中国能源供应体系研究：能源投资与工业振兴

能源投资是形成能源供应能力的必要条件，能源工业是能源供应的主体。只有合理的投资和强大的能源工业才能建设完善的能源供应生产运输体系。本书中的能源工业包括煤炭采选业、石油和天然气开采业、电力生产和供应业、石油加工及炼焦业和燃气生产和供应业。[1]能源投资主要是指固定资产投资。

一、能源投资规模

改革开放以来，我国能源工业的固定资产规模有了非常大的增长。改革开放至今，我国能源工业的固定资产投资经历了两个快速增长阶段与一个下降阶段。1981～1997年，我国能源投资呈现加速上涨趋势，其中国有能源工业固定资产投资额从141．24亿元增长到2914亿元，年均增长速度达到20．83%，有力地扭转了我国长期存在的能源短缺局面。1997年以后一段时间，受亚洲金融危机的影响，我国经济增长有所放缓，能源需求减少，部分地区甚至出现供大于求的现象，国家有关部门出台了在3年之内不上新的发电项目、不建新煤矿的规定，能源固定资产投资因此逐步减少。1998～2002年，我国能源投资额总体上看略有下降，从1997年的2914亿元下降到2626．16亿元。然而，随着20世纪初我国的重化工业发展开始加速，能源供需关系再度紧张，特别是2002年以来又出现了较严重的电力短缺，能源工业的固定资产投资又进入高峰期，国有能源工业固定资产投资额从2002年的2626．16亿元增加到2007年的6715．04亿元，年均增长速度达到20．7%。

为了更准确地比较各年能源工业投资的变化情况，我们利用固定资产投资价格指数对能源投资额进行缩减（见图3－1）。1990年国有经济能源工业固定资产投资额为823．88亿元，以1990年不变价格衡量，能源投资在1997年达到一个极值即1474．32亿元，1990～1997年按1990年不变价格的国有经济能源工业固定资产投资额年均增长8．67%。由于这一阶段的价格升幅较大，不变价格的固定资产投资增长速度要远远低于按当年价格计算的固定资产投资增长速度（1990～1997年为19．78%）。1998～2002年，能源投资有所下降。从2003年开始，能源投资重新快速增长，从2002年的1314．26亿元增长到2007年的2906．16亿元，年均增长17．2%。

图3－1　1990年不变价格的国有经济能源工业固定资产投资额

虽然能源工业的固定资产投资有很大幅度的增长，但是其占全部国有固定资产投资和全社会固定资产投资的比重却出现了大幅度下降（见图3－2）。能源工业国有经济固定资产投资占全部国有固定资产投资的比重从20世纪80年代初的23%左右下降到2003年的13．28%，此后略有回升，2007年为15．90%。但能源工业国有经济固定资产投资占全社会固定资产投资的比重却一直持续降低，2007年已降至4．89%。

图3－2　能源投资占全部投资比重情况

二、能源投资结构

1．各能源行业的投资规模

我国能源工业各行业的固定资产投资规模自改革开放以来都有了较大的增长，但增长速度存在较大差异。1981～2007年，煤炭采选业每年的国有经济能源工业固定资产投资额从36．06亿元增加到836．11亿元；石油开采业每年的国有经济能源工业固定资产投资额从46．86亿元增加到585．85亿元；电力蒸汽业每年的国有经济能源工业固定资产投资额从47．55亿元增加到4611．17亿元；石油加工、炼焦、核燃料加工、煤气生产和供应业每年的国有经济能源工业固定资产投资额从10．77亿元增加到681．91亿元。

表3－1　1981～2007年分行业国有经济能源工业固定资产投资情况单位：亿元

续表

注：＊1995年及之前不包括炼焦业；＊＊1995年及之前包括炼焦业。
资料来源：《中国固定资产投资统计年鉴》（1950～1995）以及《中国能源统计年鉴》有关各年。

从图3－3可以更清楚地看到能源各行业固定资产投资的增长趋势。其中，电力蒸汽业、煤炭采选业、石油开采业以及石油加工、炼焦、核燃料加工、煤气生产和供应业固定资产投资的变化趋势与能源行业的总体变化趋势大致相同，均是在1997年前后达到第一个峰值，之后投资额有所下降，在2001年或者2002年又开始大幅度增长。其中，石油开采业和电力蒸汽业的固定资产投资的第一个峰值出现得相对较晚，前者出现在1998年，后者出现在2000年，但是石油开采业在1998年之后的固定资产投资额均没有超过1998年，而电力蒸汽业的固定资产投资额在2001年略微下降后，从2003年开始又进入一个快速增长时期。

图3－3　1981～2007年分行业国有经济能源工业固定资产投资情况

图3－3还显示出电力蒸汽业的固定资产投资额增长最快，2007年的投资额达到1981年的96．98倍；煤炭采选业的固定资产投资增长了23．19倍，石油开采业的固定资产投资增长了12．50倍，石油加工、炼焦、核燃料加工、煤气生产和供应业的固定资产投资增长了63．32倍。

我国能源工业各行业的固定资产投资对提高能源产量具有明显的作用。但投资转化为生产能力与产量的程度与资源丰裕度及上游产品的供应有关。为了验证这一观点，我们分别计算了煤炭、电力、石油投资与其产量的相关系数。结果表明，煤炭投资与煤炭产量的相关系数、电力投资与电力生产量的相关系数分别高达0．96和0．99，石化投资与石油消费量的相关系数也有0．88，石油投资与石油产量的相关系数则只有0．63。

2．各能源行业投资占能源总投资的比重

在20世纪80年代初，煤炭采选业、石油开采业、电力蒸汽业的固定资产投资规模大致相当，其投资规模占国有经济能源工业固定资产投资中的比重约在30%上下。之后由于电力蒸汽业投资的明显加快，其在能源投资中的比重不断提高，2002年达到最高点79．3%，随后回落到2007年的68．7%。石油开采业由于投资增长较慢，其在能源投资中的比重下降较快。1982年石油开采业固定资产投资占能源投资的比重为35．8%，2005年下降到5．8%，但2006年、2007年两年回升较快，2007年已恢复到8．7%。煤炭开采业固定资产投资占能源投资的比重从80年代初下降到2000年7%的底点后，又逐步回升到2007年的12．5%。石油加工、炼焦、核燃料加工、煤气生产和供应业固定资产投资占能源投资的比重近几年呈回升趋势，2007年这一比重为10．2%，其中石油加工及炼焦业的比重有较大波动，1996年以来其所占比重在3．12%～8．58%变动，2007年石油加工及炼焦业固定资产投资占能源投资的比重为8．18%。从主观意愿上看，我国改变以煤为主的能源生产结构的投资指向是明显的。改革开放以来的很长一个时期，我国对石油、电力的投资一直高于对煤炭的投资，但由于我国是富煤少油的国家，已有的石油资源难以支持石油产量的增长，能源生产总量的增长主要是依靠煤炭产量的增长。因此，与1978年相比，2007年煤炭在一次能源中的比重不降反升。

图3－4　能源投资的行业结构

注：由于1995年之前，炼焦业归属于炼焦及煤气生产和供应业，1996年开始归属于石油加工、炼焦及核燃料加工业，因此本图将石油加工、炼焦、核燃料加工、煤气生产和供应等行业合并。

电力投资的快速增长及其比重的迅速提高主要是由于“十五”时期的电力需求的快速增长及所造成的电力短缺，极大地刺激了电力建设投资，电力项目一时成为中央与地方投资的热点。地方项目中，有75．1%的资金投向电力行业，中央项目的资金有55．7%投向电力行业。中央与地方项目合计，电力行业的项目投资占全部能源项目投资的66%。2001年、2002年、2003年国家分别批准开工电站项目2140万千瓦、2337万千瓦和3111万千瓦。2004年已经批准开工电站项目6110万千瓦，而实际开工的发电厂装机却达到了1．8亿千瓦，违规开工达1．2亿千瓦，是批准开工的两倍。此外，在能源固定资产投资中，电力行业的投资对经济增长速度和供需关系比较敏感，这也是中央与地方项目在近几年更多地将投资集中在电力行业的原因。[2]

3．能源投资的地区结构

我国能源投资的地区分布相对比较集中。从图3－5可以看到，国有经济能源工业固定资产投资居前10名的省区投资额合计占全国国有经济能源工业固定资产投资的比重虽然有所变化，但自1997年以来均保持在54%以上。

图3－5　能源投资前10名省区投资额合计占全国比重情况

虽然我国能源投资的地区总体集中情况变化不大，但是各地区投资额及其占全国投资额的比重却发生了很大的变化。我们选择1991年、2000年、2007年几个时点以及1991～2007年的累计投资额进行分析。从图3－6以及表3－2可以看到，1990年投资额居前的省份为山东、广东、辽宁、陕西、河南、四川、新疆，在投资额占全国比重超过5%的8个省份中，除广东外均为资源储量比较丰富的地区，如山东、陕西、河南有煤炭资源，黑龙江、山东、新疆、辽宁有石油资源，四川有天然气资源。2000年投资额占全国比重超过5%的省份有山东、湖北、江苏、河南、辽宁、河北；2007年投资额占全国的比重超过5%的省份有内蒙古、山西、陕西、安徽、广东、浙江。总体上看，我国能源投资在地域分布上呈现出向能源资源大省以及能源消费大省集中的特点，特别是能源资源大省集中。但是近年来能源消费大省所占比重有增长的趋势，如沿海的江苏、上海、浙江、福建、广东5省市能源投资占全国的比重1991年为17．69%，2002年提高到20%以上，最高的2004年一度达到26．07%。

图3－6　我国能源投资的地区分布情况示意图

注：1991～2007年累计能源投资比重，将四川和重庆合并为一个地区。

表3－2　能源排名前10位的地区及其占全国的比重

注：1991年及1991～2007年数据，四川包括重庆。
资料来源：根据《中国能源统计年鉴》有关各年整理计算。

4．能源技术的研究投资

能源供应能力提高和改善在相当大程度上依赖于技术进步。因此，能源技术的研发投资是能源投资中必不可少的组成部分。根据IEA的估计，2004年IEA成员国用于能源领域的政府R＆D预算接近100亿美元，其中美国、日本分别为28．5亿美元和39．6亿美元，德国、意大利也在数亿美元。政府在税收优惠方面的支持力度更为可观。如《2005年美国能源法案》中提出在未来10年内，美国联邦政府将向全美能源企业提供146亿美元的减税额度，以鼓励石油、天然气、煤气和电力企业等采取节能措施，为提高能效和开发可再生能源，将给予相关企业总额不超过50亿美元的补助。

表3－3　2004年IEA成员国能源领域政府R＆D预算

续表

资料来源：IEA，Energy Policies of IEA Countries（Compendium），2005Review．

我国在风力发电、太阳能发电等具有大规模开发利用潜力的新能源和可再生能源技术方面，在能源效率与能源的节约利用方面，都与世界先进水平差距很大。同时，虽然我国在能源领域的R＆D投资占政府投资的比重不低，但投资额仍非常有限。如2008年能源领域投资占国家主体性项目投入的18%，但总规模只有61．8亿元，与美国、日本等发达国家存在较大差距。

此外，我国能源投资的资金来源也需要调整。如促进可再生能源的补贴政策，美国和西欧国家通过系统效益收费和征收化石燃料税来筹集；我国则主要由政府财政支付。由于财政收入有限，需要补贴支持的事业很多，政府的财政支持的力度有限。

表3－4　分社会经济目标国家主体性计划项目投入（2008年）

续表

资料来源：《中国科技统计年鉴》（2009）。

三、能源投资周期

图3－7　GDP、能源消费与国有经济能源工业固定资产投资的增长情况

自1999年开始，我国重工业发展加速，产业结构重新进入重化阶段，并且开始进入新一轮经济增长周期，同时能源消费量开始加速增长。但是，我国的能源投资并未出现同步增长，甚至在2000～2002年出现了绝对数的下降。导致了能源消费与能源供应能力的失衡。2003年，以1990年不变价格计算的国有经济能源工业固定资产投资才出现了正增长，但绝对数仍然没有恢复到2000年水平，直到2004年之后，国有经济能源工业固定资产投资的增长速度才超过能源消费的增长速度（见图3－7）。

电力行业同样出现投资增长滞后于消费增长的问题。从图3－8可以看到，电力消费增长速度同GDP增速一样在1998年到达谷底，1999年开始加速增长，2002年以来的增长速度均在10%以上。同期，电力行业国有经济能源工业固定资产投资的增长速度呈现较大的波动。在电力消费稳定快速增长的时期，国有经济能源工业固定资产投资却在2001年出现接近13%的负增长，即固定资产投资的绝对值出现下降。2000～2002年，电力需求增速平均在10%左右，高于同期发电装机增长速度约4．3个百分点。这就造成2002年6月开始全国出现大范围电力供应紧张的局面。2003年、2004年，均出现全国20多个省市电力供应不足、拉闸限电的现象，直到2006年电力供需紧张的形势才得到明显缓解，但全国尖峰负荷最大电力缺口为1000万千瓦左右，全国缺电省份仍有6个。①

图3－8　电力消费与电力行业国有经济能源工业固定资产投资增长情况

①国家电力监管委员会：《电力监管年度报告》（2006）。

一、我国能源工业的发展

2000年以来，中国能源工业的增长与工业的增长基本同步，呈现快速发展的势头。从表3－5可以看到，按当年价格计算，规模以上能源工业[3]的工业总产值从13618亿元增加到79438亿元，年均增长24．66%，仅略低于工业的增长速度。其中以煤炭开采和洗选业增长最快，年均增速达到35．64%，电力、热力的生产和供应业以及燃气生产和供应业的增长速度也快于工业平均增速。

表3－5　2000～2008年能源工业总产值单位：亿元；%

注：2004年数据缺失。
资料来源：《中国统计年鉴》有关各期。

采掘业和电力产业的增加值率高于一般的工业行业。2007年，煤炭开采和洗选业的增加值率为51．0%，石油和天然气开采业的增加值率为77．7%，电力、热力的生产和供应业的增加值率为33．4%，燃气生产和供应业的增加值率为31．0%，均高于工业的平均增加值率。因此，从工业增加值能够更清楚地看出能源工业的增长情况及其在工业中的地位。从表3－6可以看到，我国能源工业的工业增加值从2000年的5943．46亿元增加到2007年的23379．70亿元，年均增长21．61%，增速低于工业的平均增速，能源工业增加值占工业的比重也从23．40%下降到19．97%。在能源工业中，煤炭开采和洗选业、燃气生产和供应业增加值增长速度超过工业平均增速，分别达到34．72%和36．50%。

表3－6　2000～2007年能源工业增加值单位：亿元；%

注：2004年数据缺失。
资料来源：《中国统计年鉴》有关各期。

如果剔除价格增长因素，能源工业的经济规模增长速度要低得多。从图3－9可以看到，2001～2007年，全部工业2001年不变价增加值增长率仅略低于按当年价格计算的增长率，而能源工业中的煤炭加工和洗选业、石油和天然气开采业以及石油加工、炼焦及核燃料加工业的2001年不变价格的工业增加值增长率远低于按当年价格计算的增长率。这说明能源工业的增长在很大程度上得益于能源价格的上涨。

图3－9　2001～2007年当年价格和2001年不变价格工业增加值增长情况

二、中外能源工业的比较

1．产业规模

从能源生产规模上看，中国的能源工业居于世界前列。根据BP公司的数据，2008年中国原油产量1．897亿吨，占世界总产量的4．83%，居于沙特、俄罗斯、美国、伊朗之后列世界第5位，排名比2000年上升3位；炼油能力773．2万桶／天，占世界总炼油能力的8．72%，比2000年提高2．12个百分点，成品油产量685．1万桶／天，占世界总产量的9．11%，比2000年提高2．97个百分点，均居美国之后列世界第2位，但与美国还存在较大差距，炼油能力和成品油产量分别相当于美国的43．88%和46．78%；天然气产量761亿立方米，占世界总产量的2．48%，排名从2000年的第19位上升到第9位；煤炭产量27．82亿吨，占世界总产量的41．02%，居世界第1位，但是占世界总产量比2000年提高近12．82个百分点；发电量3433．4亿千瓦时，占世界总发电量的比重从2000年的8．80%提高到17．00%，列美国之后居世界第二位（相当于美国的79．55%）。

表3－7　2000～2008年中国主要能源产量／产能占世界比重

注：由于数据来源不同，本表数据与国家统计局数据有一定差异。
资料来源：BP，Statistical Review of World Energy 2009．

2000年以来，中国能源产量和产能以较快的速度增长，从图3－10可以看到，2000～2008年中国除原油产量受国内储量限制年均增长1．95%，仅略高于世界平均水平外，炼油能力、成品油产量、天然气产量、煤炭产量以及发电量的年均增长速度分别达到4．57%、6．25%、13．72%、9．99%和12．32%，均远远高于同期世界的平均增长速度。(www.xing528.com)

图3－10　2000～2008年中国主要能源产量／产能年均增长情况

资料来源：BP，Statistical Review of World Energy 2009．

但是总体来看，中国能源工业的工业增加值在世界上仍处于前列，2003年中国能源工业规模以上企业按美元计算的增加值为1050．71亿美元，约为美国的28．9%，也低于日本能源工业的增加值，但高于德国、英国等国家，居世界第3位。2003年中国能源工业增加值占工业的比重为20．72%，与美国、英国相当，高于德国、韩国的水平（见表3－8）。中国能源采掘业，炼焦、石油冶炼与核燃料业，电力、天然气和水的供应业2003年的增加值率分别为59．6%、20．6%和51．2%，与世界发达国家的水平基本一致（见表3－9）。

表3－8　2003年各国能源工业结构（占全部工业比重）比较　单位：%

资料来源：国外数据根据“Source OECD STAN Structural Analysis”计算，中国数据来自《中国统计年鉴》。

表3－9　2003年各国能源工业增加值率　单位：%

资料来源：国外数据根据“Source OECD STAN Structural Analysis”计算，中国数据来自《中国统计年鉴》。

2．经济效益

由于数据获得的困难，我们采用经营利润与增加值之比近似衡量各国能源工业的营利能力。从表3－10可以看到，中国能源采掘业，炼焦、石油冶炼与核燃料，电力、天然气和水的供应的经营利润与增加值之比分别为38．46%、9．59%和18．26%，远远低于美国、德国、日本、英国、法国等发达国家的水平，只有炼焦、石油冶炼与核燃料业的经营利润与增加值之比接近英国，电力、天然气和水的供应业的经营利润与增加值之比接近日本和德国。这就造成虽然中国能源工业增加值相当于美国的28．9%，但利润仅相当于美国的12．11%。

表3－10　2003年各国能源工业利润与全部工业增加值之比　单位：%

资料来源：国外数据根据“Source OECD STAN Structural Analysis”计算，中国数据来自《中国统计年鉴》。

表3－11　2003年各国能源工业利润占全部工业利润的比重　单位：%

资料来源：国外数据根据“Source OECD STAN Structural Analysis”计算，中国数据来自《中国统计年鉴》。

从各国工业内部的利润结构看，能源工业利润占工业利润总额的比重（除日本外）均高于能源工业增加值占工业增加值的比重。如中国能源工业利润占全部工业利润的26．29%，高于能源工业增加值20．72%的比重。说明各国能源工业的盈利情况好于工业的平均水平。

3．生产效率

中国能源工业的生产效率与发达国家相比存在较大差距，不仅体现在能源工业的技术水平上，而且也体现在能源工业人均产出、污染物排放等指标上。

我国电力设备行业虽然发展较快，但是整体技术水平与国外先进水平仍存在较大差距。目前，国内生产的最大机组容量为60万千瓦，而国外已达到130万千瓦；在大型供热机组中，本土企业生产的最大容量只有30万千瓦，而世界先进国家已达到76万千瓦；在超临界机组的生产能力方面，我国最高达到60万千瓦，国外已达到130万千瓦。[4]受设备技术水平的限制，我国电力工业能耗和污染物排放均高于国外先进水平。发达国家每千瓦时供电煤耗平均为335克，我国2005年是370克，厂用电率（发电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比）高，发达国家的水平是4%，我国2006年是5．87%；我国“九五”末期电网线损是7．81%，而世界平均水平是6%。[5]

更为严重的是，我国能源工业存在大量中小型企业。根据王庆一的统计，我国煤矿2．8万个，平均每矿年产原煤7万吨，而德国煤矿平均产量达到556万吨，是中国的近80倍；中国炼油厂的平均原油年处理能力419万吨，而韩国平均每厂年处理原油2147万吨，是中国的5倍多。[6]2005年，全国单机10万千瓦及以下小火电装机达到火电总装机容量的29．4%，火电机组平均单机容量仅为6．09万千瓦，明显低于发达国家的水平。[7]中小企业由于生产设备和工艺落后、技术装备和管理水平低，产品单耗比大型企业高得多。

中国能源工业的劳动生产率与发达国家也存在较大差距。2003年，中国能源采掘的劳动生产率为1．0万美元／人，仅相当于英国的1／93、美国的1／33和德国的1／3；中国的炼焦、石油冶炼与核燃料业劳动生产率为2．6万美元／人，仅相当于日本的1／80、法国和美国的1／13、德国的1／8、英国的1／7；中国的电力、天然气和水的供应业劳动生产率为1．6万美元／人，仅相当于美国的1／25、日本的1／20、英国的1／15、法国的1／12、德国的1／8（见表3－ 12）。虽然按美元计算的劳动生产率会受到汇率及汇率变化的影响，但是以上数据表明中国能源工业的劳动生产率与世界先进水平的差距还是相当大的。

表3－12　2003年各国能源工业劳动生产率单位：万美元／人

资料来源：国外数据根据“Source OECD STAN Structural Analysis”计算，中国数据来自《中国统计年鉴》。

一、保持足够的适当超前的能源投资

能源是经济发展的基础和动力，而能源投资是能源物质供应体系建设发展的基础，是能源能否稳定、经济、清洁供应的根本保障。能源投资不足必将导致能源供应短缺，从而阻滞经济的发展。必须树立“经济发展，能源先行”的指导思想，大力推进能源投资和能源建设。

一是能源建设必须适度超前。国家能源规划要充分考虑到经济增长周期、产业结构变动、人民生活水平提高对能源消费总量的影响。能源生产和供应能力规划要以能够满足经济繁荣时期、产业结构引致的能源需求增长对能源的需求。

二是要从根本上解决可能出现的能源供给能力不足问题，在保证国家在能源领域主导地位的同时，要适当放开能源产业的市场准入，允许外资、民营资本进入能源投资领域。国家控制的重点应该从所有制性质转移到行业的进入标准上来。我国经济发展和世界各国的经验表明，只有竞争的市场才能够解决“短缺”问题。当然，由于能源产业投资额大，过度的投资也会造成重复建设、资源浪费，国家也需要对能源投资进行适当的引导。

三是通过引导能源投资的方向，促进能源结构的调整。通过研发资金支持、税收优惠等方面的措施，鼓励各种所有制类型的企业在风能、太阳能、地热能等可再生能源领域及传统能源清洁利用领域的投资热情，尽快提高我国在新能源、可再生能源和能源清洁利用领域的技术和装备水平，缩小与世界先进水平的差距。

四是将能源投资与节能减排结合起来。严格限制技术水平低、规模小、能耗高、排放大的投资，鼓励技术先进的能源设施上马，并以此促进低水平能源设施的关闭淘汰。引导投资进入能源装备领域，缩小我国在能源装备领域的技术差距，为我国能源行业的节能减排奠定坚实的物质基础。

二、加快能源资源勘探开发

保障能源供应必须首先立足于国内，过高的对外能源依存度无疑会威胁到我国的能源供应安全。煤炭在很长一个时期仍将是我国的主要能源，石油、天然气的需求缺口仍将继续扩大，因此，需要加大对煤炭、石油和天然气资源的勘探力度。对于石油和天然气资源要特别加强西部地区，特别是海洋资源的勘探力度。目前中国在海洋油气资源的勘探量只占资源储量的17．6%和11．9%，勘探程度不高，今后要加大对中国近海，包括加大北、南黄海海洋油气勘探和东海油气的勘探力度。与此同时，也需要对深水海域、争取海域的油气资源勘探引起足够的重视。此外，老油气田也要继续挖潜，摸清石油天然气探明地质储量、可采储量和剩余经济可采储量的家底。在能源开采方面，在老矿区挖潜的同时，鼓励低品位油田和煤矿的开发，加快已发现大型煤矿、油气田的开发，保证高产稳产。

从世界范围来看，能源探明储量的增长在很大程度上得益于勘探科技的进步。我国无论在勘探技术还是在开采技术上均与发达国家存在比较大的差距。特别是随着我国能源勘探开发难度越来越大，对能源勘探技术和设备的要求也越来越高。因此，保证煤炭、石油和天然气的稳产、高产除了要加大勘探开发投入外，还必须要依赖科技的进步，加大对勘探理论（如碳酸盐岩油气成藏理论、深层油气地质理论、深海油气勘探技术、山地地震技术、一体化评价系统等）和勘探开发技术的投入，加强地质理论与勘探技术的攻关研究，加快推进重大技术的攻关进程，加大配套成熟技术的集成和应用力度，减少对进口设备的依赖，为油气勘探的发展提供有效的勘探理论与适用的主导勘探技术。

能源资源勘探开发要继续推进能源的国际合作。主要包括：进一步推进石油来源的多元化，适当减少从中东地区的石油进口，增加从非洲、东南亚、中亚、俄罗斯等地区的原油进口的比重；加强与亚太地区国家、俄罗斯和中亚五国的能源战略合作，重视开展与日本、韩国的合作（如共同建设石油、天然气输送管道），共同开发利用俄罗斯、中亚地区的石油和天然气资源；支持和帮助我国石油公司拓展海外业务，扩大海外投资规模，通过直接投资、购并、控股、参股等方式，参与国外石油勘探开发，增加自有或者参股的油气田的数量，提高国外石油供应的稳定性。

三、调整能源生产布局

1．炼油

世界炼油行业的整体发展趋势是减少工厂数量、扩大生产规模、集中形成炼油化工一体化基地。如美国43．8%的炼油能力和95．1%的乙烯生产能力都集中在墨西哥湾沿岸，日本38．5%的炼油能力和55．9%的乙烯生产能力集中在东京湾地区；韩国有32%的炼油和46%的乙烯出自蔚山。[8]相比之下，我国炼油企业则相当分散，而且地方政府出于刺激本地区GDP增长的目的，各省尤其是沿海省区纷纷上马炼油项目。今后应引导新增炼油项目向东部靠近市场需求、运输便利的沿海地区集中，在珠三角、长三角、环渤海地区形成三大炼油和石化产业基地。

2．火电与核电

我国火电呈现“北煤南运”和“负荷中心发电”的产业格局，铁路运输能力承受着很大的压力，为了改变这一状况，电力布局需要做以下调整：一是要加大西部地区大型煤电基地建设；二是加大西部和西南部地区的水电基地建设，降低火电的比重；三是在沿海地区较快发展核电，提高核电比重，同时根据国内天然气资源开发、西气东输、天然气进口的情况，在东部地区发展天然气发电，改变东部地区煤电比重过高的格局。

3．炼焦

推进炼焦与炼铁的一体化发展，限制非煤炭产区和钢铁产区的炼焦能力增长，促进炼焦能力向主要钢铁产地集中。

四、优化能源产业组织结构

世界炼厂规模呈现大型化的趋势，1995年世界炼厂的平均规模为523．7万吨／年，2002年已增加到567万吨／年。我国炼油企业的规模偏小，1000万吨级规模的企业偏少。今后要提高炼油行业的市场准入标准，限制规模小的炼厂上马。另外，对效率低下的中小炼油企业进行技术改造，对不符合环境要求、产业政策的予以关停。

为了改变能耗高、污染重的小火电机组比重过高的问题，要继续大力推进小火电机组关停工作，严格控制新建小火电机组，鼓励大容量、高参数、低消耗、少排放的60万千瓦及以上的超临界和超超临界大容量机组建设。同时要加大高效机组的科研投入，提高我国高效火电机组的装备水平，实现核心部件和全套设备的国产化生产。

优化炼焦业产业结构，防止产能盲目扩张，坚决淘汰落后生产能力，彻底淘汰土焦、改良焦设施；严把新增能力准入关，制止低水平重复建设；鼓励企业联合重组，推动炼焦、钢铁一体化企业的发展。

五、优化能源运输方式、加强能源传输各环节的衔接

优化能源运输方式关键是协调好输煤还是输电的关系。由于我国煤炭资源集中在西北部省份，而电力消费大省集中在东部沿海地区。为了解决电煤和用电的地区不平衡，可以有两种对策供选择：一是以负荷为中心长距离输煤；二是以资源为中心长距离输电。长期以来，我国基本采取的是“北煤南送”和“负荷中心发电”的格局。无论是输煤还是输电都各有利弊，并且牵扯到各地区间的利益分配。输电会减轻铁路运输的压力，但需要大规模建设高压乃至特高压电网；输电为减轻电网的传输负担，但是需要对铁路运输能力进行大规模扩容。有学者认为，大体量、大跨度、超负荷的电煤运输在遭遇自然灾害或战争等不可控因素时，会给电力供应造成严重打击。但是2008年的雪灾表明，电网也存在着自身的脆弱性。而有的学者认为，输煤相对于输电是更为经济的方式。[9]对于选择输煤还是输电，关系到未来很长一个时期我国的能源战略和能源安全，应该对二者的综合成本、风险状况、环境影响等方面进行综合的评价，然后再决定选择最优的方式（可能是二者择一，也可能是二者结合的方式）。

铁路运力不足的直接后果之一就是电煤供应和电力生产无法充分衔接，电煤供应紧张，这是我国东部地区近年来频繁出现电力供应短缺、拉闸限电的重要原因之一。因此电源建设、电网的建设以及铁路运输能力的发展要加以综合考虑，使之能够实现顺利的衔接。

对于电网建设来说，在注重主干网架设的同时，也要重视与之相衔接的区域电网和配电网建设，在注重输电能力和输电可靠性的同时，应当更加注重配电能力和配电可靠性的建设；在注重远方、区外电源、坑口电站、大型机组及电源基地建设的同时，应当更加注重区内不同规模和不同结构、不同性质、对受端系统起支撑作用的电源建设。受端系统电源建设除区外供电之外，必须考虑中小型支撑电源建设，并结合节能减排因地制宜建设冷热电联产等分布式电源、新能源以及应急电源。[10]

加强能源传输基础设施建设。无论未来中国电力发展是主要采取以负荷中心为导向的受端发电模式还是采取以资源为导向的坑口发电模式，当前的铁路运力不足、电网建设滞后已经不能满足能源传输的需要。即使在电煤运量不增长的情况下，我国经济社会发展仍然会带来客运量和货运量的大幅度增长，因此加大铁路的建设力度，无论对于解决当前电煤运力不足问题，还是满足未来经济社会发展的需要都是十分必要的。电力建设一方面应加强电网建设，加大电网的投资力度，解决电源建设与电网建设不协调的问题；另一方面要解决电网发展“重输轻配”的问题，解决城乡电网存在的网架薄弱、线路和变电设备容量不足、电网“卡脖子”、设备老化、损耗大等诸多问题。[11]

合理调整电源结构。能源传输基础设施建设滞后固然是造成我国能源传输能力不足的重要原因，但是能源结构特别是电源结构的不合理也是非常重要的原因之一。火电在发电量中的比重高以及煤炭主要产地与电力主要消费地的分布差异，共同决定了无论输煤还是输电都会对我国的能源传输设施造成非常大的压力。因此，为了解决能源传输系统的“瓶颈”问题，未来可以考虑调整我国电源结构，提高核电的比重，主要在东部沿海地区加快核电站的建设，从而缓解北煤南运、西电东送对铁路、电网的压力。

[1]电力、热力的生产和供应业中的热力的生产和供应业属于非能源产业，但是其占整个电力、热力的生产和供应业的比重很小，且考虑到统计资料的可获得性，本书不将电热力的生产和供应业从能源产业中剔除。

[2]史丹：《我国能源经济运行的总体特征》，《中国乡镇企业》，2007年第9期。

[3]本书如不特别说明，均指规模以上工业企业。

[4]李公民：《开展节能减排 发电设备业重在结构调整》，《中国工业报》，2007年4月10日。

[5]李新民、高露：《我国节能减排拿电力工业“开刀”》，《经济参考报》，2007年1月30日。

[6]王庆一：《我国能源密集产品单位能耗的国际比较及启示》，《国际石油经济》，2006年第2期。

[7]《国家发展改革委能源局局长赵小平就电力工业上大压小 节能减排工作答记者问》，http：／／www．sdpc．gov．cn／xwfb／t20070131＿115705．htm，2007年1月31日。

[8]储国强、傅丕毅、郭嘉轩：《沿海“石化风”卷起重复建设》，《瞭望》，2005年第47期。

[9]陈望祥：《送煤还是送电》，《能源思考》，创刊号。

[10]肖鹏：《重建核心价值：关于我国电网规划建设的几点思考———对2008年冰雪灾害的反思》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080425＿8931．htm）。

[11]刘雅芳：《冰灾启示：对于我国“大电力”背景下电力规划和发展的几点看法》，电监会网站（http：／／www．serc．gov．cn／jgyj／ztbg／200804／t20080415＿8884．htm）。