主题：李小琳：加快推进电力体制改革 着力解决电力行业四大问题


　　新华网北京1月4日电 (记者 陈玉明) 近年来，我国电力工业发展迅速，成绩斐然，举世瞩目。但与此同时，电力行业也长期存在一些体制性、结构性问题，致使“电荒”有成为常态的趋向。

　　中国电力国际有限公司董事长李小琳说，当前电力行业面临四大日益凸显的矛盾和问题。

　　一是电力体制改革滞后。2002年实现了“厂网分离”改革之后，在发电侧引入了竞争机制，但由于自身产业链、价值链的局限，无法将本身激烈竞争带来的效益传达给最终用户，无法实现社会福利的最大化。改革的滞后，导致煤电关系至今尚未理顺，火电连年巨额亏损，严重挫伤了发电企业的积极性，局部地区出现“电荒”危机。

　　二是结构性矛盾突出。随着工业化、城镇化进程加快和消费结构持续升级，能源需求呈刚性增长。同时，火电连年巨亏，可持续发展遭遇严峻挑战。去年前三季度，火电、风电投资同比负增长，火电新投产、新开工及在建规模持续减小。据预测，今春全国最大电力缺口将达3000万－4000万千瓦，而且区域性、结构性“电荒”有成为常态的趋向。

　　三是环境压力日益增大。以煤为主的资源禀赋现状，决定了我国以火电为主的历史事实，也决定了今后将长期以火电为主；但过度、无序、低效的开发，也给生态环境造成了隐忧。

　　四是自主创新能力不强。目前火电能效利用率较高的也就40%左右，风能整机效率只有30%至40%；特别是新能源产业，一些关键零部件、材料依靠进口，核心的关键技术尚处在引进消化、联合设计阶段，缺少自主知识产权。

　　李小琳建议，为促进电力行业持续健康发展，国家应抓住当前有利时机，加快推进电力体制改革，理顺价格等相关要素关系；同时，电力企业也应在结构转型中承担起更重要的使命。

　　第一，应深化电价体系改革，理顺价格机制，使得发电环节的竞争和经济效应，传导到最终的消费端。由于电力能源产业本身就包含发电、输电、配电等众多环节，随着电力体制改革的逐步推进，产业内各环节之间应相互协调、动态平衡。

　　第二，应推进煤电联营，加快煤电基地建设。国家宜设立专门的煤电联营的协调组织，破解“煤电顶牛”僵局，引导推进煤电联营、一体化；应加大力度整合煤炭产业，提高央企对煤炭资源的控制力。

　　第三，应积极发展新能源、清洁能源，为电力能源的可持续发展开辟新路。应尽快制定国家层面的清洁能源技术创新规划，提高我国在一些核心关键技术的创新力度；在大规模建设的同时，提升清洁能源的利用效率；构建我国清洁能源的产业集群。

　　第四，基于我国的资源禀赋和电力需求现实，在把新能源作为战略产业的同时，仍然不能忽视传统电力能源的优化升级。



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电力市场化如何走向了行政化
2012-01-05 06:58:32 能源 作者：王冬容 　微博评论 浏览次数：19字号：T|T本应早日成型的电力市场化，是怎样一步步走向公众期待的反面？行政权力的巩固与延伸，又有着哪些自然承续与博弈过程？

十年前，国务院发布有关电力体制改革的5号文，开启了以市场化为方向的电力改革，并首先完成了厂网分开。厂网分开实现了发电侧多主体竞争态势，在体制上做好了进一步市场化的准备，但十年来电量、电价和项目投资三项主要经营要素，仍由不同的部门分头掌控着。虽然分别都曾向市场化方向做过改革的努力，但改革的结果是三项行政审批机制的愈加固化，一些环节上行政管理的力度更大，幅度更宽，程度更深。

在此，我们简单回顾一下这三项机制是如何从市场化方向走向了行政化，以此作为对5号文的十周年纪念与反思。

电量分配之变

2000年6月，朱镕基对二滩水电站有关情况的批示普遍被认为直接触发了2002年电力体制改革，而二滩电站的矛盾即直接表现在发电上网电量分配机制上。

在厂网分开之初的一段时间内，由于市场没能建立，上网电量分配仍由各级调度机构实际掌握。作为电网公司的一个部门，各级调度机构在电量分配中很自然地倾向采用购电成本最低原则，大量老、小机组由于没有财务费用电价普遍低于新、大机组，从而普遍出现电量分配上大小机组之间的倒挂，系统效率遭受损失，调度不公的抱怨也大量存在。

为此，新成立的电监会花费了巨大的精力推行"三公调度"监管。与此同时，在发电企业要求政府主持公道的呼吁下，各省地方政府顺势从调度机构手中拿走了年度上网电量分配权，将以往的非约束性年度预控目标逐步变为了约束性年度电量指标。一些地方进一步将年度电量指标分解为基数电量和非基数电量，对非基数电量进行各种形式的降价收购。在基数电量分配上，初期各地普遍采用了"大平均分配"的安排方式，大小机组倒挂的问题有一定的好转。但仍普遍存在高效大机组产能闲置现象，为此，2007年国家发布《节能发电调度办法（试行）》，要求部分省开展按能耗调度试点，非试点省则全面推行差别电量计划。

由于利益补偿机制难以建立和实施，节能发电调度未能获得有效推进，但差别电量计划政策却无论在试点省还是非试点省，均很快得以全面推行。所以《节能发电调度办法》目前在客观上起到的最大作用，是为地方政府多年来没有政策依据的行政分配电量的做法提供了政策依据。

至此，我国的发电上网电量分配机制，从一体化时期的完全内部自行分配模式，逐步转变到了厂网分开后的完全行政分配模式。

标杆电价轮回

从上世纪80年代出现独立发电企业开始，我国上网电价机制经历了还本付息电价、经营期电价和标杆电价三个阶段。到1997年，原本才用的还本付息电价改为经营期电价，将电价测算基础从经营期改为还贷期，并设定了一些成本标杆，一定程度抑制了发电建造成本的飙升态势，但还是"一机一价"。

厂网分开之后，新上发电项目呈井喷之势，价格主管部门已无从一一核价，于是，分省标杆电价应运而生。标杆电价一改以往对每个项目建成之后，依建造成本个别定价的事后定价机制，为提前向社会公布价格水平的事前价格机制，稳定投资者预期，为投资决策提供明确的价格信号。

但是，随着这几年燃、运成本不断上涨，而标杆电价又是采用一部制电量电价形式，发电企业全部成本回收都压在一个价格上，迫使标杆电价不得不担当"煤电联动"的作用而要不断调整价格水平，从而使得标杆电价从事前价格机制又退化为事后定价机制，失去了其作为投资决策价格信号的作用。而且由于是全电价联动，在发电利用小时波动，销价联动机制缺失，以及宏观调控等因素干扰，煤电联动也只实施了两次便停了。
这样，本应固定的标杆电价，最终便成了不定的"浮标"；本应透明自动的煤电联动，最终变成了模糊的不定期电价调整。

核准制外衣

自2004年国务院发布《关于投资体制改革的决定》后，期待中的流程简化并未出现。审批制时，项目经投资主管部门审批通过即获得合法性；而在核准制下，须获得项目建设的所有行政许可，投资主管部门才会予以核准。所以，核准制在许可程序上的实质变化是，将以往一家审批改为多家审批。

为取得完整的核准申报材料，项目申请单位必须大大加强前期工作深度，才能达到有些部门的新门槛要求。作为投资金额巨大、前期工作繁密的电力项目，为取得核准所需的全部支持性文件，所需投入的人力和费用均比审批制时期要大得多。而这些投入随时可能会因后续任一环节未获通过而付诸东流，企业所承担的风险大大超过审批制时期。而企业为了应对项目可能不能获得核准的风险，往往还要加大项目的储备，及早进入到更多项目的前期工作中去，同时也常常出现多个投资主体同时进入一个项目的情况。

为了控制项目前期投入的风险，防止重复投入，投资主管部门于是在项目全面深入开展前期工作之前，设置了一个"同意开展前期工作"的批复环节，即业界俗称的"路条"。虽然在任何正式文件中都没有正式名分，但在现实中，路条已成为事实上的项目通行证，有了路条就有了合法身份。

同时在现行电价和电量机制下，每个有合法身份的电厂投产即可自动获得与其他机组相同的价格和大致相同的市场份额（这似乎是电力工业独有的特点），这使得国有发电企业在行业排名激励下，抛开市场实际跑马圈地，将项目可批性代替可行性，大量项目申请涌向主管部门；主管部门面对项目阻塞关口，不得不拉长审批链。漫长的审批链又迫使大量项目未批先建、边批边建；大量违规项目反复出现，成为行业发展的常态。

求解市场化

分开来看，在电量、电价和项目三大要素的管理上，都做出过摆脱行政审批管理模式的巨大努力，可现实情况却是三项行政审批机制之间似乎打了一个死结，谁也无法先行退出，行政管理似乎还"不得不"不断加强；但仔细分析可以看出，撇开部门权力和利益的因素之外，要找到解开这个死结的线头并不难，这个线头就是发电容量电价的独立。

首先在电量分配上，如果容量电价独立，且基本覆盖发电建造成本，则电量电价基本反映煤耗和燃料成本，电量分配就不会再在公平和效率之间辗转纠结了，即使严格按能耗调度，发电企业之间的利益分配也不至过于失衡。

即使一段时间内电量电价形成仍由政府制定，煤电联动机制也可以做到更透明、更精准，也可联动得更频繁些；条件成熟时，发电电量电价既可以通过大用户直接交易产生，也可以通过电量集中交易平台产生。

最后在项目审批上，在发电容量电价独立之后，电力平衡的责任主体实际上和发电容量的购买主体相统一了；在用户选择放开之前，各地电网公司作为单一购电代理方实际上成为本地电力平衡的责任主体。电力项目在取得必要的环境评估许可和安全评估许可之后，获得容量购买合同即可自主决策投资建设，项目审批的重任即可放下。对于重大电力项目，则可在中央政府的统一规划之下，通过统一的环境和安全评价及可行性研究，以招标形式产生容量电价，并同时确定投资建设主体和项目的进入时点。（作者为中电国际高级经济师）

一个焦煤供应商的困惑
2012-01-05 08:09:13 能源 作者：张娜 　微博评论 浏览次数：0字号：T|T鄂尔多斯的气温早就进入了寒冬。原本这是焦煤涨价的季节，但今年，做焦煤生意的张旭东却一点也高兴不起来。

“你要做什么业务，焦煤的吗？”电话那头的张旭东还没等记者说明情况，就迫不及待地先入为主了。做煤炭供应商这么多年，他极少遇到如此惨淡的行情，“供大于求就得降价，即使有的煤矿表面不降价，也在做奖励促销”，“现在的状况是要么卖不出去，要么卖出去的收不回款”。张旭东抱怨道。

焦煤一向是热点煤种，但今年的冷淡着实让张旭东措手不及，“这跟山东需求厂家的限产有关系”。他认为是下游环节出了问题，然后传达给上游煤矿。

的确，刚参加完全国行业大会的山东省焦化行业协会副秘书长郭玲玲带回去了一些指示——“维护行业有序发展，做好限产工作”。正是这短短的几个字，让张旭东这样的煤炭供应商遇到了前所未有的压力。

“山西、河南有些企业已经限产高达70%。”郭玲玲口中的这些企业是一些钢铁和焦化企业，也就是张旭东的下游客户。

内忧外患

山东历来是钢铁大省，并已把钢铁作为重要的支柱产业，故而成为焦煤采购的主力军，其中也不乏张旭东的客户。2011年10月，一份名为《国家发改委关于在山东省开展钢铁产业结构调整试点工作的通知》，计划将济钢、莱钢、日钢、青钢等落后产能压缩1000万吨以上，即将目前的6300万吨压缩至5000万吨；加快企业兼并重组，钢铁冶炼企业由21家减至5-6家。

限产只是其一，降价更让企业无所适从。钢价一个月内每吨下降了300-500元，已经利润微薄的钢铁业，只能选项转嫁给上游，按照他们的说法，利润的70%-80%都是被上游原材料分走的。

在限产和降价双重压力下，钢铁企业的采购量在下降，像张旭东这样的煤炭供应商喜欢把这个市场比喻成牛鞭，钢铁和焦化那头一震动，煤炭方就扩大了几十倍，“现在钢铁企业都在观望，期待焦煤价格继续下跌，因为限产，所以暂时不会有库存压力”。

不仅仅是下游的倒逼，国外焦煤的进口也成为国内同行业的劲敌。如同我国内蒙古地区的优质煤一样，邻邦蒙古国也把触角伸向了中国，内蒙古巴彦淖尔市甘其毛都口岸也因此变得异常富有和热闹。蒙古煤炭赋存条件好，目前在产矿井99%是露天开采，吨煤开采成本在10美元左右，焦精煤洗选后成本为15美元。即使算上高额的运输成本和中间环节，在国内焦煤平均1700元的价格相衬下，还是显得很便宜。

“进口焦煤不仅仅价格低，而且煤质好，国内焦煤企业在价格节节高升后，很多焦煤变成了混煤，掺进去了一些其他煤种，导致炼焦的质量下降。”郭玲玲说，这是钢企倾向于进口焦煤的原因所在。

混煤已然成为某些不成文的行规，在如此暴利面前难免有些企业会蠢蠢欲动。“现在最优质的动力煤，5500大卡的国家规定不能超过800元，降价后的焦炭就高达1800元，这就是物以稀为贵，谁让国内就山西、河南、内蒙古乌海等很少地区有焦煤？”煤炭市场专家李朝林坦言。

张旭东又开始担心，内忧外患下，他们这些中间商的利润会再一次被摊薄，而且面临囤积货物的种种危险。

“行情不会一直持续下去吧？”这种问句张旭东不仅常常听到，自己也默念了不知多少遍。他声音很低沉，操着一口鄂尔多斯腔调的普通话说，“不是太乐观，至少三四个月内不会有好转。”

资料显示，我国钢铁业的发展极为迅猛，2003年，中国还是钢铁净进口国，当时的产能是2.2亿吨，进口3660万吨，2005年当产能增加到3亿吨时供需基本平衡，但是“十一五”期间，钢铁产能连续跨越了4亿、5亿、6亿吨三个台阶，2010年产粗钢6.3亿吨，占世界总产量的44.2%，变为了净出口国。但是，我国多为粗钢，一些高端的钢材无法生产，另一方面，即使是同样的粗钢，我国宝钢和日本新日铁的吨钢销售收入也相差近3倍。也就是说，中国的钢铁业一直做着费力不讨好的事情。于是，新的“十二五”规划的主线就是淘汰落后产能，即张旭东所说的“限产”。

正是从2005年钢铁业大发展起，焦煤价格水涨船高。如今限产的规定并非一朝一夕，而是持续5年，这也就不难理解张旭东的“不太乐观”了。在大的政策面前，张旭东们这些供应商显得那么渺小。

煤钢联动？

另一个消息让张旭东更加不安。

山东是这一轮钢铁业大整顿的试点省份，在一次内部会议上，济钢某负责人的一句话立即引起了共鸣——“电厂有煤电联动，我们钢厂也是用煤大户，为什么我们不能搞煤钢联动？”

于是，一股煤钢联动之风被吹起，甚至刮到了焦煤生产大省山西。山西省焦化行业副秘书长刘太来近期就在张罗这个事情，“希望能组织一场类似于电煤合同谈判那样的焦煤谈判，但是现在我还不能透露细节，还非公布的时机。”刘太来欲说还休。

电煤的谈判由来已久，用煤炭企业的话说主要是五大发电集团势力大，话语权强，电力又关系到国计民生，煤炭企业必须去低价卖合同煤。但是焦煤的谈判还从未有过，我国焦煤是稀缺资源，价位已经远远把电煤抛在身后，如果从高额的市场价上拉回来，显然焦煤企业不会同意；钢铁业也没有五大发电集团一样的实力，即使有宝钢这样风向标式的企业，毕竟多是各省为政，无法增强话语权。

即使有一些联动，比如山西焦煤集团和太钢集团按照6∶4的股比出资设立山西煤钢联能源开发有限公司，武汉钢铁集团与河南平顶山煤业集团、鹤壁煤业集团分别签署战略合作协议，毕竟也只是个案，要想达到全国企业年底聚集某地签署数亿吨合同煤的态势，还不是一蹴而就的。

但作为钢铁业大户的山东省和作为焦煤主要产地的山西省都相继传出了煤钢联动、焦煤谈判的消息，还是给行业带来了些许转机。

“如果只是大企业间的联盟我并不担心，从市场上买煤的都是中小型企业和民营企业，大企业只是作为补充偶尔买一点。”张旭东说他最担心的就是全国范围内的煤钢谈判，这样中间商存在的空间将所剩无几了。

煤电联动并非救命稻草
2012-01-05 07:00:51 能源 作者：王炜瀚 　微博评论 浏览次数：8字号：T|T在电力产业链上，有效监管电网服务的成本和价格，是赋予煤电联动和阶梯电价制度合理性的前提。

2011年11月30日国家发改委宣布，自12月1日起，全国销售电价平均每度提高3分钱。居民生活用电价格暂不调整，未来将试行阶梯电价制度。此外，为控制煤价上涨过快，发改委决定下一年度合同发电用煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5％。这意味着，"提电价，压煤价"成为解决煤电企业因煤价上涨陷入经营困境的基本手段。同时，阶梯电价带着"公平"和"环保"标签，也将配合涨价。

稍作思考，我们会发现，压煤价、提电价、推阶梯电价，应对煤电僵局的政策三大板唯独没有落在电网企业这个利益相关者身上。

一边是压煤提电的政府行政干预手段的再度强化，另一边是专家学者们煤电联动的主张呼声依旧。那么，能否认为行政干预只是权宜之计，而煤电联动才是市场化改革的本质出路呢？

煤电联动是完成电力体制改革的必要条件，但不是充分条件，同时也不必然是改革进程中的先行步骤。

扭曲的煤炭市场

当前最突出的矛盾是煤电矛盾，这一点没有争议。但是，煤电联动的应对思路又该如何理解呢？从煤电企业角度评价，煤电联动无疑是正确的。所谓"市场煤、计划电"这个煤电企业视角下抽象出来的制度设计，在电价不涨煤价涨的情境下，肯定让煤电企业的经营无法长期维系。
从整个经济出发考虑，只要不脱离市场经济机制配置资源，煤电联动也是必须的。但是，经济学还告诉我们，如果生产要素市场存在扭曲，即便产品市场各环节不存在任何扭曲，那么经济也是非效率的。

具体到煤电问题，如果问题存在于煤炭市场，煤电企业即便能够实现"市场煤，市场电"，实现煤电联动，将煤炭成本顺畅转移至下游和终端用户，至少在最终的电力产品环节也还是存在问题。或者说，煤电联动将会把煤炭市场扭曲转移到电力市场，电力的生产者和消费者一样，也都会受到影响。现在的情况是煤价高涨（非正常的高涨），已经事实上制约了煤电企业的发展和煤电的潜在合理需求。

因此，煤电联动的方式只能解决煤电企业局部视角下那个"市场煤、计划电"导致的电煤成本转移问题，并不能化解包括电厂在内的整个电力产业链、电力市场所遭遇的煤电矛盾问题。

2005年以来的煤炭行业整顿、煤炭资源整合运动是值得反思的。

环境保护和实现国有煤炭资源价值需要的是法律手段，而行政手段适宜在安全生产中发挥作用。但是，以行政手段限制市场准入，以行政手段配合市场势力攫取地方利益，则是市场的扭曲变异。地方政府和大型煤炭企业通过增加不合理行政收费和"保价限产"的手段持续推高了煤价。

限制准入、缺乏有效竞争的煤炭市场供应无法对市场价格信号做出竞争性反应，所以，快速持续的煤价上涨也没有带来供给的有效增加。因此，煤炭这个要素市场在所谓市场化进程中出现扭曲，是近年来煤电矛盾突出化的最重要原因。

煤炭企业因政府的行业准入限制而获得市场势力，其所谓"作为市场的一部分，煤炭企业具有选择权"的说法，貌似有据，实则无理。大同煤业控股漳泽电力这样煤企向下游电企一体化的行为，将使其他竞争性电厂面对更稀薄的煤炭市场，必然产生反竞争的效果。要理顺电价形成机制，必须要针对煤炭行业的限制准入和反竞争行为进行行政整顿和法律规则。对于煤电企业而言，煤电联动是解决困境的救命稻草，但要让整个电力市场健康发展，就必须先行，至少是同时解决煤炭市场的问题。

停滞的电力改革

当然，电力产业链自身的问题依然存在。 2002年"5号文件"以后虽然实现了厂网分开、竞价上网，但是"放开两头，管住中间"的设想历经近十年仍未实现，相反是今天"管住两头，中间不管"的无奈局面。

一直以来，我们看不到任何对自然垄断特征的电网进行政府管制的动向。必须强调的是，没有对电网企业的有效监管，竞价上网只能体现电厂企业的生产效率，但生产效率实际上为电网企业所捕获，而不是由最终消费者获得。

因此，"5号文件"的模式也只能算得上是电力体制改革的过渡性方案。而对电网提供的输配服务进行成本监控和价格监管，赋予终端用户选择权，让电力用户能够直接选择提供产品的发电企业才是电力市场制度设计的正道。至少，目前电网企业作为垄断买方和垄断卖方，不但不受监管，两侧的买卖价格还受政策保护的模式是不合适的。

从对于煤炭市场和电力产业链的分析不难看出，"压煤价、提电价、推阶梯电价"这个套餐其实算不得权宜之计，只能是缓兵之策。第一，合同煤难以兑现是此次煤电企业亏损的要因，事实上早已证明了双轨制的弊端和行政手段干预的无效性。"压煤价"无疑会重蹈覆辙。第二，电力产业链内部的问题依然存在，所以终端提价名不正言不顺。阶梯电价不能掩盖生产侧和消费侧之间的矛盾。不久之后，提价冲动会再次卷土重来，尴尬难免。

因此，在生产要素市场环节，应减少对煤炭市场的行政干预，尤其是校正在行业准入限制方面的不当政策，与此同时，取消双轨制，并恰当发挥政府在安全生产方面的应有作用，推动煤炭市场的健康发展，才是煤炭行业市场化的正道，也是恢复电力市场健康的必要环节。在电力产业链上，有效监管电网服务的成本和价格，是赋予煤电联动和阶梯电价制度合理性的前提。简单地讲，脱离市场化不行，没有健康的市场更不行。

不得不承认，2002年以来，电力体制改革近乎停滞。但不可忘记的是，应更多的从社会经济整体视角思考经济问题，制定经济政策。电价这个社会经济政策不是简单地等同于电力行业的生存政策。包括终端消费者在内的所有利益相关者都应有权参与政策的制定形成，尤其应该警惕利益集团对于政策形成的影响。

当市场化改革遭遇困难时，很多人习惯求助于行政手段的同时有意无意地贬低市场的价值，而不是以市场化的思维方式去考虑破解症结，去推动一个健康市场的发展。不得不说，这是在几十年计划经济实践的影响下，政府凌驾于市场的傲慢在作祟。我们不应该将"市场煤"出现的问题归结为市场机制产生的问题，而是要看到这是煤炭市场存在弊病尚未解决。

实际上，当前中国的生产要素领域面临的最根本问题就是完成从行政手段向市场机制配置资源的转变。一方面，像原油这样的生产要素还是牢牢掌握在发改委的控制之内，而另一方面，煤炭为代表的要素资源却在扭曲的市场上发生错配。生产要素领域的市场化真的是任重道远，不容乐观，但也不容回避。

"压煤价、提电价、推阶梯电价"这个套餐仍给我们留下未解的问题。煤电联动也不是电力体制改革的救命稻草。如果正视现实，直面矛盾，除了改革，没有任何一条其他的路径留给我们选择。（作者为对外经贸大学能源经济研究中心秘书长）

国家核电预计“十二五”期间将整体上市
2012-01-05 08:21:07 财经网 作者：高素英 　微博评论 浏览次数：1字号：T|T1月4日，从国家核电技术公司（下称国家核电）独家获悉，十二五期间公司将全面掌握第三代先进非能压水堆核电技术，力争实现公司整体上市。目前国家核电整体上市各项准备工作正在稳步推进，将在2012年底前具备上市条件。

据了解，十二五期间国家核电将完成国产化AP1000全厂标准设计，自主化CAP1400标准设计；建成投产AP1000自主化依托项目4台机组，开工建设示范项目CAP1400机组，形成国际先进水平的工程总承包能力；核级锆材、先进核电数字化仪控，一体化堆顶组件等形成规模化生产能力，核电站高端运行技术服务体系基本形成。

国家核电表示，中国核电自主化是在世界先进的三代核电技术引进消化吸收的基础上，高起点推进再创新，第一步以外方为主，我方全面参与，建成AP1000依托项目4台机组；第二步以我方为主，外方支持，形成国产AP1000标准设计，批量化建设内际，沿海项目；第三步达到全面自主创新，完成具有自主知识产权的CAP1400研发和CAP1700，形成大型先进压水堆核电站重大专项示范工程。

此外，近日国家核电社会责任报告称，2010年，国家核电完成了CAP1400的概念设计，并通过了国家评审，启动了CAP1700预研。同时，CAP1400示范围工程前期准备工作已向国家环境保护部和国家核安全局递交了《环境影响报告书（申请审批厂址阶段）》和《厂址安全分析报告》，场地平整初步设计通过审查。

据了解，国家核电还实施“1357”发展战略，即一个核心通过技术引进消化吸收再创新，实现中国第三代核电自主化发展目标，促进中国能源结构战略目标的实现；三条主线是第三代核电自主化依托项目工程建设、AP1000引进技术的消化吸收和关键设备国产化、大型先进压水堆核电站重大专项。五是发挥“国家核电”的主体，载体和平台作用，围绕核电研发、设计、制造、建设、运行五大环节，对长期受制于人的关键技术进突破，使中国形成完整的核电自主化发展的技术链和产业链，具备持续创新的基础和能力。七是指在研发、设计、工程服务、相关设备与材料制造、运行技术服务、重大专项、投资收益七大核心业务板块领导开展公司的产业布局。

国家核电技术是由国务院和中国核工业集团公司、中国电力投资集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国技术进出口总公司等四家大型国有企业共同出资组建的有限责任公司，通过消化吸收再创新形成中国核电技术品牌的主体，是实现第三代核电技术引进、工程建设和自主化发展的主要载体和研发平台。

湖北电煤库存不足400万吨
2012-01-04 13:41:56 长江商报 　微博评论 浏览次数：28字号：T|T2012元旦小长假期间，武汉用电总体平稳，最大用电负荷未超过500万千瓦，日用电量在1亿度以下，电网运行平稳。随着天气转冷，湖北用电高峰将至，用电压力随之而来。元旦以后，湖北省电煤储备已降至400万吨以下。

记者从供电部门获悉，元旦小长假期间工厂放假，使得湖北省、武汉市整体用电压力不大，但降温到来，供暖用电开始出现。不过由于2011年元旦期间下雪，因此今年元旦期间的用电与去年持平。

由于所处地理位置，湖北的冬夏用电高峰跟天气联系密切。随着气温降低，湖北用电高峰即将到来。根据湖北省经信委数据显示，2011年12月31日，湖北省储煤尚有400万吨，2012年1月1日储煤就降到了392.9万吨。随着天气变冷，新一轮用电高峰即将到来。

火电企业经营决策之困
2012-01-05 06:54:40 能源 作者：文|魏治俊 　微博评论 浏览次数：14字号：T|T随着火电厂经营困难的加大，火电企业的经营决策也陷入了进退维谷、左右为难的境地。治理的组合拳能见效吗？

随着“煤电倒挂”现象日益严重，火电企业政策性亏损不断加剧，国家发改委近期发文调电价、控煤价，打出了一套组合拳－－自12月1日起，销售电价每千瓦时上调0.03元，并规定2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5％。这一政策使发电企业的经营困境得到部分缓解，但未能从根本上解决煤电矛盾之困境。

自2008年火电企业出现全行业亏损以来，大部分火电厂已经被逼到无钱买煤、资金链濒临断裂的境地。中电联的数据显示，2011年1－7月份，五大发电集团火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元；4－7月份各月，火电业务分别亏损17.1、16.9、29.0和28.5亿元，月度亏损额扩大。生死存亡之关头，火电企业的经营决策也不可避免地陷入了进退维谷、左右为难之境地。

电力作为支撑国民经济发展的基础性产业，在保障经济社会健康运行中处于十分重要的地位。在火电占电力总装机容量70％以上的情况下，火电企业承担的保障国民经济健康发展的社会责任，决定了无论煤电价格倒挂到何等程度，没有边际效益的火电企业也要保证充足的电能供应。

特别是近年来，在电力供应日趋紧张的迎峰度夏、迎峰度冬期间，为满足工农业生产和城乡居民用电需求，以及在北京奥运会、上海世博会、广州亚运会、国庆60周年、建党90周年等一个个重大事件中，火电企业总是坚决服从电网调度安排，不计得失全力保电，担当起中国能源安全保障的职责。

但是，火电企业“打肿脸充胖子”式的承担社会责任，只能承受短期的巨幅亏损。长期的无利润运作，甚至越发越亏、连简单的再生产都难以支撑时，还在履行这种重大的使命，就有些不合时宜了。

当前煤价高企不下，为降成本，保发电，几乎全国所有的火电厂都把配煤掺烧当成了节能挖潜、减亏增效的“救命稻草”。市场条件下，“计划电”与“市场煤”的不完善双边体制机制，迫使火电企业主动违背规律，不顾锅炉的设计技术特性，大量采购低热值的煤泥、高水份的褐煤，积极“掺杂使劣”，虽然短期内降低了燃料成本，但造成火电厂的燃料接卸、转运、制粉、燃烧、出灰系统设备损耗加快，运行出力受限，操控难度增加，污染物排放增加，设备效率下降，安全可靠性降低。即便如此，随着大量火电企业以掺烧为减亏的主要手段，煤泥、褐煤等劣质燃料的价格也开始上涨，其减亏的效果和作用也在逐渐减小甚至完全消失。另一方面，火电厂千方百计挖潜使本以捉襟见肘的设备维修费用又一减再减，设备健康欠账日益增加。火电厂这种啃老本、拼设备的配煤掺烧无异于饮鸠止渴。　

另一方面，火电厂还要进行升级改造。一种是整套机组的“上大压小”，另一种是环保设施的升级改造。

随着节能减排要求的提高，加之节能调度的“威逼”，火电厂中单机容量200MW及以下的机组要么关停，要么实施“上大压小”，新建大容量、高参数的机组实施供热改造，这看起来好像能让老、小电厂起死回生，但未必能够实现。因为“上大压小”新建机组的投产，正赶上现在火电企业行业性亏损的厄运，加之有些替代的老机组折旧还未提尽，老账加新债压得新机组很难实现“即投产、即盈利”的目标。即便是相对容易的供热改造还得看机组供热半径内的热力市场，若热负荷需求量不足，投资供热改造也是等于自寻死路。

环保设施的升级改造就更让火电企业纠结了。国家环保部和国家质监总局联合发布的新版《火电厂大气污染排放标准》，相较2003年第二次修订的排放限值更为严苛。环保部副部长吴晓青在解读新标准时提到，到2015年时，需要进行去除氮氧化物改造的现有机组和新增机组容量约为8.17亿千瓦，估计需投资1950亿元，年运行费用约612亿元；除尘和脱硫设施的改造和新建投资费用约需650亿元。

根据这个测算，一个装机容量百万千瓦的火电厂，脱硝改造的投资费用约需2－3亿元，这对目前“连买煤的钱都不够，只能依靠银行贷款勉强运转”的大多数火电企业来说，其处境非一个“难”字所能概括得了。氮氧化物减排已列入国家“十二五”规划约束性指标，火电厂当前若得过且过，不实施改造可谓“醉生梦死。若此时实施改造，在当前的经营状况下，如果得不到及时合理的电价补偿，数亿元的资金投入有可能成为压死火电厂的最后一根稻草。

对于当前的煤电矛盾，现在社会上普遍把煤电联营当作解决”煤荒、电荒“的特效药，乞求通过资产重组、联合、兼并等形式，改变电力和煤炭企业当前简单的供需关系，以你我交织的血肉相连，来解决”市场煤“与”计划电“之间的体制与机制矛盾。事实上，这种要求往往是处于巨额亏损状态火电厂的”一厢情愿“。从煤电联营的动机上分析，处于强势的煤矿愿意联营（吃掉）亏损电厂的唯一动力就是扩张，通过发展煤电联营进一步扩大其产业链，稳固其煤炭的销售。但电价改革永远滞后于煤价改革，煤企如果合作参股联营电厂，把煤以”计划价“卖给电厂发电，短期内也很难看到盈利希望，这种没有利润或者利润变小的”补贴“式的合作也就很难提起煤炭企业的兴趣，也不符合市场经济的规律，火电企业寄希望于煤电联营解”燃煤“之急，只能属于剃头挑子一头热。

从煤电联营的操作方式上分析，如果两个大型的煤炭企业集团与电力企业集团通过煤电资本的相互持股，参股或者控股，利用不同资本的融合、兼并、重组，实现两个市场主体混合经营，因受煤种、煤量、运力、运距的制约，煤炭企业集团的”特许供应“也只能缓解电力企业集团下属部分电厂的煤电矛盾。如果是某一单个火电厂企图”傍“上大煤矿，资金链都已濒临断裂的电厂还有什么”姿色“博得财大气粗的煤矿的青睐？

总之，目前处于不同起跑点的电厂与煤矿依靠市场来做煤电联营，既不是所有火电厂与煤炭企业都能实现，也不是一蹴而就的事情。一旦真的联营，也未必能一了百了，电厂就可能卖煤炭，而不是把煤炭用来发电。（作者单位：大唐江苏分公司总经理工作部）

李克强：全方位评估论证中国核电确保安全
2012-01-05 08:22:33 中国新闻网 　微博评论 浏览次数：3字号：T|T1月4日电 据中共中央政治局常委、国务院副总理李克强日前在第七次全国环境保护大会上的讲话。他强调，要组织力量对中国核电进行全方位评估和论证，抓紧编制核安全规划，确保核电安全万无一失。

李克强指出，保护环境的目的就是要实现水清天蓝地干净，环保成效的关键在于环境质量的改善。要适应人民群众宜居安康的需要，总结过去行之有效的经验，推进改革创新，完善办法措施，加快解决一批积重难返的环境问题，为科学发展固本强基，为人民幸福增添保障。

——要坚持努力不欠新账、多还旧账，加大水、空气等污染治理力度

解决环境问题，必须处理好预防与治理、新账与旧账的关系。我们既要通过构建资源节约、环境友好的国民经济体系，努力不欠新账，又要加快治理历史遗留的存量污染问题，尽量多还旧账。水是生命之源、生产之要、生态之基。“十二五”期间，要进一步加强饮用水水源保护，全面完成保护区划分，全面取缔所有排污口，全面推进水源地环境整治，确保群众喝上干净水、安全水。流域污染防治要在继续突出重点的同时，把覆盖范围扩大到所有大江大河大湖和有关海域，并实行分区控制，优先防控重点单元。

通过财税优惠、项目倾斜等措施，鼓励一些地方率先摘掉流域水污染严重的帽子，让其休养生息。江河湖泊一旦污染，治理成本巨大，甚至不可逆转，要优先保护水质良好和生态脆弱的湖泊和河流。“十二五”期间，中央财政将通过专项资金投入100亿元“以奖促保”，各地也要加大投入和引导社会投资。现在一些地区中小河流和沟渠有水皆污，地方政府要更加重视这些水系的治理。同时要进一步提高城市污水处理率，“十二五”期末全国城市要平均达到85%以上，东部发达地区城市要超过90%。

人们生活须臾离不开空气。“十二五”期间，防治大气污染要实行脱硫脱硝并举、多种污染物综合控制，并健全重点区域大气污染联防联控机制，明显减少酸雨、灰霾和光化学烟雾现象。前段时间，一些大城市出现长时间灰霾天气，引起国内外广泛关注。细颗粒物(PM2.5)是形成灰霾天气的主要因素。

处理好这个问题，一是要抓紧修订和发布严格的环境空气质量标准，参考世界卫生组织为发展中国家推荐的标准，增加PM2.5等监测指标，改进空气质量评价方法；

二是要根据各地空气污染特征、经济发展水平和空气质量要求分期实施，京津冀、长三角、珠三角等重点区域可通过联防联控率先实施；

三是要适时提高标准限值，逐步与国际标准接轨。应当看到，把PM2.5纳入空气质量常规监测指标，不仅是环境保护的一大进步，也是经济结构、消费模式的一大转折。PM2.5人为来源主要来自于机动车尾气、燃煤烟尘、建筑扬尘以及冶金水泥等工业粉尘。降低PM2.5浓度，必须大幅度调整能源结构和产业结构，加快淘汰污染严重的企业，同步提升车用燃油品质，大力发展公共交通和新能源汽车，引导群众绿色出行等等，这将带来一些深刻变化。国家将从产业发展、财税政策、节能减排等方面支持各地“关旧上新”，调整、改造、关停一批落后企业，新上一批环境友好的产业。

——要坚持城乡统筹、梯次推进，加强面源污染防治和农村环境整治

城市环境与农村环境唇齿相依，农村环境保护不好，不仅损害农民的利益，还会严重影响城市居民的菜篮子、米袋子、水缸子。第一次全国污染源普查显示，农业源排放的化学需氧量、总氮、总磷分别占排放总量的44%、57%和67%。这反映出城乡环保还不平衡，农村环保仍是一块短板。“十二五”期间，要大力推进农村面源污染防治，引导和鼓励农民科学施肥施药和合理养殖种植，积极开展土壤污染防治和修复，把好土壤这一食品安全的第一道防线。同时，结合新农村建设，扩大农村环境连片整治范围，重点完成6万个建制村的综合整治，每年抓出一批群众看得见、摸得着、能受益的治理成果。

近年来，一些地方出现重金属污染事件，严重影响人民群众尤其是儿童的身体健康。要严格实施重金属污染综合防治规划，有效减少重金属污染的危害。一是合理调整涉重金属企业布局，严格落实卫生防护距离，在人口聚居区和饮水、食品安全保障区坚决禁止新上项目。二是提高准入门槛，督促企业深度治理，确保稳定达标排放，不能达标的企业一律停产整顿直至关闭取缔。三是对重点防控区域采取工程措施集中治理，加快解决铬渣、尾矿库等历史遗留问题。

——要坚持预防为先、及时应对，着力消除污染隐患，妥善处置突发事件

环境污染事故是经济粗放型增长的结果，是环境问题日积月累的破坏性释放，一旦发生，后果十分严重。要牢固树立隐患险于事故、防范胜过救灾的理念，加大风险隐患排查和评估力度，把环境污染事件消灭在萌芽状态。要建设快速高效的应急救援体系，充实应急救援物资和装备，一旦发生事件就及时启动应急预案，把损害降到最小程度。要合理调整化工企业空间布局，严格化学品生产管理，堵塞运输安全漏洞，切实防范化学品环境污染事件。

这里需要特别强调核安全问题。一桩大的核事故，不仅会带来难以估量的损失，甚至会毁掉整个核事业。今年3月发生的日本福岛核电站核泄漏事故，对我们是一个警示。我们一定要慎之又慎，丝毫不能放松警惕，坚持安全至上，组织力量对我国核电进行全方位评估和论证，抓紧编制核安全规划，确保核电安全万无一失。同时，要切实加强放射源管理，避免发生公共事件、祸及人民群众。
电力频道 责任编辑： 江晓蓓