电厂节能减排论文

３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。

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，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。

一方面，煤炭企业强烈要求涨价，另一方面发电企业则大喊降价才能活。实际上，目前煤的产能绰绰有余，但是煤企为了保证卖方市场的地位一直都保持“限产保价”的措施，长期的限价使得电煤始终处于较为紧张的状态。发电企业买不到煤，就顺势喊要提高电价，这样的大戏几乎是年年上演。虽然大煤企和电厂都是国企，但这样的“内斗”并不奇怪，只因国资委对国企的考核模式中，利润是一个重要指标。

2010年以前，每年都会召开一个由发改委主导的“全国煤炭产运需衔接合同汇总会”，在这个会上煤炭企业和发电企业之间的博弈尤为引人注目。发电企业的用煤量占了全国煤炭产量的50%。以五大集团为首的发电企业在09年的会议上联手要求降低煤价。另一边厢，09年开始的“国进民退”也使得煤炭行业全面进入“大矿时代”，谈判的底气越发地足了。于是煤企要求每吨的合同价在08年的基础上涨80－100元，电企则要求降价50元。最终在会上一单未签。然而 ,在保供暖和保“两会”用电的压力之下，电企和煤企会后达成了某种妥协。 煤企取得“胜利”，兖州煤业与五大电力集团签订了在山东省内的重点煤合同，单价上涨4%。 到了2009年12月15日，发改委宣布“合同汇总大会”今后不再举行，各个发电企业也改变了往日的联合状态，各自为营与煤商进行谈判。而在目前已经签订的合同中，重点煤合同的最高涨幅达到25%，可以说涨价是定局。而电煤的涨价，必然会通过销售电价的上涨，最终由用户买单。

如今，各个发电企业都眼巴巴地望着发改委的政策留个口子，实施“煤电联动”。煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定,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,当时每度电价上调了2.52分钱。2006年，第二轮煤电价格联动又将全国销售电价平均每度提高2.52分钱。

能源发展对策

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