
3.第三次煤電聯動：電力上網價上調阻止電力行業繼續虧損
自2005年煤電聯動政策實行以來，市場煤與計劃電價的矛盾就不斷升級。煤電聯動政策規定，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，當時電價上調了0.0252元。2005年11月雖然再次滿足了聯動條件，為了不對下游產業構成實質性影響，國家發改委放棄聯動。2007年前9個月，全國電煤價較2006年上漲25元，上漲幅度為8.9%，同樣達到了調整電價的條件，但是，國家發改委再次放棄了聯動。其原因主要在于，CPI漲幅過快，電力作為上游重要的能源其價格一旦上調極有可能導致生產成本提高，加劇通貨膨脹。此次煤電聯動直至2008年下半年開始進行。
國家發改委于2008年7月1日和8月20日先后兩次上調上網電價，7月，適當提高發電企業上網電價，其中,南方電網下轄的云南省提價幅度最高,為每千瓦時0.035元;東北電網的內蒙古東部地區提價幅度最低,為每千瓦時0.0043元，但對居民生活用電、農業和化肥生產用電銷售電價不做調整；自2008年8月20日起，將全國火力發電（含燃煤、燃油、燃氣發電和熱電聯產）企業上網電價平均每千瓦時提高0.02元，燃煤機組標桿上網電價同步調整，但未對電力用戶的銷售電價作調整。
在兩次電價調整過程中,由于考慮到通脹壓力,電網銷售電價并未做大的調整，這將導致國家電網公司和南方電網公司成本增大，每月新增40億元購電成本。因此,兩次調整電價其實是發電企業和電網企業之間利益的重新分配,電網變相承擔了一部分電煤上漲的壓力。
兩次上調電價，合計約提高0.037元/千瓦時（稅前），電價平均增幅達11%。經測算，兩次調整電價大約可以抵消80元左右的煤價漲幅，約可覆蓋2008年煤價上漲的60%左右，而且兩次調價都在下半年，虧損態勢有望減弱。
2008年8月以來，由于需求減弱，煤炭供求形勢趨于寬松，電力企業存煤增加，市場價格由上半年的快速上漲轉為逐步回落。盡管下半年通脹形勢有所緩和，但是由于煤炭的價格也開始下滑，2008年內未再上調銷售電價。
（四）高煤炭價格下引發煤電聯營或煤電一體化
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。
（1）神華模式，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，列全國電廠規模的第六位，電力業務和煤炭業務優勢互補，電力業務為煤炭業務提供穩定、規模可觀的市場，煤炭業務為電力市場提供穩定的燃料供應。2008年上半年，在其他電力企業虧損或者微利的狀況下，神華電力企業利潤達到22.3億元。
（2）山西焦煤模式，即煤炭企業興建電站
山西焦煤集團利用其現有煤炭資源，將廢舊資源循環利用，建立了國內最大燃用洗中煤坑口電廠古交電廠及4個煤矸石綜合利用電廠。
（3）魯能模式，即電力企業興辦煤礦
魯能集團大力對煤礦進行收購，包括：山東魯能與陜西銀河在錦界煤礦的合作；2004年，雙鴨山市政府、寶清縣政府與魯能集團簽訂了合作開發寶清縣朝陽礦區煤炭產業化項目協議。
（4）淮南模式，即煤電企業合作新建煤礦或電站
淮南模式主要有兩種方式：一種是通過煤電聯營，由“皖電東送”變輸煤為送電。田集電廠承擔著安徽東向發展融入長三角的“皖電東送”重任，聯營雙方分別是中電投旗下上海電力股份有限公司和淮南礦業有限責任公司，雙方各占50％股權共同投資成立淮滬煤電有限公司，公司下設兩大板塊，田集電廠和丁集煤礦，煤礦的煤優先直供電廠，電廠的電全部直供上海。因為實行煤電聯營，可以將中間費用留在原煤基地，目前，淮南新批準的火力電廠均以這種聯營的方式運作，從而實現了產業與資本的互動。繼田集電廠之后，正在建設中的淮浙煤電公司鳳臺電廠，是另一個模式。聯營雙方浙江能源集團與淮南礦業采取合作形式，組建淮浙煤電公司，雙方共同投資建設鳳臺電廠，配套建設顧北煤礦，在煤就地轉化為電的同時，發出的電全部輸送到浙江。
兩種聯營一體化所遵循的原則是，長期靠煤發電的企業要往煤企投資，產煤主要用于發電的公司要向電力企業投資，雙方通過相互滲透建立產權紐帶，通過煤電資本的相互持股實現混合經營。
四 國家產業政策指引火電行業節能減排
《國民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要》提出，在“十一五”期間，單位國內生產總值（GDP）能源消耗降低20%左右，主要污染物排放總量（化學需氧量和二氧化硫排放總量）減少10%。為實現這一目標，2007年，國務院印發了節能減排綜合性工作方案，對在節能減排中具有重要影響的電力行業提出了明確要求，包括：《國務院關于印發節能減排綜合性工作方案的通知》（國發［2007］15號）、《國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知》（國發［2007］2號）和《印發國務院節能減排工作領導小組辦公室關于推動落實節能減排綜合性工作方案部門分工和2007年各部門節能減排工作安排的通知》（發改環資［2007］2074號）等。
電力行業既是優質清潔能源的創造者，又是一次能源消耗大戶和污染排放大戶，目前我國電煤消費占全國煤炭產量的一半以上，火電用水占到工業用水的40%，二氧化硫排放量占到全國排放量的53%，煙塵排放量占全國排放量的20%，產生的灰渣占全國的70%，電力工業成為我國節能降耗和污染物減排的重點領域。我國火電機組供電標準煤耗較國際先進水平高60克左右，相當于一年多消耗煤炭2.2億噸；輸電線損率比國際先進水平高1個百分點左右，相當于一年多損失電量近300億千瓦時。因而電力行業也是國家實施節能減排的重點領域，以電力企業提高能源效率、節約能源資源、控制二氧化硫排放為重點。
（一）我國電力行業效率需提高
1.我國電力設備利用率下滑
近年來電力裝機容量的瘋狂增長,與需要產生了巨大的差距:截至2008年1月,全國高峰負荷只有4.1億千瓦,排除25%的檢修備用容量,電力生產能力已有近2億千瓦的富裕和浪費,目前全國火電廠發電利用小時普遍下降（見表3-9）,成為資源配置的巨大漏洞。
全國發電設備平均利用小時數在2004年“電荒”之后出現了拐點，開始進入下降通道。其中火電的變化規律與總體規律一致，而水電由于受到來水的影響，其平均發電量利用小時數有所波動。從火電設備容量增速與其裝機容量、發電量增速變化趨勢也可以看出，隨著裝機容量不斷增加，而發電量增速、設備平均利用小時數從2004年開始逐步下降。
2008年以來，一方面，我國電力工業依然保持近年來的快速發展勢頭；另一方面，當前我國用電增速下滑，部分地區電力需求略顯疲軟。電力供應與需求的不同步增長，社會用電增速下降，必然會影響電力企業。對發電企業最直接的影響是導致設備利用小時數的下降。2008年上半年，全國發電設備累計平均利用小時為2380小時，比2007年同期降低52小時（下降幅度比2007年同期的下降幅度少了48小時）。其中，水電設備平均利用小時為1553小時，比2007年同期增加61小時；火電設備平均利用小時為2555小時，比2007年同期降低50小時（下降幅度比2007年同期的下降幅度少了53小時）。
而2008年前9個月，全國火電設備累計平均利用小時數為3805小時，同比減少165小時。當然，各地區遇到的具體情況不同，體現出強烈的不平衡性，部分地區累計不到3000小時，有的地區累計已經接近5000小時。廣西、四川、內蒙古、云南4個地區的發電設備利用小時數下降500小時以上，而海南、安徽、甘肅、廣東等地區卻上升150小時以上。預計2008年下半年國內電力需求呈現快速下降的態勢，發電設備利用小時數到2008年底會跌破5000小時。
2.我國電力能源利用效率水平仍有待提高
隨著裝機容量的不斷增長，經過電力結構的不斷調整，我國電力煤耗不斷下降，2000年我國供電標準煤耗為392克/千瓦時，到2007年，供電煤耗降到356克/千瓦時；發電廠用電率從2000年的6.28%下降到2007年的5.83%，其中2007年火電廠平均廠用電率為6.62%；輸電線損率由2000年的7.7%下降到2007年的6.97%（見表3-10）。但是，與其他國家相比仍有差距，日本東京電力公司1999年的供電煤耗為320克/千瓦時，法國電力公司1999年的供電煤耗為331.6克/千瓦時，德國巴伐利亞電力公司1999年的供電煤耗為332.1克/千瓦時，我國2007年的供電煤耗仍低于上述國家1999年的水平。2000年美國、日本和德國的輸電線損率分別為6.0%、3.89%、4.6%，比我國2007年的水平還要低0.97%、3.08%和2.37%。我國電力的能源利用效率水平仍有很大的提高空間。
在2007年供電煤耗下降10克/千瓦時的基礎上，2008年1~2月、1~3月、1~4月、1~5月、1~6月、1~7月和1~8月，全國供電煤耗率分別為346、346、347、347、346、347和347克/千瓦時，2008年以來降幅有限，但平均比2007年下降約10克/千瓦時，見圖3-14。
（二）產業政策促進電力企業節能減排
電力行業節能減排的措施主要有“上大壓小”和實施節能發電調度。
1.“上大壓小”
《國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知》（國發［2007］2號）指出了“上大壓小”是指將新建電源項目與關停小火電機組掛鉤，在建設大容量、高參數、低消耗、少排放機組的同時，相對應關停一部分小火電機組。“上大”給“關小”創造了市場條件，“關小”則為“上大”騰出了容量空間，兩者之間相輔相成，互為因果。為了調動地方和企業實施“上大壓小”的積極性，允許按一定比例折算，即企業建設單機30萬千瓦機組，替代關停機組的容量要達到自身容量的80%；建設單機60萬千瓦機組，替代關停機組的容量要達到自身容量的70%；建設單機100萬千瓦機組，替代關停機組的容量要達到自身容量的60%；建設單機20萬千瓦以上的熱電聯產項目，替代關停機組的容量要達到自身容量的50%。
根據計劃，在“十一五”期間我國將關停小燃煤機組5000萬千瓦，燃油機組700萬千瓦。為實現這一目標而采取的主要措施有：加強小火電機組的上網電價管理，要求各地盡快將所有燃煤(油)小火電機組上網電價降到不高于本地區標桿上網電價，并逐步實現同網同價，國家發改委已發布了三批小火電降價方案；新建項目審批與小火電關停掛鉤；企業建設單機30萬千瓦、60萬千瓦、100萬千瓦，替代關停機組的容量達到80%、70%、60%的項目，可直接納入國家電力發展規劃，優先安排建設。
“上大壓小”有助于提升火電行業的贏利能力，一方面以高效環保的新機組取代高能耗高污染的小機組，使得全國供電煤耗水平大大降低，減輕煤價上漲對火電行業的壓力；另一方面通過“上大壓小”，電力行業可實現分流人員、消化歷史包袱。
降低能耗。單機容量為100萬千瓦的超超臨界機組的供電煤耗約為290~300克/千瓦時，比60萬千瓦超機組能耗下降15.3%，比30萬千瓦機組能耗下降18.7%。而且，由于技術的進步，60萬千瓦的超超臨界機組出現，其設計供電煤耗達到290多克，接近單機100萬千瓦的機組。
2.節能發電調度
2008年《節能發電調度辦法》已在廣東、貴州、四川、江蘇、河南試點。實行節能發電調度，將打破傳統的平均主義，使高效、節能、環保機組的優越性能夠體現出來，意味著高能耗、高污染的小火電機組將因無法入圍“發電排序表”而面臨無電可發的生存危機，最終被淘汰出局。由于可再生能源發電比重在總裝機容量中只占很小一部分，高效、環保的大火電機組客觀上成為節能發電調度的最大受益者，此項政策的出臺，有利于促進電力企業特別是火電企業的產業升級。
（三）2007年，我國節能減排工作取得成效
2007年積極推動實施“上大壓小”、差別電價、節能調度、發電權交易等多種措施，節能減排工作取得明顯成效。2007年，全國供電煤耗（6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗）為357克/千瓦時，比2006年降低10克/千瓦時。發電標準煤耗334克/千瓦時，同比下降9克/千瓦時，為近幾年下降幅度最大的一年，相當于全年6000千瓦以上火電廠生產節約標煤2423萬噸，占全年發電耗用標煤量的2.75%。電網輸電線路損失率比2006年減少0.19個百分點，降為6.85%。經粗略估算，2007年電力行業僅通過提高能效（包括降低線損率和供電煤耗）、發展可再生能源發電和加強需求側管理三項措施，即相當于節約一次能源6492萬噸標煤，減少二氧化硫排放約103萬噸（約占2006年電力二氧化硫排放的7.65%，全國二氧化硫排放的3.99%），減少二氧化碳排放約1.8億噸。即便不考慮可再生能源發電的因素，僅其他幾項措施帶來的二氧化硫和二氧化碳減排量也分別達到59.35萬噸和1.046億噸（見表3-11）。
按照“十一五”規劃的要求，除新建燃煤機組按規定都要配套安裝煙氣脫硫設施外，原有機組也需安裝約1.37億千瓦裝機容量的煙氣脫硫設施。在脫硫技術方面，我國已有石灰石—石膏濕法、煙氣循環流化床法、海水脫硫法、脫硫除塵一體化法、半干法、旋轉噴霧干燥法、爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法等十多種煙氣脫硫工藝技術得到應用。截至2008年5月，北京、河北、內蒙古等六省區市火電機組國家重點脫硫項目已經完成的占總容量的81%。
五 高煤炭價格下的中國電力轉型
隨著這一輪世界能源價格的高速上漲，廉價資源促進經濟發展的模式已經一去不返，電力行業也面臨著嚴峻挑戰。中國電力正借此機會進行電力的市場化改革，加速電價的改革、加速結構調整和產業升級。
（一）保持煤電價格聯動政策的延續性
隨著我國電煤價格的逐步放開，上網電價理應隨之相應提高，但由于政府管制了銷售電價，無法提高上網電價。政府犧牲了發電企業的利益提升了對廣大電力用戶的公共服務水平。
中國電力大格局由市場化的煤、計劃定價的發電和壟斷經營的(電)網這一關系構成。其中，煤炭經營主體甚多、機制比較靈活。而電力企業的上網電價又受制于壟斷的電網，使得電力企業在中間受擠壓。在電價尚未市場化的情況下，應保持煤電價格聯動政策的延續性和有效性，及時疏導煤電價格矛盾。
（二）穩定煤炭價格，培育煤炭期貨市場
2008年煤電之爭，對電力企業提出考驗的同時，也加快了煤炭市場的發展。保障煤炭價格穩定，成為保持國民經濟健康發展的重要工作。國家可創造條件培育煤炭期貨市場，為電力企業通過期貨市場平抑煤價，控制生產成本創造條件；同時，隨著2008年下半年市場對煤炭需求的減小，煤炭價格的回落，煤炭企業利潤下滑，銷售出現萎縮，可考慮推行中長期供貨合同，從而有利于我國煤炭和電力市場的長期穩定發展。
（三）我國傳統電力技術裝備水平逐步提高
改革開放之前，我國發電設備只能生產12.5萬千瓦和20萬千瓦等級及以下的機組，輸變電設備只能生產220千伏及以下的裝置。隨著電力工業的技術裝備水平不斷提高，我國成批量生產的30萬千瓦和60萬千瓦機組已成為國內的主力機型。發電企業積極應用超臨界和超超臨界、空氣冷卻、海水淡化、鍋爐微油點火、等離子點火、大容量循環流化床、電動機變頻等先進技術和設備，為發電生產節能提供結構和技術保障。
2008年，60萬千瓦、90萬千瓦超臨界機組已經投產發電，國產百萬千瓦級超超臨界機組也即將投產。通過引進國際先進技術，國內合作生產的30萬千瓦大型循環流化床鍋爐發電設備、9F級聯合循環燃氣輪機、60萬千瓦級壓水堆核電站和70萬千瓦三峽水輪機組等發電設備在性價比上已經具有國際競爭力。
同時，國內制造廠家生產制造的500千伏交直流輸變電設備已成為電網的骨干輸電網架。西北750千伏交流輸變電示范工程和河南靈寶背靠背成套設備已建成投產。
我國電力技術裝備水平將迅速提高，逐步向國際先進水平靠近，這將為我國傳統電力節能和提高效率打下基礎。
（四）中國電力結構已經開始調整
1978年我國發電裝機容量為5712萬千瓦，發電量達到2566億千瓦時，分別居世界第8位和第7位；到2000年，我國發電裝機容量和發電量先后超越法國、英國、加拿大、德國、俄羅斯和日本，居世界第2位。1987年發電裝機容量突破1億千瓦，1995年超過了2億千瓦，2000年跨上3億千瓦臺階，2007年則超過了7億千瓦，電力建設發展迅速。
2006年世界電力的裝機結構，其比例煤電僅為39%，而我國煤電比例從新中國成立以來一直高居70%以上。未來幾年我國電源建設將出現新的方式：火電的發展致力于其自身技術升級，建設速度將放緩；而對于水電和核電等清潔能源的開發則加大力度，從而逐步改善中國的電力結構。
1.調整火電結構，加快技術升級
我國的電力發展迅速，但是電力結構仍然存在不合理之處，我國的電力供應主要依靠火電，核電、風電、太陽能等新能源發電所占比重較小。火電在我國電力結構中將長期保持支配性地位，一方面是由于我國以煤炭為主的資源稟賦；另一方面則是我國水電和核電等清潔能源的發展空間有限。中國的水能資源全部開發后所占的比重也不大，雖然中國有世界最豐富的水能資源，據估計水能資源的經濟可開發容量約為3億千瓦，但即使全部開發利用，以人均1千瓦計，也僅能解決中國所需電力裝機容量的1/6；核能的發展空間較大，但是由于技術和原料等方面的原因，開發緩慢；中國有豐富的新能源和可再生能源資源，但現實的新能源和可再生能源資源能用于發電的（除水電、核電外）主要是風能和太陽能，這些能源用于發電不僅投資大，而且是間歇性能源，需要蓄電或與其他電廠配合才行，所以近期開發的數量不可能很多。根據原能源部1990~1997年的能源發展戰略研究，及1997~1998年中國工程院“中國可持續發展能源戰略研究”等的研究，中國到2050年一次能源消費中煤炭的比重仍然在50%左右。
我國電源結構在整體上變化不大（見圖3-15），但是在電力企業節能減排，加大能源利用效率的需求下，火電需加快調整，在“上大壓小”的政策下關停10萬千瓦小機組的情況下，推廣采用大容量超臨界機組和超超臨界機組等潔凈煤技術，加快火電產業的結構調整和技術升級。同時提高一次能源的煤炭就地轉化為電力二次能源的比例，優化資源配置，繼續加大力度推進煤電基地大型坑口電站的建設，以解決我國煤炭運力不足及緩解高價煤炭帶來的沖擊。
中國火電是“北煤南運”和“負荷中心發電”的產業格局。這一產業格局隱含很大的風險——大體量、大跨度、超負荷的電煤運輸，一旦遭遇自然災害或戰爭等不可控因素，電煤供給就會失去保障，電力供應體系就會變得十分脆弱，2008年初南方的雪災就對中國這一格局進行了嚴峻的考驗。隨著超高壓輸電技術的成熟，從負荷中心的受端發電轉向煤炭主產區的坑口發電，經濟上已經變得可行，同時有利于解決煤炭產地的煤矸石問題，促進了循環經濟的發展。山西晉東南—河南南陽—湖北荊州的1000千伏交流特高壓實驗示范工程已經開工建設。
2.加快清潔能源的建設成為必然
隨著國家對環保的日益重視以及能源價格不斷走高，我國能源發展方式得到了調整，同時加大了促進清潔能源在電力產業結構中調整的力度。在對傳統火電進行產業升級的基礎上，加快了水電、核電、風電及其他可再生能源的建設步伐。2008年下半年，我國電力需求萎縮，電力供應充足，從而減小了電力擴容的壓力，這正是我國調整電力結構的大好時機。未來幾年，我國將迅速加大對水電、核電的投資，以減弱我國目前以火電為絕對主力的狀況；盡管我國風力發電近幾年也發展迅猛，但是由于風電的基數較小，其未來對我國的電力結構不會產生太大的影響。
（1）合理有序開發水電
我國水電資源豐富，全國水電資源技術可開發量為5.4億千瓦，且分布廣泛。水能資源主要集中在中西部地區的大中型河流上：長江、金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、瀾滄江、黃河和怒江等干流上的可開發裝機容量約占總量的60%。2007年，我國水電裝機容量占總裝機容量比例約為20.36%（見表3-12）。
隨著合理有序的開發，到2020~2030年期間，我國水電資源將基本開發完畢，屆時可以形成約3億千瓦的發電能力。由于大型河流的河道長，流域面積廣，各梯級電站經濟技術指標相差懸殊，特別是流域梯級電站關系密切，利益互補性強。上游較大庫容的水庫建成后，對其下游各梯級電站有顯著的補償效益。
目前，我國干流水電資源開發的格局已經基本確定：長江三峽總公司負責長江和金沙江河流的開發；中電投集團下屬的黃河上游水電公司負責黃河上游河流的開發；云南華能瀾滄江水電公司負責瀾滄江流域的開發；國電大渡河水電公司負責大渡河流域開發；二灘水電公司(國家開發投資公司控股)負責雅礱江流域的開發；大唐集團控股的桂冠電力負責紅水河流域的開發等。
（2）積極發展核電
經過20多年的發展，我國核電工業基礎已初步形成。《核電中長期發展規劃(2005~2020年)》的公布，標志著我國核電發展進入了新的階段。規劃提出，到2020年，核電運行裝機容量爭取達到4000萬千瓦；在目前在建和運行核電容量1697萬千瓦的基礎上，新投裝機約2300萬千瓦。按照規劃，未來幾年核電將進入開工建設高峰期。截至2007年底，核電裝機容量達885萬千瓦，約占總裝機容量的1.2%，同比增長29.2%。至2006年，全國已投入運行的核電機組有442臺，總裝機容量3.7億千瓦，占世界總裝機容量的16%，我國核電裝機比世界平均水平低15個百分點。
2008年后，隨著國家投資力度的加大，核電項目的建設也將加快，核電的快速發展將對解決我國東部電力緊張問題發揮較好的作用。我國目前有浙江秦山、廣東大亞灣和江蘇田灣等三個核電基地。在建核電項目的主要投資方是中核集團、中廣核集團、中電投核電公司、華電集團以及相關的地方性投資集團公司。未來，在“以核養核”的發展思路下，有實力的大型發電集團公司(華能集團、國電集團等五大發電集團公司)將積極介入核電領域。2008年底，國家將在福建福清、浙江方家山、廣東陽江建設三個總裝機為10臺百萬千瓦級的核電站，三個核電站總投資1300多億元。
（3）大力開發可再生能源
2004年，美國、德國、英國和法國可再生能源發電占總發電量的比重分別為1%、8%、4.3%和6.8%，到2010年將分別達到7.5%、20.5%、10%和22%，到2020年，都將提高到20%以上。我國于2006年開始實施了《可再生能源法》，為大力發展可再生能源明確了目標。我國太陽能、風能、生物質能等技術的研究和推廣工作已經具有較好的基礎。
①大力開發風電。近年來，世界各國對風力發電的大力支持，使得風力裝機容量逐年呈快速上升的趨勢。2005年全球新裝機組容量達11769兆瓦（見表3-13），美國和歐盟25國是裝機容量最多的國家和地區。
中國這兩年的風力發電也發展迅速，到2005年底，裝機容量已經超過100萬千瓦，截至2007年底，風電新增裝機容量為296.17萬千瓦，躍居世界第三，同比增幅達到147.1%；總裝機容量達到590.6萬千瓦，同比增長127.2%，裝機總容量升至全球第五；風電并網運營的機組容量達403萬千瓦，約占總裝機容量的68.23%，同比增長94.4％，我國已成為世界上風電發展速度最快的國家。我國可再生能源的稟賦決定了目前我國可先行大力開發風電。根據中國氣象科學研究院繪制的全國平均風功率密度分布圖，我國風能理論可開發總量(陸地10米
高度層的風能總儲量)為32.26億千瓦，實際可開發的風能資源儲量為2.53億千瓦，近海風場的可開發風能資源是陸上的3倍，我國可開發的風能資源約為10億千瓦。就我國風能資源分布來說，主要分布在東南沿海及附近島嶼；而新疆、內蒙古和甘肅走廊、東北、西北、華北和青藏高原等部分地區風能資源也較豐富，每年風速在3米/秒以上的時間近4000小時，一些地區年平均風速可達到7米/秒以上，具有很大的開發利用價值。作為清潔能源，風電是我國較長時期內電源建設增長較快的領域。預計2009~2010年風電裝機亦將高速增長。
②生物質能。《可再生能源中長期發展規劃》確定了到2020年生物質發電裝機3000萬千瓦的發展目標。國家已經決定，將安排資金支持可再生能源的技術研發、設備制造及檢測認證等產業服務體系建設。總的說來，生物質能發電行業有著廣闊的發展前景。
2003年以來，國家先后核準批復了河北晉州、山東單縣和江蘇如東3個秸稈發電示范項目，并實施了生物質發電優惠上網電價等有關配套政策，從而使生物質發電，特別是秸稈發電迅速發展。
最近幾年來，國家電網公司、五大發電集團等大型國有、民營以及外資企業紛紛投資參與中國生物質發電產業的建設運營。2002年，我國生物質能發電裝機容量80萬千瓦。截止2007年年底，國家和各省發改委已核準項目87個，總裝機規模220萬千瓦。
③太陽能。中國地處北半球，南北距離和東西距離都在5000公里以上。在中國廣闊的土地上，有著豐富的太陽能資源，理論儲量達每年17000億噸標準煤。大多數地區年平均日輻射量在每平方米4千瓦時以上，西藏日輻射量最高達每平方米7千瓦時。年日照時數大于2000小時，因此發展太陽能發電有很好的資源優勢。2007年，我國光伏發電設備新增裝機容量2.6萬千瓦，比2006年增長1.6萬千瓦，同比增長160%，累計光伏裝機容量為10.6萬千瓦，同比增長32.5%。
《可再生能源中長期發展規劃》指出，到2020年，我國力爭使太陽能發電裝機容量達到180萬千瓦。
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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
