其中，60万吨焦炭项目投资5.9亿元，已于2009年末竣工，计划2010年6月末投产。

本周库存增加较多，主要是大雾天气致使运煤船只出港受到影响。8月2日，晋城、阳泉、朔州等地价格持稳定

本周库存增加较多，主要是大雾天气致使运煤船只出港受到影响。兴县动力煤下调20元/吨，神木下调10元/吨，开滦动力煤下调5元/吨。7月28日，澳大利亚BJ现货价格(发热量5500大卡)为95.05美元/吨，较上周下跌0.75美元/吨。无烟原、块煤价格稳定。香港煤炭股平均下跌0.2%，低于恒生指数2个百分点。

本周焦煤价格继续走低。美国煤炭股平均下跌0.9%，低于标普500指数0.8个百分点。有专家预测，中国的煤炭消耗将在2020年达到峰值，然后将逐渐下降，直到2050年。

中国进行CCS示范的近期机会有很多，包括各个油气盆地，它们利用高纯二氧化碳或者混合废气来进行EOR和EGR生产的前景非常光明。中国中南部的江汉油田周边50到150公里范围之内，有很多制氨工厂，每年生产化肥所排放的二氧化碳超过400万吨。连云港项目最终设计容量为120万千瓦IGCC和130万千瓦的超超临界机组，这里距离苏北油田也只有200公里。另外已经提请政府批准的IGCC项目还有两个，一个在广东东莞，另一个在江苏连云港。

况且，对油气田的评估也是在流域层面上进行的，研究者们利用现成的油气田所在地信息，只能得到较粗略的封存区域方案。神华集团有一个中美合作项目，就是从鄂尔多斯盆地的煤炭直接液化工厂中收集高纯度二氧化碳。

与深部含盐水层不同，整体上油气田的地质构造更加精细和具体。二氧化碳源头和封存地点之间的近距离，再加上EOR生产可能带来的巨大收益，使得江汉地区成为一个近期CCS项目的热门候选地。考虑到目前世界对化石燃料的严重依赖，中美等一些国家必须实施更广泛的碳减缓战略，其中就包括CCS。这些特征导致了封存构造面临复杂的地质问题，必须因地制宜地进行具体研究，确定各个封存地点的特征，才能保证CCS技术的成功应用。

据估计，中国通过二氧化碳提高采收率法采油(EOR)和采气(EGR) 的二氧化碳达到100亿吨。1公里之外就有一个油田，通过EOR进行封存成为该项目的最佳选择一部分电力行业人士也认为，在电力行业改革没有完成以前，政府必须发挥 看得见的手的作用，对电煤价格进行调节，如果因为电厂缺煤导致大面积停电，整个工业体系会发生怎样的动荡很难预料。目前煤炭市场供不应求，尤其是电煤价格大幅上涨，造成国内部分火力发电企业生产效益下降。

尽管如此，在现有的煤价下，电力企业仍然处于严重亏损状态。但电力行业利润分布极不均衡， 504亿元的利润主要集中于水电行业，火电行业亏损情况极为严重，尤其是中部地区各省的亏损面均超50%。

根据 中电联认证中心的认证，外高桥第三发电公司2009年每生产1度电所消耗的煤炭量仅为282.16克，这比国际上最好的发电机组每度电还要节省近4克煤。相比全国平均水平，外高桥第三公司每生产1度电，则能节省煤炭60克。

随后，国家能源局立即作出回应，表示从未接到涨价申请。近日，中国电力企业联合会发布报告，呼吁尽早启动 煤电联动机制，提高电价。拥有先进技术和低排放的发电企业只能机械地执行配额，而高耗能企业却依然能够在计划体制下安享 厚利――显然，改变这种落后的配额制，才是缓解煤电矛盾的可行之道。仅两天，发改委在网站显著位置登文辟谣，称此则报道不实，该委官员李静也从未发布发改委进行电价调整的言论。二是国有煤炭企业、行业龙头企业要带头保持市场煤价基本稳定，不能带头涨价。拥有先进技术和低排放的发电企业只能机械地执行配额，而高耗能企业却依然能够在计划体制下安享 厚利――倘若能改变目前这种落后的配额制，才是缓解煤电矛盾的可行之道。

报告还指出，长期以来由于煤价快速上涨， 煤电联动的实施严重不到位，资源价格改革也严重滞后，导致火电企业长期亏损，且亏损面不断扩大。4月，煤价走向短期高点，同时南方旱灾也减缩了水电的供应能力。

6月，有媒体报道国家发改委相关负责人称 正在研究电价调整一事。真真假假背后的现实是，截至今年6月，我国合同煤价涨幅超过10%，超过煤电联动设立的5%红线，市场煤价涨幅更是高达30%，这也是火电企业不断要求 煤电联动的根本原因。

进入5月，媒体及行业研究机构再次传出重启煤电联动的声音，各家都在猜测调整时间。随着煤电矛盾的日趋白热，电价上涨压力越来越大。

其实，早在2007年国家发改委、电监会等部门联合下发的节能 《发电调度办法 （试行）》中明确规定，应优先调度能耗较低的电力资源。今年上半年以来，随着煤炭价格一路攀升，真真假假的 电价上涨消息一个接着一个。煤电联动治标不治本煤电联动是一种价格定价机制，从表面上看，遵循市场经济运行规律，是发挥价格杠杆的调节机制，是优化资源配置的重要手段。如此计算，全国每年因为低耗能企业 吃不饱，高耗能企业却依靠发电配额 混日子，所增加的成本可想而知。

据悉，该公司实际年产能在130亿度左右，但是2010年度的合同计划发电量仅有80亿度，这意味着，该公司今年只能发挥60%的生产能力，将近40%的产能将被闲置，存在严重开工不足现象。煤电价格联动必将导致其他产品成本上升、价格上涨，在目前我国通胀压力还没有缓解的情况下，电价、煤价一起上涨，最终会影响到社会所有消费者，影响到各个行业成本的增加，尤其是将对占电力消耗70%左右的工业领域施加更大成本压力，引发社会性物价上涨，增加推动通货膨胀的因素。

有煤炭行业人士提出，既然电价没有放开，就应该对电力行业实行计划经济的管理办法，在煤炭涨价时允许电厂亏损，再由国家财政补贴，就像当年的煤炭行业一样，应该打破电力企业只能盈利不能亏损的思维。但由于电力行业的管理权限分散导致无法推行，比如发改委负责电力行业的项目审批和定价，电监会负责电力行业的安全，国资委负责电力行业的人事管理，地方的经信委则负责煤电行业的发电配额问题，如果掌管发电配额的地方权力部门不放权、不调整，其他部门也就无从下手。

也就是说，如果今年能让外高桥第三发电公司多发50亿度电，相比较全国平均发电水平，由于外高桥第三发电公司每发1度电就能节约60克的煤炭， 50亿度电就等于节省下了30万吨煤，折合人民币近3亿元。但由于发电配额限制，这50亿度电的配额就会分给耗能高的企业，这 一反一正相当于增加发电成本6亿元。

记者调查发现，减少亏损的方法并非 华山一条路，如果发电企业和相关部门换一种 做减法的思路，降低发电耗能，改变计划体制下的发电配额制，问题也许可以得到更好地解决。表面看来，实行煤电价格联动，可以在一定程度上缓解煤电双方的矛盾，但实质上是将煤电双方的矛盾和经营压力转移给了其他行业。那么， 煤电联动是不是解决电力企业亏损的灵丹妙药？破解电价谜团的办法究竟在哪里？真真假假的电价上涨中国电力企业联合会发布的今年上半年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告显示，上半年全国发用电量高位平稳运行，电力行业总体利润实现恢复性增长。而根据国家统计局统计，今年1月到5月，电力行业利润总额由上年同期的155亿元增加到504亿元。

但是， 煤电联动真的是一剂灵丹妙药吗？反对意见是，将提高电价的理由归结为缓解电厂亏损压力是不合理的，价格不应当成为政府调控企业利润的工具。今年6月底，为了减轻发电企业的成本压力，国家发改委有关司局先后与中煤集团、山西同煤、晋煤、阳煤等主要煤炭企业进行座谈，要求维持煤炭价格稳定，并提出两个具体要求：一是年度合同煤价不能变，已涨价的煤炭企业要在6月底前退回。

中电联建议，按照电煤价格、上网电价、销售电价同步联动的原则，增强煤电联动时效和地区针对性，缩短电价联动滞后期限，同时适度降低电力企业消化煤价上涨的比例，同步上调上网电价与销售电价，弥补煤电联动价差缺口。早在2005年两会期间，人大代表张文学也对 《关于建立煤电联动机制的意见的通知》提出过异议，他认为，煤炭和电力都是基础性的能源，实行煤电价格联动首先涉及到的是后续产业和产品的承受能力问题。

尤其是中部地区资源省份如河南、山西，上网电价长期偏低而煤价累计大幅上升，形势更加严峻。上海外高桥第三发电有限责任公司是电力行业内公认的低能耗、高效率的发电企业，这样的企业应该多生产、多发电。