电厂节能减排论文(一)
论文关键词： 煤电博弈 火电发展 节能减排 能源发展
节能减排论文摘要：本文首先分析了我国火电的特点，包括其在我国电力结构中的主导地位，煤电关系的密切性，和节能减排的艰巨性。然后分析了当前火电面临的问题，归纳总结了已有的成功经验。并对火电的发展提出合理的预测。
节能减排论文总述：
能源可分为常规能源与新能源，已经广泛利用的煤炭、石油、天然气、水能、核电等能源，称为常规能源。新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源，包括太阳能、生物质能、水能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能，以及海洋表面与深层之间的热循环等；此外，还有氢能、沼气、酒精、甲醇等。目前不论发达国家或发展中国家的电力需求都也常规能源为主。尤其是我国，由于受国情的影响，至今电力的主要需求还是以火电为主。但是火电有其局限之处，气候变化和环境污染正在催促我国进行新的调整。
国家能源局电力司副司长曹述栋在2009年3月28日召开的电力科学发展高层论坛上透露，目前针对形势发展，在“十二五”期间将会加快核电、热电联产、煤电一体化发展，继续推进上下游关系，积极调整火电结构，促进节能减排。
在2009年4月的《求是》杂志上，国家发改委副主任，国家能源局局长张国宝撰文：《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》。根据该文：电源结构和电网结构调整方向将是:一、积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能；二.大力发展核电；三.积极推进水电开发；
四.加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设。
而根据“十一五”规划，我国电力政策是“重点优化发展火电，有序开发水电，积极推进核电建设，大力发展可再生能源”等。对比可以看出，除了核电从“积极”变成目前的“大力发展”外，火电、水电、可再生能源的政策也有变化。下一步水电的政策是“积极推进水电开发”，代替了“十一五”规划提出的“有序开发水电”。火电是“积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能”，不同于“十一五”规划提出的“重点优化发展火电”。有关新能源的提法是“加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设”，也与以往提出的“大力发展可再生能源”有所不同。
而措辞不同的背后，是规划的变化。
那么对于火电，国家的规划又是什么呢？
我国火电特点
我国电力以火电为主：
先看发电量，2004年我国总发电量为22033.1亿千瓦时，其中火力发电量17955.88亿千瓦时，火电电量占总发电量的比例为81.50％；２008年全国发电量是34334亿千瓦时，其中火力发电量27857.37亿千瓦时，火力发电量占总发电量的比例是81.14％； 2009年全国发电量是36506亿千瓦时，其中火力发电量29814.22亿千瓦时，火力发电量占全国发电量的比例是81.67％。火力发电占总发电量的比例变化不大，均在８０％以上（见表格1），可以看出，全社会的用电主要靠火电企业提供。
截止2009年12月底，全国发电量为36506亿千瓦时，其中火力发电量为29814.22亿千瓦时，同比增长7.2%；水力发电量为5544.95亿千瓦时，同比增长4.3%；核能发电量为692.63亿千瓦时，同比增长1.3%。
再看我国的电力装机结构。2004年我国总装机容量44237万千瓦，其中火电装机32948万千瓦，占当年总装机容量的７４.48%。２００8年我国火电装机是60286万千瓦，占当年总装机容量的76.07％。2009年我国火电装机达到65205万千瓦，占当年总装机容量的74.60%。从电力的结构看，我国的电力装机虽然从2004年的4.42亿千瓦增加到2009年的8.74亿千瓦，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
依此可以分析：在近期内，火电的主导地位不会改变，水电由于受气候和地域的影响较大，潜力较小。核电由于其特殊的吸引力，将会吸纳更多的人才与资金投入，虽然近期存在技术的不足和铀资源有限等不足，但随着技术的改进和铀资源开发程度的增加，近期的发展趋势将是稳中有升。风电的发展有减缓趋势并趋于平稳发展，太阳能受成本影响，更多将应用于太阳能热水器，光伏发电还处于试水阶段，地热发电受地域影响比水电更大。
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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。[
节能减排任务艰巨
根据能源发展“十一五”计划，2010 年，万元GDP(2005 年不变价，下同)能耗由2005 年的
1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳(碳计)3.6亿吨。
在电力工业方向计划规定大力发展 60 万千瓦及以上超(超)临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施 “上大压小”和小机组淘汰退役。推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30 万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005 年的每千瓦时370 克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000 万千瓦，年节能3500 万吨标准煤以上，为改善城市空气质量做出贡献。
新建火电机组必须同步安装高效除尘设施；加快现役电厂除尘器改造，提高可靠性、稳定性和除尘效率。通过使用低硫燃料、装设脱硫设备等综合措施，严格控制电厂二氧化硫排放。推广低氮燃烧技术，扩大烟气脱氮试点范围，鼓励火电厂减少氮氧化物排放。到2010 年，使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2 克、二氧化硫排放量下降到2.7 克，电厂废水排放达标率实现100%。
火电面临问题
煤电博弈，电煤矛盾日益突出：
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。２００
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
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１８０亿１４４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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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火电效益与节能减排
其实，煤电的矛盾也并非完全是坏事，煤电博弈可以使火电厂本身效率和设备的利用效率提高，进而可以使火电的效益得到提高，火电厂的另一个问题便是自身效益与节能减排的矛盾，火电厂要节能，这时自身发展的需要，减排则是应对气候变化和环境问题的需要，所以若要减排，则需要投入一定量的资金这将导致本身所得利润的下降。
根据能源发展“十一五”规划2010 年，万元GDP(2005 年不变价，下同)能耗由2005 年的
1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳(碳计)3.6亿吨。火电供电标准煤耗每千瓦时355 克，下降15 克；厂用电率4.5%，下降1.4 个百分点；电厂二氧化硫排放总量减少10%以上。所以在加快新能源发展同时，火电落后产能的淘汰步伐也在加快，这直接关系到国家节能目标的实现。 所以，根据国家发改委的计划，到2010年年底，要争取关掉5000万千瓦关停小火电机组。其中全国5万千瓦以及以下的火电为主的燃油锅炉和发电机组都将淘汰，东部地区应淘汰单机容量10万千瓦及以下燃煤纯凝汽式火电机组；除西藏、新疆、海南及青海等远离主干电网的地区外，中西部地区应淘汰5万千瓦及以下燃煤凝汽式火电机组。
这些目标已经在加快完成。截止到2008年年底，“十一五”前三年，全国累计关停了3421万千瓦，已完成“十一五”期间关停五千万千瓦目标的68.4%。
据获悉，目前国家发改委、能源局还确定下一步将逐步关停12.5万千瓦和20万千瓦的小火电机组，同时不再上30万千瓦的火电机组。发改委的根据是，根据测算，60万千瓦的大机组和10万千瓦、5万千瓦以下的小机组，一千瓦时的发电煤耗要差100到150克标准煤。而加大关停小火电，势必将导致“十一五”节能步子加快。
国家调整新的政策，可能将导致国家“十一五”节能目标的实现。
国家发改委能源所高级顾问周凤起表示，核电为代表的新能源加快发展后，有利于国家节能目标的实现，“现在看来„十一五‟节能20%的目标问题不大，因为后2年只需要每年单位GDP能耗降低5%。”
世界自然基金会全球气候变化应对计划主任杨富强指出，目前中国经济增速在放缓，按照现在8%的经济速度看，最后两年共降低10%的单位GDP能耗没有问题。“实际上2008年已经超额完成目标。”
根据他的研究，2008年按照正常情况，即只要GDP(国内生产总值)不超过9%-10%，单位GDP能耗预计能降低4.4%，但是实际降低了4.59%，因为2008年第四季度经济放慢，能源消费负增长导致。
数据显示，2006-2008年三年累计完成单位GDP能耗下降10.08%，完成20%任务的50%。杨富强表示，后两年再完成降低10%左右的目标问题不大，这样为2010开始的后2个5年计划再分别下降20%能耗埋下了伏笔。“真如此，2001到2020年就会以能源总量翻一番的消耗，实现经济翻两番的目标。
关闭小火电与地方利益的矛盾
5万千瓦机组发相同的电量，比大机组多耗煤30%---50%，2005年，小火电机组排放二氧化硫和烟尘排放量分别占到电力行业总排放量的35%和 52%，然而，一些火电虽然小，但是给当地的财政缴纳了很大一部分的税收，有的甚至达到一半左右，小火电的关停，将直接影响当地的财政收入和经济状况，根据国家发改委的文件，单机发电容量在5万千瓦以下的机组将在2010年陆续关停。因此国家提出了“上大压小”和“节能发电调度”的政策， “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。
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。
火电发展预测
规划的预测：
根据国家能源局可再生能源司副司长史立山透露，2020年风电总装机将达到1亿千瓦，大大超出2007年《可再生能源中长期发展规划》提出的2020年风电装机3000万千瓦的水平。 周凤起说，目前政策的调整方面核电的力度要大一些，原因是核电上可以在短期内发展比较快，“只要安全问题、核废料问题、核原料问题解决，就可以实现大发展。而水电尽管也在大发展，但是从长期看，相对潜力要要小一些。比如到2020年开发潜力可能就„差不多了‟”。 张国宝透露，2020年水电装机规模达到3亿千瓦左右；除水电以外的可再生能源所占比重，从目前的1.5%左右提高到6%以上。
此前，2005年3月2日国务院召开常务会议，决定将核电的发展政策从“适度”变成“积极”。 不过，上述政策又进行了最新的调整。张国宝撰文透露，国家现正在调整核电中长期发展规划，加强沿海核电发展，科学规划内陆地区核电建设，力争2020年核电占电力总装机的比例达到5%以上。
周凤起说，根据核电装机比例新的变化测算，2020年的核电总装机量可能从过去提出的4000万千瓦，提高到7000万千瓦左右。但这个数字也不是一成不变的，原因是以后根据需要核电也可能发展更快。
由此可以预测到2020年，国家总装机量大约为（7000/0.05=140 000）万千瓦，其中可再生（除水电）为（140 000×6%=8600）万千瓦，水电30 000万千瓦，核电7000万千瓦，火电94400万千瓦。预测图为由于是保守估计，所以核电比例还有可能更大（属于个人预测） 而根据国家能源局可再生能源司副司长史立山的观点，其中风电的装机容量可达到10 000万千瓦，所以其占总装机的7.1%，再加上生物质的最低装机容量3000万千瓦（占2.1%左右）。则高于张国宝提出的可再生除水能外占6%，所以总装机可能比预计的要高很多，但所占比例不会发生很大变化，火电的底线可以达到60%，其次比例居第二仍然只会是水电。
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火电的发展方向
根据“十一五”规划，我国电力政策是重点优化发展火电，有序开发水电，积极推进核电建设，大力发展可再生能源等。根据张国宝在《求是》杂志上的文章《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》，火电是“积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能”，不同于“十一五”规划提出的“重点优化发展火电”。可以推测，在“十二五”期间：
一、将不会再上三十万千瓦及其以下机组。将会向着大机组，大容量，节约环保型方向发展。上海外高桥电厂2台，江苏泰州1台百万千瓦超超临界机组的相继投运使得我国在运百万千瓦超超临界机组达到十台。
二、依托重大项目建设，推动科技进步和国产化。实现火电关键设备的国产化，不断升级设备制造水平，不断提高创新能力，巩固常规发电机组国产化的成果，掌握燃煤机组的先进制造技术。
三、贯彻安全节约清洁方针，促进电力工业可持续发展。建立健全应急机制，提高电力设施抗灾能力建设，确保了电力工业的安全稳定发展。电力工业始终认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。
四、进一步调整发电装机的结构，提高机组技术水平和经济性。进一步贯彻上大压小方针，加速关停小火电机组，淘汰落后产能；鼓励建设能耗低、大容量的高效环保发电机组，提高电力工业整体效率，推进节能减排；积极发展热电联产，努力提高热电联产比重，改善北方大中型城市供热状况和冬季环境质量，以利民生；以建设大型煤电基地为重点，积极推动煤电一体化进程。
参考书目
中国能源报告2009 《分析报告三 高价能源促进电力行业高效节能》赵瀚森李慧 求是《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》 张国宝 二OO九年四月
能源发展“十一五”规划 国家发展改革委二ＯＯ七年四月
能源发展“十一五”规划
可再生能源发展“十一五”规划 国家发展和改革委员会
可再生能源中长期规划