能源、环境是人类生存与发展所面临的两大课题，我国能源以煤为主的局面还会长期存在，煤炭燃烧将化学能转化为热能的同时产生大量污染物，造成我国“煤烟型大气污染”的严重性与长期性。目前我国燃煤发电技术较落后，发电效率较低，污染物排放较严重。因此，以高效和低污染排放为特征的“洁净煤技术”的提出既反映中国国民经济发展的紧迫需要，也完全符合国家能源转换、环境保护的可持续发展战略。
1洁净煤技术提出的背景
当今人类面临着三大环境问题：酸雨、温室效应和臭氧层破坏，这都与经济的发展密切相关。
1．1燃烧排放与酸雨污染
形成酸雨的主要物质是SO2和NOx，这两类物质的90％都来自矿物质燃料燃烧。酸雨影响水生生物生长或使其死亡；大面积的森林死亡也归因于酸雨的危害；酸雨还加速建筑材料的腐蚀；酸雨使地面水呈酸性。为减少酸雨的危害，必须采取增大燃煤洗选率、增加低硫煤开采与使用、大规模采用烟气脱硫装置、大力采用循环流化床燃烧技术、征收SO2排放税等措施，控制造成酸雨的污染物SO2等的排放。
1．2全球气候变暖与能源工业
大气底层聚集大量温室气体，地球辐射的长波被温室气体反射回来，有效地避免热量散失。当大气层中温室气体浓度上升时，温室效应增强，导致全球气候变暖，其中影响较大的是浓度增加最快的CO2和CH4。矿物燃料燃烧和地球植被破坏是CO2浓度增加的主要原因，能源工业同时也是CH4的一个重要的产生源。随着世界能源消耗不断增长，电力行业在能源直接消耗中所占份额越来越大，加快电力行业的科技转化，研究开发洁净煤技术，将成为解决温室效应的重点突破口。
1．3臭氧层破坏与燃烧排放
人类过多使用CFCS及矿物燃料燃烧的排放物有关。大气同温层O2可通过四种途径减少：紫外光照射下的分解反应；Cl与其反应；NO与其反应；OH及HO2与O3的反应。其中，70％的O3与NO反应而消减。近年来，燃烧过程中N2O的排放引起较大重视，它是一种温室效应气体，并且能破坏大气同温层的臭氧层，同温层中N2O浓度的增加将引起臭氧层中NO浓度增加，从而使臭氧层变薄加速。在电力行业引进先进的洁净燃烧技术，降低NOx排放，对保护臭氧层起到积极的作用。
2洁净煤技术进展
洁净煤技术是针对燃煤对环境造成污染提出的技术对策，是旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转换和污染控制新技术总称，它将成为21世纪煤炭利用中既能降低动力耗费，又能创造友好生态环境的高新技术，其构成如图1所示。
2．1煤炭燃烧前处理技术
动力用煤洗选加工是提高煤炭质量、增加煤炭品种、节约能源、节省运力、降低燃煤对大气污染和保护环境的重要措施。浮选脱硫属先进的物理洗选工艺；干法分选适用于分选氧化煤与水资源缺乏的地区；化学分选适用于物理分选排除大部分矿物质后的最后一道分选工序，需要高活性化学试剂，工艺过程大多在高温、高压下进行，成本较高；微生物脱硫具有反应条件温和、成本低、能耗省、无煤流失、能脱除煤中的有机硫与黄铁矿硫等优点，但作用时间长，反应容器大，生产工艺复杂，处理费用高，不适合大规模能源工业。
型煤加工技术在经济上是合理的，而且环境效益、社会效益显著。将粉煤加工成型煤，比燃烧散煤节约能源20％～30％，减少烟尘排放量40％～60％，提高锅炉出力10％～30％。加入适量的固硫剂，燃烧时烟尘和SO2的排放都比燃烧散煤时减少40％～60％。在我国，民用型煤加工已有成熟技术，但工业型煤的发展比较缓慢，其技术开发仍处于分散的低水平重复状态，对于其推广缺乏有效的组织管理。
水煤浆是一种煤基液态燃料，发展水煤浆技术，不仅能节省宝贵的油资源，而且还可以解决煤炭运输、环境污染等问题。目前国内外水煤浆技术的发展趋势为：由小规模工业示范厂、试验厂向大型化、商业化方向发展；水煤浆应用向多用途方向发展；水煤浆向大型化、系统化方面发展；水煤浆研究向低污染燃烧方向发展。
2．2燃烧中处理技术
为适应煤种多变、调峰及稳定强化燃烧的需要，出现不少新型煤粉燃烧器，如：煤粉钝体燃烧器、稳燃腔燃烧器、夹心风燃烧器、双通道自稳燃式煤粉燃烧器、火焰稳定船式燃烧器。这些燃烧器用于燃用劣质煤和低挥发分煤。其特点为：低负荷稳燃，提高热效率；加强煤粉气流与高温烟气流的湍动和混合，明显改善着火条件；稳定燃烧，防止结渣，煤种适应性好；减少燃烧过程中NOx的[摘要]到2007年7月，除爱沙尼亚、希腊和葡萄牙等少数几个国家出于特殊原因得到宽限外，欧盟其他成员国已经根据欧盟指令，对所有终端用户开放了电力市场，各成员国国内和跨国的电力交易活跃，各国电力工业初步实现了优势互补，竞争使电力企业效率不断提高。
1997-2006的十年间，在一次能源价格全面大幅度上涨（煤炭、天然气、原油价格涨幅分别达到19%、45%和158%）、大量采用风电、太阳能发电等成本较高的可再生能源和电力企业加大了环保投入的条件下，2006年欧盟成员国的电价与1997年水平基本持平。二十多个经济技术水平不同、有的甚至还差异比较大的国家能够基本统一步调，共同推进电力市场化改革，并取得成效，这件事十分发人深省，值得我们认真研究、参考借鉴。本文简要介绍了欧盟成员国电力市场化改革和有关电力监管的情况，并就欧盟电力改革的启示提出了几点看法。
欧盟电力市场化改革始于1990年，其标志是欧盟颁布了90/377/EEC要求对有关工业用户的电力和天然气价格透明化的指令和关于输电的90/547/EEC指令。欧盟推进电力市场化的目的是要消除各成员国之间的壁垒，建立跨国电力企业和实现跨国电力供应，建立欧盟电力市场，确立欧盟范围内统一的竞争氛围。到今年7月，除极少数国家外，欧盟各成员国已经基本建立了电力市场，对所有终端用户开放了购电选择权。各国电力实现了优势互补，跨国电力投资和兼并活跃。
根据2007年1月欧盟委员会给欧盟理事会和欧洲议会的关于欧盟内部电力和天然气市场前景的报告，由于开展电力改革，通过竞争和加强监管，促进电力企业降低成本，提高了电力行业整体的效率。1997-2006年的十年间，在一次能源价格全面大幅度上涨（煤炭、天然气、原油价格涨幅分别达到19%、45%和158%）、大量采用风电、太阳能发电等成本较高的可再生能源和电力企业加大了环保投入的条件下，2006年电力销售价格与1997年水平持平（如果扣除税收因素影响，还有所下降）。2002年甚至曾经出现电力销售价格比1997年降低20%的情况。
欧盟二十多个成员国的经济技术水平不同，有的甚至还差异比较大。可是，各国能够在电力领域基本统一步调，共同推进市场化改革并取得成效，这件事十分发人深省，值得我们认真研究。
一、欧盟电力市场化改革的立法和制度建设
（一）立法
欧盟委员会通过制定一系列行业法规和通用竞争规则，推动电力市场化改革不断深入。
20世纪90年代初，欧盟颁布了有关工业终端用户电力和天然气价格透明化的90/377/EEC指令和关于输电的90/547/EEC指令，标志着欧盟电力行业自由化进程的开始。
1996年，96/92/EC指令（又称电力指令）出台，明确了建立欧盟内部电力市场的通用规则。2001年颁布的有关可再生能源发电的2001/77/EC指令对电力指令作了补充。
2003年，为加快电力市场化进程，欧盟颁布了两个新的指令：一个是2003/54/EC指令（也称加速指令），取代了电力指令；另一个是1228/2003法规，明确跨国输电入网等问题。
2005年7月，作为欧盟委员会法律顾问组织的欧洲电力和天然气监管机构（ERGEG），颁布了关于输电收费和阻塞管理的导则，并于2006年初生效。
这一系列指令、规则构成了欧盟电力市场化改革的法规体系，成为欧盟指导和规范各成员国电力市场化改革的依据。
（二）电力监管
总体上讲，在电力市场化改革工作分工方面，欧盟委员会负责（与各成员国的有关部门一道）制定竞争政策和执行竞争规则，欧洲法院以及各国司法部门负责进行监督。欧盟委员会负责组织制定并执行有关行业法规和竞争规则，而且只有欧盟委员会有权提议制定新的法律、法规。法律、法规经欧盟理事会和欧洲议会批准后执行。相应地，各成员国根据欧盟加速指令要求建立的能源监管机构，负责监管本国电网无歧视开放、电力市场有效竞争、有序运作和监管电网互联。
如果成员国未能遵守欧盟法律，欧盟委员会有权将其告到欧洲法院。同时，依据欧盟竞争规则，欧盟委员会可以在发出停止违法行为命令、宣布协议无效以外，通过罚款制裁违反竞争协议和其他违法行为。此外，欧盟委员会有权批准或阻止兼并、收购或建立合资企业。欧盟委员会还负责确保成员国不会通过提供非法的国家援助来阻挠自由竞争，而且有权对某一行业部门中限制和扭曲竞争的情况进行调查。
欧盟委员会目前有27名委员，每个成员国一名，5年一届。委员必须按照符合公众利益的原则行事，具有不容置疑的独立性，不得寻求或接受任何政府部门或其他机构的指令。现任委员会于2004年9月22日就职。目前负责能源事务的委员AndrisPielbags是拉脱维亚前外交官和驻欧盟大使，其任期内的工作计划包括六个重点，第一建立能源、环境和基础研究之间更加紧密的纽带关系；第二继续推进电力市场的整合及自由化；第三抑制能源需求；第四促进可再生能源发展；第五加强核能安全；第六进一步发展对外特别是与俄罗斯的能源合作关系。目前负责竞争的委员NeelieKroes是荷兰前商人和政治家，她所倡导的工作重点是执行竞争规则，确保欧盟能源市场的有效运作。
二、电力改革与监管
根据电力指令和加速指令，欧盟各成员国逐步取消了电力企业的垄断权利，但是对电力企业产权性质是私有或者是公有未作规定，也未禁止电力企业采用垂直一体化的结构。垂直一体化电力企业无需剥离输电系统的产权，也允许存在输电及配电系统联合运营机构，但是，必须为其发电、输电、配电和售电业务设立单独的账户。
（一）发电环节
目前，欧盟各成员国的发电环节都已经全部开放，实现了竞争。
1、关于发电设施建设和运营的审批
各成员国政府根据客观、透明和非歧视标准，对新建发电设施进行及时审批。审批内容涉及生产技术安全、保护公众健康与安全、环境保护、土地规划与利用、公共土地的使用、能源效率、一次能源的性质、申请人的性质（如技术、经济和融资能力）以及公共服务义务等方面。
加速指令中规定了有关新增发电设施的招标程序。招标文件应至少在投标截止日前六个月在欧盟官方期刊上公布，使各成员国相关企业都能获得招标相关信息，并有足够的时间进行投标。公布的内容包括合同格式的详细说明、所有投标人应遵守的程序、决定中标方和签署合同的具体标准。招标组织、监督和管理工作由各国有关的独立部门负责。
2、关于发电设施接入电网
发电企业享有和用户同样的入网、用网权利。相应地，输电系统运营机构（TSOs）负责其服务区域内发电设施的调度，并和其他系统共同决定互联设施的使用。
在对执行电力交易合同没有影响的前提下，发电企业依据成员国公布和批准的客观、非歧视的标准，接入电网，接受电力调度和使用电网互联设施。
各成员国可要求TSOs优先调度可再生能源或垃圾发电及热电联产电力电量。为保证供电安全，成员国还可以要求TSOs优先考虑利用本地一次能源燃料的发电设施，并规定一定的数量限制条件。
3、关于促进可再生能源或热电联产发电上网
根据2001年颁布的有关促进可再生能源发电的2001/77/EC指令，成员国必须采取适当的步骤，鼓励扩大对可再生能源的利用。该指令规定成员国有义务在2003年10月27日之前建立起相应的制度（又称“绿色准入制度”），以确保利用可再生能源发电的工作能够顺利起步。
各成员国的TSOs和DSOs（配电系统运营机构）必须保证输送绿色电力，并有义务为此优先提供输电通道。2006年颁布实施了2004/8指令，建立了类似热电联产的有关制度。
（二）输电环节
输电环节在欧盟各国都属于垄断性业务，必须由监管机构实施监管。
欧盟指令要求：电网对电厂、配电企业和用户必须无歧视公平开放。各有关监管机构对上网条件、过网费、系统服务等实行事前监管；对线路阻塞管理、互联、新电厂入网、避免交叉补贴等事项实行事后监管。
1、关于TSOs（输电系统运营机构）
欧盟加速指令规定：每个成员国应指定至少一个TSO，负责输电系统的运行、维护和发展以及根据需要进行各输电系统间的互联。TSOs可以属于垂直一体化的电力企业集团，但是必须在法律形式、组织和决策方面独立于集团中从事发电、配电或售电业务的其他部分。为确保TSO的独立，加速指令还规定了有关必须遵循的原则。如：垂直一体化电力企业可以拥有输电系统的产权，也允许存在输电、配电系统联合运营机构，但是，必须为输电、配电业务设立单独的账户。在确保TSOs拥有运行、维护和发展输电网所必需的资产决策权的前提下，集团公司可以保留对TSOs必要的财务监督权。另一方面，TSO不得将其从事业务相关的任何敏感商业信息向任何第三方（包括其所属企业集团中的其他部分）透露。
2、关于输电网建设和运营资格
只有被某个成员国或电网所有者指定为TSO的企业，才能在欧盟范围内运营输电网，各成员国有权根据经济和效率因素确定TSO运营期限等约束条件。
3、关于输电网的接入和输电价格
电力指令的一项基本原则是必须实现输电系统的公平无歧视开放。加速指令进一步规定所有成员国都必须强制性要求电网按公开价格接受合格用户和发电设施使用电网。
输电系统的入网条件必须是客观、透明和非歧视性的。TSO应执行合格用户（包括配电企业）和其选择的售电企业之间签订的售电协议。TSO因输电容量不足拒绝用户和发电设施接入输电系统的要求时，必须有正当的理由。如有必要，TSO应提供为加强电网而必须采取措施的相关信息。
原则上，所有发电和售电企业都有权通过直供线路（不属于输电网一部分的电缆），为其自己的建筑、子公司以及合格用户提供电力。直供线路的建设需要履行基于客观和非歧视标准的批准程序。
根据加速指令，输电价格或输导价格核算办法应该由各成员国有关监管机构批准。在批准输电价格的过程中，监管机构应确保该价格是客观、透明和非歧视性的。
4、关于输电可靠性监管
据了解，欧盟没有单独负责全体欧盟成员国输电网可靠性的机构。现在通常做法是：欧洲输电系统运营机构协会组织各TSOs研究讨论输电网可靠性方面问题，或者针对具体问题，根据需要召开小范围的研讨会，探讨解决方案。
加速指令要求各成员国监督其国内的供电安全。监督内容包括电力供需预测、电网维护质量水平以及为满足峰谷需求而采取的措施等。成员国应按要求每隔两年公布监督报告，并将其提交欧盟委员会。
加速指令还规定TSOs有义务维持足够的输电容量和系统可靠性，以确保输电系统具有满足合理电力需求和长期保障供电安全的能力。
欧盟委员会还提议颁布相关指令，要求成员国明确并公布市场参与者（包括TSOs）在保障高等级供电安全方面的责任和作用：
l要求监管机构制定和公布适用于TSOs的关于因输电网故障而造成供电中断的绩效标准；
l要求TSOs必须保证适当水平的备用容量；
l要求TSOs应按要求向有关成员国的监管机构提交投资计划，以保证具有足够水平的跨国互联容量。预计欧盟委员会与欧洲电力和天然气监管机构将就有关投资战略的总体效果进行协商。
（三）配电环节
欧盟加速指令规定在各成员国中为每个配电系统指定一个配电系统运营机构（DSO），负责某一地区内配电系统的运行、维护、发展以及系统间的互联。与对TSO的要求一样，DSO可以属于垂直一体化的电力企业集团，但是，必须在法律形式、组织和决策上独立于企业集团其他业务，拥有足够的决策权，并必须保守商业信息秘密。
欧盟范围内运营配电网的企业必须获得相应成员国或电网所有者的认可，被指定为DSO.
和输电网一样，电力指令也规定配电系统必须公平开放。同时，根据加速指令，配电企业在某些情况下必须承担一定的公共服务义务，各成员国配电企业被要求按照有关监管机构确定的价格、条款和条件将用户接入电网。
（四）售电环节
售电侧市场逐步开放。售电侧市场的开放被视为是促进欧盟各成员国实现灵活有序的行业调整、以及兼顾各成员国电力系统特点的关键。售电侧改革的主要目标是允许电力用户自由选择是向本地配、售电企业购电，还是向发电企业或其他售电企业购电，即开放用户的购电选择权。这一工作的核心是确定可自由选择售电企业的用户群体（即所谓“合格用户”），并逐步扩大拥有购电选择权电力用户的范围。
为确保各成员国达到最低水平的市场开放程度，欧盟加速指令对各成员国在规定时间必须开放售电市场的范围作了强制性规定：
l2004年7月1日起，所有非家庭用户拥有购电选择权（得到豁免的成员国除外）；
l2007年7月1日起，所有用户（包括家庭用户）拥有购电选择权。
年用电量超过1亿千瓦时的大用户和配电企业从一开始就被纳入合格用户的范畴。
各国根据加速指令，确定本国开放用户选择权的进度。例如，法国就确定了如下表所示的开放进度。
1、关于售电许可
欧盟指令对售电业务的准入制度没有特殊规定，各欧盟成员国可以根据本国情况决定是否建立对售电业务的准入制度，以及如何建立该准入制度。不过，配电企业收取的电费应该受到监管这一点是明确的。
2、关于售电企业应承担的公共服务义务
加速指令允许成员国在符合整体经济利益的情况下，对电力行业的所有企业（发电、输电、配电、售电企业）提出公共服务义务要求。公共服务义务可涉及安全与环境保护。安全指供电安全、规则性、供电质量和价格。环境保护的内容包括能源效率和保护气候。
欧盟成员国必须保证所有家庭用户都能获得普遍服务。普遍服务是指使用户在所处地区按合理的、易于明确比较和透明的价格获得规定质量供电的权利。至于对小型企业（雇员少于50人，年营业额或资产负债表价值不超过1000万欧元的企业）是否应用普遍服务由各成员国自行决定。为保证对用户提供普遍服务，每个成员国可指定一家供电企业作为保底供电商，或者对DSOs提出要求，要求其按国家监管机构批准的价格、条款和条件将用户接入配电网。
成员国应采取适当的措施保护终端用户，尤其是在合同条款及条件的透明度、通用信息、争议解决机制方面对用户进行保护。要确保用户可以自由选择、变更供、售电企业。
供电企业必须在电费帐单、帐单附件以及在宣传材料中提供上一年总的燃料构成明细，而且必须要指明如何获得有关其使用燃料对环境影响（如：二氧化碳排放和放射性废料）的信息。
欧盟允许各成员国有充分的自由对电力企业规定这类涉及公共利益的义务，前提是所定义的义务要明确、透明、非歧视、可以核实，并能保证电力企业有平等的机会争取各国的国内用户。这些义务规定还必须告知欧盟委员会。
三、反垄断措施与监管
（一）关于兼并、收购和电力企业控制权变更
欧盟关于兼并、收购和电力企业控制权变更的监管，主要是为了反垄断，促进有序竞争。欧盟有关兼并控制的法规规定，电力行业中企业兼并、收购，以及特定类型合资企业的成交量或营业额若达到欧盟限额标准，则必须通知欧盟委员会并申请批准。在获得批准或欧盟委员会明确表示同意前，应通知、报批的交易不得成交。未达到限额标准的，根据有关成员国与欧盟委员会之间达成的约定，按各成员国国内有关兼并控制的法规执行。
1、审查标准
欧盟委员会对有关交易竞争性的评估包括以下两个方面：
l是否对欧洲共同市场或其重要组成部分的有效竞争造成严重阻碍？
l是否会造成或加强对市场的控制地位？
如果欧盟委员会认为对上述问题的答案是肯定的，则有权根据一定条件（一般是要求剥离企业的部分资产）禁止相关交易。
如果兼并交易达到了限额标准，有可能对成员国的市场风险构成特殊影响，则成员国可要求对交易活动进行监管。如果交易将严重影响某成员国的市场竞争，则交易方可要求由该成员国对交易活动进行监管。另一方面，如果兼并交易未达到限额标准，但对成员国之间的贸易有影响，并可能引发该地区市场竞争产生严重风险，则一个或多个成员国可要求欧盟委员会对交易活动进行审查。同样，如果兼并交易未达到限额标准，但涉及至少三个成员国的法律，交易方也可要求由欧盟委员会对交易活动进行审查。
2、审查程序
欧盟委员会在接到交易申报后25个工作日内须做出初步决定。如果需要有关方面采取补救措施以争取获得批准，则审批期限可延长至35个工作日。如果欧盟委员会认为在兼并交易与共同市场的相容性这一点上存在疑问，需要就此进行深入调查，则相应的期限可再延长90个工作日（如果有关方面承诺采取补救措施则延长105个工作日）。
（二）对反竞争行为的监管
除行使对收购和兼并活动监管的职权外，欧盟委员会还负责在欧盟层面管制电力行业中的反竞争行为。
1、判定标准
判定某交易或经营行为是否属于反竞争性质的依据是EC第81条。如果企业间的所有协议、企业协会的决定和协调一致的行为对成员国之间的贸易造成影响或其目的和结果能够阻止、限制或扭曲共同市场中的竞争，就属于反竞争，这种协议、决定和协调一致的行为将被禁止。
欧盟竞争规则（EC第82条）还禁止企业在共同市场或其重要组成部分中滥用其支配地位，以防止对成员国之间的贸易造成影响。企业滥用支配地位的行为包括在没有正当理由的情况下拒绝使用基础设施；收取过高或过低的入网费用或对同样的交易适用不同的条件，因而使特定的贸易合作方处于竞争劣势地位。
2、处罚
如果欧盟委员会发现违反EC第81条和/或第82条的行为，可以命令有关企业停止有关行为，并采取必要措施恢复竞争。为确保企业遵守命令，还可以采取处以罚款的措施。罚款额最高可达企业营业额的10％。而违反第81条所签订的协议视作无效协议，不得执行。
（三）国际化方面的监管政策
1、关于跨国投资
欧盟法律一般不允许限制跨国收购电力企业或对跨国电力投资施加特殊要求。欧盟法律鼓励资本在成员国之间和在第三国与成员国之间自由流动，鼓励某一成员国在另一成员国中自由建立企业。经欧盟法院裁定，以下所谓“金股”政策违反了自由贸易原则：
l对其他成员国国民的持股数量施加上限
l对出售或使用战略性资产进行限制
l规定国家持股部分拥有特殊的表决权或否决权等。
2、关于电力进口
如果某一成员国的电力进口企业希望为电网运营机构供电区域内的合格用户供电，而该用户在电力输出国不属于合格用户，则电网运营机构可拒绝为该进口企业提供入网服务。
另外，欧洲法院已经裁定，在实行自由化之前，依据某电网运营机构所做的长期进口电力承诺，而对其授予跨国输电容量的优先权的做法不符合建立欧盟内部电力市场的原则。法院认为，尽管当初在签订这一长期合同时，该运营机构被赋予了提供公共服务的义务，但是依据电力指令，入网优先权将导致歧视性待遇。
3、关于跨国送电
加速指令对于跨国电网互联设施的使用未作特殊规定。但欧盟委员会建立的电力监管机构论坛就这一问题制定了有关导则。该论坛主要讨论电力指令中所没有解决的有关建立欧盟内部电力市场的问题。论坛由各国能源监管机构、各成员国、欧盟委员会和电力企业如TSOs的代表组成，每年召开两次。目前论坛正在讨论的一些最重要的问题主要涉及跨国电力交易尤其是供电安全、跨国输电价格、以及对于稀缺互联容量的分配和管理。
2004年7月1日起生效的1228/2003法规是针对跨国输电入网条件的较早的欧盟法规。它提供了在公平、透明和无歧视条件下进行跨国输电的监管框架。1228/2003法规确定了入网费率的制定、有关阻塞管理和提供可用容量信息的规则。
此外，2005年欧洲电力和天然气监管机构（ERGEG）颁布了关于输电收费和阻塞管理的导则草案。输电收费导则草案旨在根据各国电价制度，将适用于电力生产者和消费者的定价原则进行统一，在各国电网收费制度中反映TSOs之间的补偿机制，并提供正确有效的地域信息。阻塞管理导则依据提高经济效率和促进竞争的原则，对电网互联容量的分配和管理制度进行了改革，使其可用容量及利用效率最大化，为电网用户提供透明、安全、无歧视的服务。
（四）关联交易监管
欧盟的电力监管制度旨在确保电力公司与其关联企业之间维持正常交易关系，消除歧视、交叉补贴和竞争扭曲，在电力流通供应链特定环节上的电力企业必须承担无歧视和透明的义务。电力企业有义务为其发电、输电、配电和非电力活动设立单独的账户，从而保证各项业务在形式上是由企业中各独立单位完成的。
各成员国政府尤其是各国的能源监管机构对确保关联企业间维持正常交易关系负有主要责任。如果电力企业违反竞争规则优待关联企业（例如：提供交叉补贴），欧盟委员会、各国负责竞争的部门、法院和特别法庭都可以对其进行制裁。
四、几点启示
欧盟用了十几年的时间，在二十几个成员国中推行电力市场化改革，并取得显著成效，有很多值得借鉴的经验。比如：电力改革既要顺应经济社会发展客观需要，又要从可持续发展的角度制订长期规划，并且按部就班、循序渐进、坚定不移、积极稳妥地推进；电力市场的建设应该在遵循一定统一原则的前提下因地制宜，因势利导；电力市场化改革需要建立完善的监管体制和机制等等。
其中，笔者认为最值得关注的经验主要有以下几点。
（一）立法先行是电力体制改革顺利推进的保障
欧盟能够使经济技术水平相差颇大的二十几个成员国统一思想，统一步调，循序渐进推进电力市场化改革，立法先行是改革成功的保障。比如，欧盟加速指令对开放用户购电选择权的进度要求使波兰等国在加入欧盟前就开始着手进行电力市场化改革，以便能够在正式加入欧盟时顺利适应欧盟统一市场环境。法国在欧盟的坚决要求下，最终按照欧盟指令对其国有垂直一体化电力企业EDF进行了改组，并对发电、输电、配电、售电各个环节实施了财务独立核算，甚至建立了独立的发电公司、输电公司和配、售电公司。没有欧盟指令的明确规定，无法想象二十几个国家能够步调一致的推进一项如此复杂的改革。
与欧盟相比，我国电力体制改革的基础条件相差较大。几千年封建农耕文化和几十年计划经济体制在各个方面都留下深刻烙印。电力体制改革涉及政府、电力企业和电力用户观念的改变，涉及对政府管理职能的调整，涉及对企业和用户利益格局的调整，等等。电力改革是与上至中央政府下到地方百姓都利益相关的政治经济问题，是一项政府性行为，不能靠协商来确定。必须尽快立法并抓紧完善相关配套法规、规章。
（二）垂直一体化电力企业发电、输电、配电、售电业务必须实行财务和管理独立
我国电力市场化改革的难点之一就是输配电成本无法清晰核定，导致无法形成清晰合理的输配电价格和解决交叉补贴问题。国务院19号文明确提出：下一步电力体制改革要研究制定输配分开方案，开展试点。
根据欧盟指令，垂直一体化电力企业无需剥离输电系统的产权，也允许存在输电及配电系统联合运营机构。但是，指令明确要求垂直一体化企业必须为其发电、输电、配电和售电业务设立单独的账户，生产经营和财务核算独立，并且，输电公司原则上不参与电力交易，输、配电网公平开放。
笔者认为，采用欧盟做法的好处是多方面的。首先，在维护大型电力企业整体经营规模和整体经营实力的前提下，便于尽快明晰有关产权管辖范围和相应的运营成本，核定出台合理的输配电价；第二，有助于调动各方面积极性，促进电力企业内部现代企业制度的建立和同类企业之间的竞争，提高效率；第三，垂直一体化电力企业中独立经营和核算的发电和售电环节可以公平参与竞争。此外，缩小电力企业核算单位也便于监管机构对其相关业务分门别类进行适度有效的监管。
欧盟的做法值得借鉴。
（三）立足国情，严格准入，逐步向优质大用户开放购电选择权
在重视开放用户购电选择权方面，我国和欧盟有着相同的看法[2].不过，欧盟指令规定欧盟成员国向大用户和居民用户开放购电选择权，对于用电企业行业性质和环保水平等非电力属性没有约束。
我国是发展中国家，正处于重化工业发展阶段，电力大用户基本上都是高耗能企业，眼下国家当务之急是节能减排与产业结构调整。而且，电价中反映资源稀缺程度和环保成本不足，输配电成本不能清晰核定，缺乏合理的输配电价。所以，我国开展大用户与发电企业直接交易所面临的问题远远比欧盟国家来得复杂，无法简单借鉴国际上通用的做法，按电压等级、用电容量和用电量由高向低开放用户购电选择权。
笔者认为，当前情况下，开展大用户与发电企业直接交易试点工作，首先必须严格按照国家大政方针，要求有关地方政府和企业完成节能减排责任状规定的任务；其次，试点企业的选择必须有助于落实国家产业政策，选择国家产业政策规定的鼓励类技术企业参与试点；在试点企业行业性质方面，应该尽量向有助于促进消费、拉动内需的行业倾斜，鼓励大型物流、商贸、农副产品加工、旅游、服务类企业参加试点。同时，应大力开展独立配电企业向发电企业直接购电，并建立动态的试点准入和退出机制，以保证试点始终不偏离正确方向，逐步建立并完善电力双边交易机制，探索出一条适合我国国情的开放用户购电选择权之路。
（四）电力安全监管至关重要
电力安全是电力市场化改革的基础和前提。2006年11月初，德国切断两条40万伏高压线路，导致互联的法国、意大利、西班牙、葡萄牙、荷兰、比利时以及奥地利电网同时瘫痪，欧洲八国大停电，使上千万人生活受到影响。欧洲交流同步电网的可靠性受到了质疑，电网的安全问题提上了议事日程。意大利总理普罗迪认为，欧洲电力安全缺乏统一有效的监管，应该建立专门监管机构，以确保电力安全。他的观点很有代表性，在互联网上被反复引用。
我国电力行业当前正处于迅猛发展时期，如何在科学发展的前提下确保电力安全是关系到国家政治稳定、经济发展和人民生活的大事。经济社会越是进步、技术水平越是发达，人们对供电安全的要求就越高。所以，电力安全是重中之重，应该常抓不懈。国家电监会自成立以来，始终致力于狠抓电力安全，最大限度地为电力发展、电力改革和电力市场化建设提供了保障。事实证明，这是一项英明决策。
电力安全监管工作重心在于事前监管，安全监管应该体现在电力项目规划、设计、建设、生产和维护各个环节之中。相比之下，目前我会拥有的电力安全监管权限与手段还十分有限，亟待加强。
（五）反垄断是电力监管的核心任务之一
8月30日，我国全国人大常委会表决通过了号称国家“经济宪法”的《反垄断法》，2008年8月1日起将正式生效。市场化环境中，电力行业发电、输电、配电、售电有属于垄断性质的环节、也有属于竞争性质的环节。从欧盟的经验看，不论是对于竞争性环节，还是对于垄断性环节，电力监管都必须注重反垄断，只是根据各个环节的属性，监管内容和监管措施有所不同。反垄断工作的重点在于垄断环节，规则、程序公开和透明是普遍要求。输电系统运营机构不论产权关系如何（国有或私有、属于垂直一体化电力企业或独立法人），其运营都必须高度独立，不得将其从事业务相关的任何敏感商业信息向任何第三方透露，对输电系统运营机构的监管是最全面、最严格的监管。对于垂直一体化的电力企业，则还要监管其各部分之间信息交换，避免关联交易和交叉补贴等违反反垄断原则的情况发生。
电力行业属于关系国民经济稳步发展和国家安全的行业，关于电力行业的反垄断监管，电监会与即将设立的反垄断委员会、反垄断执行机构的相应监管职能如何分工，有关审查制度如何建立，仍有待细化和明确。
（六）电力市场化改革将经历漫长曲折的过程
欧盟各主要成员国都是市场经济比较发达，法制化较为健全的国家。但是，从上世纪九十年代初欧盟正式立法进行电力市场化改革开始，已经有十几年过去了。到今天，欧盟电力市场化改革仍然在继续不断深化。而综观美国、澳大利亚等电力市场化改革起步较早的国家，电力改革也都经历了漫长的过程。电力体制改革不是革命，不能够一蹴而就，必须作耐心细致的工作。中国的电力改革正式起步才不到五年，而且是在一个高度计划经济体制的基础上进行的，时至今日，我国的《电力法》还仍在修订之中，改革需要面对的问题比欧盟国家要深入和复杂得多。所以，我国电力改革能够取得今天的成绩实属不易，是方方面面、特别是电力监管机构付出艰苦努力的结果。对于改革成果，我们应该客观看待；对于改革的预期要有“持久战”的心理准备。
“他山之石，可以攻玉”，在全球经济一体化的大趋势下，适当了解借鉴国际上其他国家和地区电力改革的成功经验，将有助于我们进一步树立科学发展观，实现我国电力行业的跨越式发展。降低对大气的污染；等等。目前，降低燃烧过程中氮氧化物的生成和排放采取如下一些措施：空气分级燃烧；烟气再循环燃烧；煤粉浓淡分离燃烧；燃料分级燃烧。
燃烧中固硫是在燃烧过程中使煤中硫分转化成硫酸盐,随炉渣排出。生成的CaSO4在800～950℃时热稳定性好，应用成功的有LIMB炉内喷钙技术和LIFAC烟气脱硫工艺。LIMB技术喷入固硫剂时只要避开高温区便能改善脱硫效果，吸收剂在炉膛出口处喷入，避免吸收剂的烧结失活。LI－FAC工艺是一种改进的炉内喷钙工艺，除炉内喷射石灰石脱硫外，还在炉后烟道上增设一个独立的活化反应器将炉内未反应完的CaO通过雾化水进行活化后，再次脱除烟气中的SO2，这两种炉内脱硫技术都已投入商业性运行。
固体颗粒处于流动化状态下具有一系列特殊的气固流动、热质传递和化学反应特性，使得流化床锅炉具有如下特点：燃料适应性好，可以燃用各种高灰分、高水分、低热值、低灰熔点的劣质燃料和难于点燃和燃尽的低挥发分煤；低温燃烧，燃烧过程中NOx大幅下降；颗粒床内停留时间较长，燃尽度高；保证蒸汽参数，实现低负荷稳定燃烧。流化床燃烧工艺由小、中型的鼓泡流化床，常压循环流化床发展到增压流化床燃气蒸汽联合循环发电，其发电效率不断增加，且脱硫率不断提高。
2．3燃烧后处理技术
烟气净化是燃烧后洁净煤技术，主要是脱除烟气中的灰尘、SO2，NOx。离心分离除尘器结构简单，运行操作方便，除尘效率在85％左右；洗涤式除尘器结构简单，除尘效率高，文丘里洗涤除尘器除尘效率在95％以上，且能吸附烟气中的SO2和SO3，但需要污水处理装置；袋式过滤除尘器具有较高的除尘效率，但其阻力较大；静电除尘器除尘效率最高可达99．99％，可捕集0．1μm以上的尘粒，处理烟气量大，运行操作方便，可完全实现自动化。
烟气脱硫（FGD）是控制燃煤SO2排放应用最广和最有效的技术，传统的FGD主要是化学法，是目前唯一实现工业化的方法，但它能耗大，产生废水或废渣，造成二次污染，应用前景一般。电子束照射含有水蒸气的烟气，使烟气中分子如O2，H2O产生强氧化性的自由基O，OH，HO2和O3等，这些自由基氧化烟气中的SO2和NO，在有氨存在下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，通过除尘器达到脱硫脱硝的目的。脉冲电晕法是电子束法的改进，用高压电源电晕放电代替加速器电子束产生等离子体，不需昂贵的电子枪与辐射屏蔽，在节能方面具有很大的潜力。海水脱硫（F－FGD）将SO2以硫酸盐的形式直接送入大海，不经过大气、淡水湖泊、河流和土壤，F－FGD不需添加任何化学物质，依靠海水的天然碱度进行脱硫。
2．4转换技术
整体煤气化联合循环（IGCC）是先将煤气化成可燃气体，供燃气轮机燃用，以煤气化设备和燃气轮机取代锅炉发电，排气余热再发生蒸汽，推动蒸汽轮机发电，其发电效率可高达47％，从而能更好地实现高品位煤化学能的梯级应用。IGCC是最洁净和最有效的洁净煤技术之一，在相同发电量条件下，净化煤气的数量低于需净化的烟气量，高温煤气净化减轻对环境的污染，同时也保护下游燃气轮机等设备免遭腐蚀。高温煤气脱硫剂种类很多，从物系上大体可分为铁系、锌系、铜系、钙系和复合金属氧化物等。高温煤气脱硫反应器可以采用固定床、移动床、流化床和气流床等，目前流化床和气流床使用最为广泛，主要是因为它们的传热传质能力高，易于实现脱硫和再生的连续运转。
煤炭气化能克服由于煤的直接燃烧产生的燃烧效率低、燃烧稳定性差、环境污染严重等问题，可在使用前将煤气中的气态硫化物和氮化物较容易地高效脱除。按照煤在气化剂中的流体力学条件，把气化方法分为：移动床气化；流动床气化；气流床气化；熔融床气化。它们都是在特定的条件下，以一定流动方式把煤完全转化成可燃气体，煤中的灰分以废渣的形式排出。煤炭气化技术开发的热点是煤气化联合循环发电技术，中国目前发展煤炭气化技术的主要途径是加强现有技术的推广应用，改变传统落后的用煤方式，达到节约利用煤炭资源，减轻用煤过程中对环境的污染。
通过加氢法、抽提法和合成法可由煤制取液体产品，煤炭液化获得的洁净液体燃料可以满足飞机、坦克、火箭、汽车和多种现代化工业设备的动力需求，用于燃烧可以达到不污染环境的目的。煤的液化产物燃烧对环境造成的影响非常轻微，煤直接液化时，煤经过加氢反应，所有异质原子基本被脱除，回收的硫可变成元素硫，氮经过水处理可变成氨。煤间接液化时，是由气化阶段的气体产物转变而来，催化合成过程中排放物不多，未反应的尾气可以在燃烧器中燃烧，排出的废气中NOx和硫很少，没有颗粒物生成。
燃料电池是反应物燃料与空气中的氧发生电化学反应而获得电能和热能的电化学装置，将化学能直接转化为热能和低压直流电能。根据燃料电池所使用的电解质的不同，可分为碱性燃料电池、磷酸型燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物电解质燃料电池和聚合物电解质膜燃料电池。燃料电池具有热效率高、对系统负荷变动适应力强、燃料来源广、环境污染小、不需要大量循环水、建设工期短等特点，燃料电池从可能性原理的提出到磷酸型燃料电池兆瓦级产品的商业化应用，都是根据实际需要而发展的。熔融碳酸盐燃料电池虽然离商业化阶段有一定距离，但由于它与煤气化能结合应用，其预计价格低于同规模的磷酸型燃料电池，因而有望用于主力电站。
3洁净煤技术在广东电力工业中的应用
广东地处我国华南沿海，改革开放以来珠江三角洲经济发展迅猛，能源需求急剧增长，环境污染日趋严重。虽然广东已大力开发水电和核电，加大投资开发西部水电的力度，增架西电东送的输变电线路，与云南、贵州等西部省份签订西电东送的协议，但在21世纪初，广东以燃煤为主的火力发电的电源结构不可能改变。电力是经济建设和社会发展不可替代的二次能源，大量燃煤对沿海经济发达港口城市的污染日趋严重，电力建设者将面临解决发展与环境矛盾的重要课题。洁净煤技术可使煤在燃烧过程中大量减少污染物的产生和排放，同时还可以提高燃烧效率，达到高效、洁净、环保的目的。洁净煤技术将在广东电力工业的持续发展中占据重要地位。
3．1广东电力工业现状
燃煤火电厂是广东电力的主要电源，每年消耗原煤约23000kt，截止2000年8月，燃煤火电厂装机总容量达12．005GW，主要电厂煤耗情况如表1。广东通过多渠道办电，电力增长速度较快，基本能适应经济发展的需要。近期由于经济复苏，电源建设规划滞后，经济增长速度超过电力增长速度，迫使许多燃煤火电机组超时运行，电网处于缺电局面，部分市（县）采取了拉闸限电措施。因而在今后的一二十年内仍要加快广东电力工业的建设，使电力由基本适应型向同步或超前发展型转变。燃煤火力发电厂的建设相对核电和水电来说，具有投资小、见效快的优势，若采用先进的洁净煤发电技术，可减轻对环境的破坏。
3．2洁净煤发电技术在广东电力工业的应用前景
广东电力工业紧随经济发展而发展，发电燃煤量逐年增长。能源是历史发展和社会进步的物质基础，大量消耗能源的结果，促进工业经济的快速发展，但同时使环境付出巨大的代价，大量燃煤燃烧给广东地区生态环境带来巨大压力。广东电力工业以燃煤火力发电为主的电源结构，短时期内不会改变，因此，为降低污染物的排放，满足国家环保要求，应该积极采用新的洁净燃烧技术，从而提高能源转化效率，降低能源系统成本，提供优质能源服务。
近期，广东省的连州发电厂、沙角A电厂实施烟气脱硫工程，茂名热电厂进行把燃油机组改造为燃烧水煤浆机组的技改工程。广东省正在惠州建设天然气发电厂，深圳能源公司属下的西部电厂已实现海水脱硫。这些项目的实施都已取得巨大的社会效益，并将获取显著的经济效益。为最大限度降低环境污染，广东省可根据各电厂的具体情况，在老厂改造、新厂建设和发展大机组时尽可能采用洁净煤发电技术。
3．3洁净煤技术应用保障
电力工业是关系社会经济发展和国计民生的基础产业，是政策上予以鼓励和保障的先导产业。洁净煤发电技术是当今世界先进的发电技术，是一项造福人类的重大工程项目，社会各部门应予以扶持和保障洁净煤技术的应用。广东电力工业应通过各种途径采用洁净煤技术，加强洁净煤技术的开发与应用，组织有关科研、设计、制造与生产部门协同攻关；引进国内外较成熟的先进技术，建立示范电厂；在人力、物力、资金和税收等方面给予优惠扶持；走节能降耗、创建友好生态环境的生存发展之路，使企业在未来的市场竞争与持续发展中处于不败之地。
