我国煤、电工业结构调整透析

    我国正处于重化工业时期，能源的需求和消耗量必将出现持续增长势头。在持续增长的能源消耗中，煤消耗的增长占的比重很大。煤炭几乎满足了中国一次能源消费的2/3，煤炭的生产数量所占的份额比较高，大约占能源生产总量的3/4。由于这样一种能源消耗格局，使得我国的经济建设、经济发展和煤炭工业的发展关系十分密切。

一、 现状及问题

    1. 煤炭生产不能有效适应经济的周期性变化，经济出现高速增长时供不应求，而经济进入谷区时，又会出现企业效益下滑，煤难卖的问题。
    我国的经济建设有周期性，有时有很大的波动，在这种波动中，煤炭的生产、供应出现了和过去农产品生产相同的格局，就是“多了多了少了少，少了少了多了多”。1998年前的一个时期，我国的煤炭工业不景气，所以，自1998年实行关井压产政策，几乎停止新建煤炭矿井。近两年来，我国的煤炭需求快速增长，煤炭供求形势严峻。在强烈的需求增长拉动下，煤炭产量虽然也快速增长，但这种增长是建立在多数矿井超产能生产的基础上。据统计，2003年国有重点煤矿原煤产量为8.3亿吨，超过其核定生产能力20％以上，煤炭生产能力严重不足。
    我国的煤炭不仅在总量供给上受到严峻挑战，而且其布局和经济发展的格局严重脱节。我国的煤炭工业主要集中于北方，尤其是山西、陕西和内蒙古自治区，而煤炭的消费地则主要集中于经济发达的东南部沿海地区，工业布局与煤炭资源的错位，形成了北煤南运、西煤东运的格局，运力是否充分成为影响和制约煤炭供需平衡的重要因素。
    2. 大型煤矿供给能力不足，中小型煤矿与大型煤矿并存成为我国满足煤炭需求快速增长的重要力量。
    煤炭企业向大型化、集团化发展和实现集中高效生产是世界煤炭工业发展的趋势。世界先进产煤国家矿井产量平均在200万吨／年左右，美国前4家煤炭大企业集中度占到全部的46.7％，澳大利亚前5家占了71.5％，南非前4家占了62.3％，我国目前重点煤矿的矿井平均核定能力只有80万吨／年，地方煤矿的矿井平均生产能力是10.9万吨／年，乡镇和个体煤矿的矿井生产能力不足1万吨／年，全国煤矿平均年产量只有3万吨，我国煤炭产业的集中度是较低的，前4家煤炭企业的市场集中度约为１５％，前８家企业的市场集中度约为２０％左右。
    煤炭产业集中度过低，一是影响我国煤炭总体供给质量，使国家对煤炭行业宏观调控力度减弱；二是小煤矿过多，对煤炭资源的过乱开采，导致资源破坏和环境污染；三是除了部分国有大矿之外，大多数煤矿生产技术水平比较低，装备相对比较差，效率比较低，特别是乡镇煤矿，基本上是非机械化开采。在资源消耗和人员伤亡上，付出了很大的代价。
    3. 上下游关系没有完全理顺。
    电力、建材、冶金和化工行业4个方面，一直是我国主要耗煤大户，这四大行业中，电力又是耗煤大户，资料显示，在我国目前的电力结构中，火电占总装机容量的70％以上，我国发电用煤的消费量占全国煤炭销售总量的60％以上，计划内电煤的供应在主要电力企业的煤炭需求中占80％以上。近两年来随着“电荒”和煤价上扬，煤电企业的紧张关系不断加剧。
    煤电两个行业间的纷争实际上是“市场煤（主要是电煤）”和“计划电”之间的纷争，即煤炭基本上按市场供需状况定价，电力却仍然实行政府定价；火电企业的燃料主要依赖于煤，煤炭价格随市场供求变化上涨之后，电价却不能轻易上涨，这反过来又制约了煤炭的价格随市场供需发生变化的能力，使得价格这一调节煤炭供需的机制不能发挥应有作用，造成一定程度上的价格扭曲。
    4. 安全事故有逐渐由过去的中小煤矿向大型煤矿发展的趋势，特大和大型安全事故频繁发生。
    我国煤炭安全形势总体是向好的。2004年，全国煤矿共发生瓦斯事故386起，事故同比减少73起，死亡人数减少422人。其中，10人以上特大瓦斯事故减少5起，死亡人数减少240人。但在煤矿安全生产工作还存在许多问题，事故频发，特别是重特大安全事故没有得到有效遏制，形势依然十分严峻。去年四季度以来，连续发生了3起特别重大瓦斯爆炸事故。其中，辽宁阜新矿业集团公司孙家湾煤矿“2.14”特别重大瓦斯事故，死亡214人；最近，云南曲靖、山西交城、黑龙江七台河、重庆奉节和山西朔州等地煤矿又接连发生了5起重大、特大瓦斯爆炸事故，给人民生命财产带来了巨大损失。
    5. 煤炭生产的环境问题十分突出。
    在煤炭加工过程中因选煤全国每年排出洗矸4500万吨，选煤废水4000万吨，煤泥200万立方米。我国85%的煤炭是通过直接燃烧使用的，研究表明我国燃煤产生的二氧化硫排放量占全国总排放量的74%；二氧化氮的排放量占总排放量的85%；一氧化氮排放量占总排放量的60%；总悬浮颗粒（TSP）排放量占总排放量的70%。据不完全调查，我国因煤炭开采引起的地表塌陷面积达40万公顷，平均开采地表塌陷达0.2公顷/万吨；煤炭开采过程中的矿井水、洗煤水和矸石淋溶水等未经完善净化就被直接排放，对周围水环境造成严重污染；煤炭开采过程中所释放的矿井瓦斯会产生温室效应；矸石自燃还会释放出大量二氧化硫、二氧化氮和一氧化氮等有毒气体。据国家有关部门统计，我国目前国有煤矿共有矸石山1500余座，其中长期自燃矸石山389座，严重污染了矿区和周边地区的大气环境。

二、 政策建议

    1. 加大对煤炭勘探和生产投入，解决矿井水平接续紧张问题，保障煤炭的长期供应能力。
    煤炭生产本身决定了企业要边生产，边准备，采掘（或采剥）并举，这样生产才能正常进行。由于煤炭企业近年来经济效益不佳，企业资金紧张，生产投入不足，致使相当一部分国有煤矿的矿井水平接续出现紧张与失调。据统计，重点煤矿水平接续紧张与失调的矿井多达30％以上，严重影响矿井生产能力的正常发挥。
    我国的矿井接续的问题也十分严重。预计到2005年和2010年各类煤矿的剩余可采储量只能满足12.9亿吨和12.5亿吨生产能力的需求。我国相当一部分矿井及矿区已开采至最后水平，矿井（矿区）处于衰老报废阶段。由于投资政策的调整及资源等问题，部分企业将面临无煤可采的境地，企业处于倒闭的边缘。
    为此，国家应加大公益性勘查投入，完善商业性勘查投资体制，提高煤炭资源勘探程度，增加后备工业储量，满足新建矿井需要。要建立与国际接轨的煤炭资源评价和管理体系，查清不同地区、不同储存条件和不同煤种的经济可采储量，基本查清在生态环境和水资源等可容量范围内我国煤炭资源最大可供开发量。要尽快完善有关法规和产业政策，制定切实可行的监管办法，加强煤炭生产过程中资源管理的基础工作，依法制止生产开发过程中存在的“采厚弃薄”、“吃肥丢瘦”等浪费资源现象，提高资源回收率。
    2. 进一步理顺上下游关系，推进跨产业的联合，形成新的产业链，提高煤炭工业应对周期变化的能力。
    煤炭企业要寻求新的资源，根据矿山服务年限实施相关多元化经营战略和纵向一体化战略，大力推进煤炭新产品的深度加工和综合利用，发展替代产业，推进产业升级，延伸产业链。要积极参与铁路、水运、海运等运输产业，推动跨行业、跨地区产业的联合，形成煤、电、化、路、港、航等产业链。煤炭工业产业发展战略要走出单纯做煤的方式，实现多元并举全面发展，真正实现产业结构、产品结构的升级。
    进一步理顺上下游关系，推进煤炭定价的完全市场化。煤炭价格的确定，要坚持供需双方协商定价的基本原则，任何政府部门、行业组织和企业不得以任何形式非法干预企业自主定价。改变以往政府主导的模式，坚持政府宏观调控，市场主导配置资源；倡导煤炭企业与电力等行业建立长期合作，依法签订买卖合同，建立煤电价格联动机制。推动煤电联营，建设大型煤炭基地，提高大中型煤炭的技术水平和生产能力，保障煤炭长期稳定供给。
    建立煤炭交易市场，更多地发挥煤炭交易市场在煤炭流通中的作用，更多地考虑用市场的方法和手段调节或调控煤炭流通。煤炭交易市场的建立，不仅可以减轻政府协调煤炭流通的压力，避免政策调控冲击力太大、影响力过猛的问题，还有利于采取更多的手段和措施对煤炭流通施加影响。随着煤炭交易市场交易数量的增加，其形成的交易价格将最直接真实地反映煤炭供求关系，特别是中远期合约交易以及煤炭期货交易机制的引入，交易结果将可以准确反映中长期煤炭供求关系和价格，为煤炭供运需各方规避市场风险提供良好的平台，也必将促进煤炭市场的长期稳定发展。
    3. 通过兼并重组，建立有效的退出与准入机制，合理地扩大企业规模。  乡镇煤矿在现在和将来一段时期内，还将是我国煤炭供应的重要组成部分，要按照“统一规划、合理集中、正规开采、保障安全、依法监管”的方针，鼓励不同性质的乡镇煤矿实施兼并、合资与合作等多种形式的资产重组方式等管理模式，加快其联合与改造，提高正规开采水平，合理扩大生产规模。
    减少开采工艺落后、条件恶劣、生产安全无法保障的，不具备条件的乡镇小煤矿，使这部分生产工艺落后、浪费资源、安全事故多发、环境保护无法控制的小煤矿退出市场。其次是清理国有煤矿井田内的小煤矿，对部分有证的大矿井田内的小煤矿，可实行赎买或补偿部分损失的办法进行清理。第三是制定产业技术政策，从正规化开采要求入手，制订煤矿的最低开采规模。
    4. 着力健全煤矿生产企业保障生产安全的激励与监管机制，解决煤矿工作安全问题。
    要按照“政府统一领导、部门依法监管、企业全面负责、群众参与监督、社会广泛支持”的原则，构建安全生产的责任体系，关键是要建立煤炭生产企业的安全保障激励机制。各类煤矿都要建立健全安全生产责任制和各项规章制度，加大对企业责任人的安全事故处罚力度，坚持煤矿企业内部安全生产机构派驻制度；实行安全生产风险抵押金制度，强化各级安全职责。
    加大煤矿安全投入和技术改造力度，强化煤矿安全基础，提高煤矿安全生产保障能力。国家要通过安排国债资金、贷款贴息等方式，支持大中型国有煤矿安全改造。对国家安排的国债拨款项目，省级财政要安排配套资金。各煤矿生产企业要足额提取煤炭生产安全费用，专款专用。对灾害严重、所提取费用不能满足实际需要的煤矿，可适当提高安全费用的提取标准。
    客观上讲，我国煤炭储存和开采条件差，95％以上都是井工开采矿，高瓦斯和瓦斯突出矿井接近一半；瓦斯突出机理尚未完全认识，许多重大技术难题需要研究。为了推动这方面的技术进步，就需要推动煤气层产业的发展，以煤气层产业的发展，推动煤矿安全改造和瓦斯治理的科技进步工作。我国煤层气资源开发利用起步于20世纪80年代末，目前已初步掌握了一套适合我国煤层气特点的勘探开发技术及生产工艺，但距离商业化运作还有很大差距。主要问题是：煤层气开发利用缺少国家统一规划、政策扶持力度不到位、勘探开发资金投入少且分散、输气管网等配套设施严重不足。只有解决好了这些问题，我国的煤气层产业才可能发展起来。

电力工业
中国社会科学院工业经济研究所 刘戒骄

    电力工业是国民经济的基础产业和重要的公用事业。20世纪80年代以来，特别是近年来随着城市化和工业化的推进，我国正经历着一个以电能替代非电能源和不断扩大用电范围的过程，在终端能源消费结构中电的比例不断提高，经济社会发展对电力的依赖程度越来越高。从规模上看，我国已经成为世界电力生产与消费大国，年发电量位居世界第二位。我国正处于工业化和城市化并行发展阶段，电力需求在未来较长时期仍有大幅度增长空间，发电和输电领域仍需要很大投资。优化电力工业布局和结构，减轻电力发展对资源环境的依赖，是我国电力工业当前和今后一个时期必须给予重视的一个战略问题。

一、 布局和结构的现状及存在的问题

    截至2004年底，我国发电装机容量为44070万千瓦，其中火电、水电、核电分别为32490万千瓦（73.72%）、10826万千瓦（24.57%）、684万千瓦（1.55%）。发电量为21870亿千瓦时，其中火电、水电、核电分别为18073亿千瓦时(82.64%)、3280亿千瓦时(15.00%)、501亿千瓦时(2.29%)。其中，工业消耗的电力约占3/4。我国电源结构以火电为主，水电、核电、风电、太阳能发电所占比重较少，电煤资源与运输之间的矛盾越来越突出，电力工业布局和结构存在的问题集中表现在以下几点。
    第一， 规划和市场两种手段在优化电力工业布局和结构方面发挥的作用不够充分。
    从资源禀赋看，我国电源布局将形成北部以火电为主、西南部以水电为主、东南部以核电和天然气发电为主的格局，每个区域均伴有适量的新能源发电。随着区域电力市场的形成、发电侧竞争和开放大用户选择权，发电企业将加快以大代小（以大机组替代小机组）的步伐，市场竞争带来的压力将在优化电源布局和电源结构方面起基础作用。电力作为沉没成本较高的长期投资，在优化电源布局和电源结构方面还必须借助规划的力量。投资体制改革以后，规划在电力工业布局和结构优化中的作用越来越重要，国家应该尽早制定电力工业布局和结构调整规划，把电力项目是否列入规划作为核准的必备条件之一。
    第二， 电网在节约发电资源和实现资源优化配置方面的作用有待加强。
    我国地域辽阔，一次能源分布和需求负荷极不平衡。我国的煤炭资源虽然储藏量丰富，但主要集中在西北部和华北北部，而负荷主要集中在东部沿海地区，负荷高的地方如华东地区基本没有煤。我国适宜建水电的地方大部分在西南地区。应该通过电网建设调整布局使电力资源得到最大优化也非常重要。因此，西电东送和大型电站群的电力输送将是我国电力工业长期面临的问题，远距离大容量输电和受端高密度受电是必然趋势。目前，我国电网的主网架大部分是以500千伏电压等级为主，线损率达7.71%，输配电煤耗为25克/KWH。随着西电东送规模、电网负荷密度的不断扩大，土地资源开始成为电网建设的重要制约因素。这些都要求我国根据一次能源分布和负荷预测，大力调整东部沿海地区的电源结构，优化电网布局，以降低输电损失，提高输电效率。
    第三， 优先利用水电资源的政策不够明确。
    我国的水电占装机容量的25%和发电量的15%，与世界发达国家相比还有很大差距。我国水能资源丰富，近7亿千瓦的蕴藏量，5亿千瓦多的技术可开发量，4亿多千瓦的经济可开发量，现在仅开发了1亿千瓦。在电力相对过剩时期，水电、火电间的矛盾十分尖锐。目前的政策，优先利用水电资源无法得到保证，部分水电资源被浪费。
    第四， 可再生能源发电的政策不够完善。
    我国具有丰富的太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源资源，开发利用前景广阔。大力推广应用太阳能、风能，提高新能源在能源结构中的比重，是可持续发展的必然选择。我国陆地上可开发利用的风能资源总量为2.53亿千瓦，海上可开发利用的风能资源总量为陆地上的2-3倍，可利用风能资源总量约为10亿千瓦。目前，中国正在制定有关政策，计划到2020年，可再生能源在全部能源供应中的比例达到10%，其中风电装机容量将由目前的56万千瓦提高至2000万千瓦。在目前的经济技术条件下，可再生能源成本比常规热电（主要是燃烧煤炭）技术成本高，只有通过政府补贴和优惠的电价措施，可再生能源发电才能与煤电竞争。2003年的电价改革方案明确提出可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。但是，由于政策不完善，电力部门没有把新能源发电视为我国可再生能源的一个重要方面军。
    第五， 电力工业混合所有制经济发展比较缓慢。
    《中共中央关于完善社会主义市场经济体制若干问题的决定》指出：要适应经济市场化不断发展的趋势，进一步增强公有制经济的活力，大力发展国有资本、集体资本和非公有资本等参股的混合所有制经济，实现投资主体多元化，使股份制成为公有制的主要实现形式。从20世纪80年代开始，电力工业推行集资办电，吸引了大量非中央政府的投资主体进行投资，形成了一批独立发电厂商，改变了中央独占发电市场的格局，改善了投资来源单一、投资不足的问题，推动了电力工业的快速发展。虽然电力工业投资出现了外资、民营资本、股份制等其他资本种类，但仍然以国有资本为主体，非国有资本难以进入。多元投资主体兴办输电和配电网特别是超高压电网尚未突破，非国有资本以参股、控股的方式进入输电、配电等垄断领域的渠道不畅。

二、 进一步优化布局调整结构的建议

    第一， 统筹考虑各地区、各类电源的布局规划。
    根据我国水力、煤炭、天然气、风力等一次能源资源分布和沿海地区利用国际资源的条件，结合区域经济发展和电力需求增长态势，做好全国和区域相结合的电力工业规划和布局，把各省（区）、市的电力工业纳入全国的统一规划和布局。重点开发西南水电基地，山西、陕西和内蒙古西部煤电基地，以及西北水火电基地等，形成通过北、中、南三大通道长江三角洲、珠江三角洲和环渤海地区送电的格局，促进地区经济协调发展。
    第二， 加快西部和西南部水电基地建设，减轻电力对煤炭的依赖。
    积极推进水电流域梯级综合开发，全面开发建设黄河上游、金沙江、雅砻江、大渡河和澜沧江等水电基地，优先开发调节性能好的大中型水电站，因地制宜开发中小型水电站，在水资源缺乏地区因地制宜发展抽水蓄能电站。要从全电力行业和社会经济发展的角度综合考虑和研究水电开发强度，合理评价抽水蓄能电站的经济效益，充分认识抽水蓄能电站的填谷、调峰、调频、调相、事故备用的作用，更加注重生态问题。
    第三， 加大西部和北部大型煤电基地的开发，减轻对运输与东部环境的压力，并促进西部地区经济发展。  煤电应立足于优化结构，节约资源，重视环保，提高技术经济水平。鼓励建设超临界、超超临界大容量机组，在大电网覆盖范围内，新建燃煤机组的单机容量一般要在60万千瓦及以上，调峰能力均要达到50%以上。积极开发大型煤电基地并初步形成规模。适当建设负荷中心电厂和路口、港口电厂，提高受端电网安全稳定性和接受西电东送能力。在缺水地区推广空冷机组等节水型机组建设。
    第四， 进一步重视和鼓励发展热电联产，赋予热电联产发的电以优先上网权，提高能源综合利用效率。
    加大中小燃煤热电联供和凝汽式火电厂的改造，将它们改造成为利用天然气的燃气蒸汽联合循环热电联供或热电冷三联供的电厂。通过优先上网鼓励城市负荷中心的电力大用户如宾馆、医院、车站、学校、商场、大居民楼或居民区，自建自备分布式利用天然气的热电冷三联供装置，尽快改变工业锅炉不发电、火电厂不供热的状况。
    第五， 东部沿海地区通过大力发展天然气发电和核电，率先改变煤电比重过高的格局。
    长江三角洲、珠江三角洲和环渤海地区是我国经济发达地区，这三个地区集中了全国人口的55%，GDP的75%，工业产值的85%和进出口的95%，电力需求的70%。上述地区能源资源缺乏，要借鉴日本、韩国、台湾、泰国等国家和地区能源和电力发展的经验，充分利用国内和国外两个市场，两种资源和发挥本地区地理和经济的优势，除了接受西部电力外，还要结合国家西气东输和进口液化天然气（LNG）、管道天然气等工程的开发建设，大力发展天然气发电和核电，减少煤电比重。随着我国天然气市场的培育和销售量的逐步上升，液化天然气正在成为天然气市场发展的日益重要的组成部分，进口液化天然气对平衡我国的天然气供应至关重要。我国三大石油公司和所有沿海省份均已经开工建设或规划建设LNG接收终端及相关设施。国家应结合上述项目建设，抓紧制定东部沿海地区液化天然气、天然气等燃气轮机和联合循环机组发展规划，尽可能改善和优化能源结构和电源结构。
    第六， 为太阳能发电、风力发电等可再生能源发电创造更好的政策环境。
    太阳能、风力发电所带来的环境效益属于社会共同利益，发展初期的高电价应坚持全社会共同负担的原则，由全社会来分担。2003年的电价改革方案明确提出可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。国家应该进一步强化和完善上述政策，抓紧规划并实施一批可再生能源发电项目，制定合理的太阳能发电、风电价格和税收政策，从根本上形成可再生能源发电的良好政策环境。一方面，明确要求达到一定规模的发电企业建设或购买水电、风电等可再生能源的义务，保证“绿色电力”达到一定的比例。另一方面，在电力终端市场开放竞争之前，可以先放开绿色电力交易，允许用户自愿选择认购绿色电力。(经济参考报)