映象新闻

去年11月份以来，郴州市纪检监察机关集中查处了一批违规入股、官煤勾结等涉矿违法违纪案件，根据通报，该市少数党政机关公务人员和国有企业负责人法律意识淡薄，滥用职权谋取私利，是导致该市煤矿散、乱、差和安全事故发生的重要原因之一，严重阻碍了煤矿整顿关闭兼并重组工作的有序推进。

段茂盛说，某些国家之所以这样说，是因为他们针对大的发展中国家提出的不合理要求没有得逞，例如，发达国家提出到2050年全球要比1990年排放减少50%，发达国家减少80%，这一提法貌似公正实际上带有很强的迷惑性。段茂盛：如果去看哥本哈根协议的内容的话，实际上主要是大的发展中国家。

据报道，连日来，国际舆论高度评价中国为推动哥本哈根气候变化大会取得成果做出的重要贡献冷知用说，核能方面，中国核动力研究设计院位于成都，已形成包括核动力工程设计、核蒸汽供应系统集成供应、反应堆运行和应用研究、反应堆工程实验研究及核级设备鉴定等完整的科研设计体系，也有一批具有整套主管道制造能力的企业，如三洲川化机，四川川锅、川开电气、成都炭素等。因此，成都具有较强的研发和制造新能源汽车的实力。成都在发展新能源产业上具有明显优势。规划提出，到２０１２年成都新能源产业投资将达２００亿元以上，实现销售收入５５０亿元，其中太阳能产业到２０１２年将实现主营业务收入３００亿元，核能产业实现主营业务收入４０亿元，风能产业实现主营业务收入８０亿元，新能源汽车实现主营业务收入５０亿元，半导体照明实现主营业务收入８０亿元。

与此同时，成都还将积极探索新能源汽车推广应用，将建立具有盈利前景的电动汽车商业运营模式，建立５－１０个充电中心、１５－２０个换电站、７５－２００个换电门店及充足的充电柱等充换电网络。在现有十余家企业的基础上，随着天威新能源、天威硅业等大批重大项目的建成投产，成都将形成从多晶硅材料到铸锭、切片、电池片、电池组件的晶体硅电池完整产品链。12月15日，国家发改委公布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，指出我国将进一步推进煤电价格形成机制改革，理顺煤电价格关系。

不过,煤电联动政策的实施，一开始就存在着先天的制度缺陷，注定了其在运行过程中困难重重。考虑到当前电厂库存、港口库存、煤企产量和铁路运力等因素，明年煤价上涨的概率极大，预计涨幅会在5％至10％之间，极有可能突破联动的触发基准线。价格联动机制应该是在特定条件下对时滞长、成本高的价格听证会制度的部分替代，但联动机制中对于价格调整触发机制的规定设计较为原则性，在每次联动前，仍需政府部门主导进行反复的审查，存在人为时滞，令联动机制难以起到应有效果。再次，由于联动机制条款设计的模糊，在实践中操作性较差。

我国目前实行的煤电联动机制始自2004年，为理顺煤、电价格关系，缓解煤电价格矛盾，2004年年底，国家发改委确立了以不少于6个月为一个煤电价格联动周期的市场化定价机制。近年来屡次出现煤电顶牛现象，使煤电议价频频陷入僵局，电力企业寄希望于煤电价格联动机制的实施来消化煤价上涨的成本压力，通过联动机制积极寻求监管方的政策支持，这在一定程度上已经背离了联动机制的本质。

不过，由于设置了煤电联动最高上限，当煤价出现超额上涨、高于联动上限时，仍将由发电企业独自消化上涨超出部分的压力。同时，在价格调整机制设计中转换系数的计算所涉及的数量指标缺少明确的解释和充分的论据支撑。此次公布的指导意见明确，将在有条件的地区推行竞争确定电价的机制，在过渡期内，完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅。直至2006年7月1日，才启动了第二轮煤电价格联动，再次上调电价0.0252元。

在保持煤炭、电力价格基本稳定的基础上，政府不再集中安排煤炭供需双方集中衔接，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。从第二次煤电联动至今，虽然煤炭价格涨幅早已多次超过了5％，但国家一直没有启动第三轮煤电价格联动，该机制运行基本停滞。规定若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，将要求电力企业消化30％的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化进行相应调整，以弥补发电厂成本的增加。而随后的2005年11月，虽然再次满足了联动的条件，但并未采取相应联动措施。

按照联动机制设定条件，第一次煤电联动在2005年5月启动，当时电价上调了0.0252元。上网电价调整后，将相应调整电网企业对用户的销售电价。

从意见制定的取向判断，具体的联动规则很可能是减少发电企业消化煤价的上涨比例，也就是使煤价的传导比例提升，这样在煤价上涨的一定范围内，将使发电企业能够消化和转嫁煤价上涨的成本压力，有利于电企业绩的提升。煤电联动机制作为平衡和调节煤电企业利润水平和维护能源稳定供应的市场化调节机制，运行效果虽然没有达到设定的初衷，但对煤炭资源而言，其价格的生成机制一定程度上反映其资源成本、生产成本、环境成本、退出和发展成本以及市场的供求状况，联动后煤炭价格的上涨，是对以往行政管制价格的修正和调整，符合市场化的运行方向

而随后的2005年11月，虽然再次满足了联动的条件，但并未采取相应联动措施。从意见制定的取向判断，具体的联动规则很可能是减少发电企业消化煤价的上涨比例，也就是使煤价的传导比例提升，这样在煤价上涨的一定范围内，将使发电企业能够消化和转嫁煤价上涨的成本压力，有利于电企业绩的提升。价格联动机制应该是在特定条件下对时滞长、成本高的价格听证会制度的部分替代，但联动机制中对于价格调整触发机制的规定设计较为原则性，在每次联动前，仍需政府部门主导进行反复的审查，存在人为时滞，令联动机制难以起到应有效果。在保持煤炭、电力价格基本稳定的基础上，政府不再集中安排煤炭供需双方集中衔接，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。煤电联动机制作为一种成本传递机制，其核心是在保持两个行业均衡关系的前提下，传递成本冲击，确保电力行业服务的稳定性和财务的安全性。其次，煤电联动机制承载了较多的非成本目标，使其成本传递功能难以顺利传导。

上网电价调整后，将相应调整电网企业对用户的销售电价。12月15日，国家发改委公布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，指出我国将进一步推进煤电价格形成机制改革，理顺煤电价格关系。

规定若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，将要求电力企业消化30％的煤价上涨因素，在此基础上，将上网电价随煤炭价格变化进行相应调整，以弥补发电厂成本的增加。按照联动机制设定条件，第一次煤电联动在2005年5月启动，当时电价上调了0.0252元。

我国目前实行的煤电联动机制始自2004年，为理顺煤、电价格关系，缓解煤电价格矛盾，2004年年底，国家发改委确立了以不少于6个月为一个煤电价格联动周期的市场化定价机制。此次公布的指导意见明确，将在有条件的地区推行竞争确定电价的机制，在过渡期内，完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅。

煤电联动机制作为平衡和调节煤电企业利润水平和维护能源稳定供应的市场化调节机制，运行效果虽然没有达到设定的初衷，但对煤炭资源而言，其价格的生成机制一定程度上反映其资源成本、生产成本、环境成本、退出和发展成本以及市场的供求状况，联动后煤炭价格的上涨，是对以往行政管制价格的修正和调整，符合市场化的运行方向。考虑到当前电厂库存、港口库存、煤企产量和铁路运力等因素，明年煤价上涨的概率极大，预计涨幅会在5％至10％之间，极有可能突破联动的触发基准线。首先，我国煤电联动机制缺乏均衡的起点，从而使电煤基准价格难以确定。同时，在价格调整机制设计中转换系数的计算所涉及的数量指标缺少明确的解释和充分的论据支撑。

不过,煤电联动政策的实施，一开始就存在着先天的制度缺陷，注定了其在运行过程中困难重重。这一意见的公布，预示着我国新一轮煤电价格形成机制改革的破题。

从第二次煤电联动至今，虽然煤炭价格涨幅早已多次超过了5％，但国家一直没有启动第三轮煤电价格联动，该机制运行基本停滞。而目前实行的煤电价格联动已经演变成了以联动的方式平衡煤、电利益集团的压力，成为产业间利益平衡和再分配的手段。

再次，由于联动机制条款设计的模糊，在实践中操作性较差。近年来屡次出现煤电顶牛现象，使煤电议价频频陷入僵局，电力企业寄希望于煤电价格联动机制的实施来消化煤价上涨的成本压力，通过联动机制积极寻求监管方的政策支持，这在一定程度上已经背离了联动机制的本质。

计划电与市场煤并存的双重价格体系，再加上煤炭和电力市场化改革进程的不同步，使得实际操作中以哪个时期的电煤价格作为计算基准进行选择存在很大争议，也使得电、煤双方关系理顺的基础难以实现，再加上煤矿与电厂之间情况的个体差异，使电煤基准价格确定的难度进一步加大。直至2006年7月1日，才启动了第二轮煤电价格联动，再次上调电价0.0252元。不过，由于设置了煤电联动最高上限，当煤价出现超额上涨、高于联动上限时，仍将由发电企业独自消化上涨超出部分的压力另一方面，以推动集团公司在甘肃发展作为第一要务，努力改善集团公司在甘肃份额较少的局面，通过大力实施节能减排、上大压小并积极发展清洁能源，使公司电源结构、机组结构不断优化，新能源特色不断凸显，发展质量显著提高。

甘肃发电公司作为集团公司成立的第一个区域发电公司，组建5年多来始终坚持以科学发展观为统领，秉承提供清洁电力、点亮美好生活的企业使命，一方面切实履行国有企业的政治、经济、社会责任，切实服务于省委和省政府战略部署的大局，紧紧围绕甘肃省的经济发展主动开展各项工作。水电装机容量达到79.8万千瓦，容量翻了一番。

风电从无到有，装机容量达到34.38万千瓦。5年来，该公司通过自主关停和收购关停小火电机组21台共58.9万千瓦，约占甘肃省十一五期间关停容量的76%，自觉履行了国有企业节约资源、保护环境的社会责任，提高了企业的清洁生产和节约生产水平。

截至目前，甘肃发电公司发展领域涉及火电、水电、风电、光电、核电以及电站服务、燃料购销等产业。其中，火电平均单机容量由组建初期的5.7万千瓦/台提高到28.4万千瓦/台，增加了近4倍。