从2006年起，中国能源市场化改革逐步加快，能源价格能在一定程度上反映能源的稀缺性，起到调控的作用。成品油定价机制开始与国际市场接轨，随国际市场价格而动。另外，天然气和电的价格，也在逐步由政府定价向市场化定价转变。中国也相继出台了节约、节能、环保等相应政策，有力地遏制了企业、个人对能源的滥用和浪费，并使其有动力去采用节能技术以提高能源利用效率。在确保中国能源总体战略得以顺利实施的前提下，怎样让市场竞争机制充分发挥其优化配置资源的基础性作用，提高中国能源部门的国际竞争力，不断满足全社会日益增长的能源需求，应对未来各种能源领域的挑战，是集复杂性与长期性于一体的中国能源市场化改革所面对的挑战和机遇。

1、能源价格改革再成焦点

中国人口占全球总人口的1／5，2005年中国GDP只占全球GDP的4%，但单位产值能耗却是发达国家的3~4倍，其中，电力消耗占了全球的10%。到2010年，中国单位GDP能耗降20%左右，要完成这个目标，能源价格必须要反映出资源的稀缺程度。

（1）国内成品油价格与国际市场价格联动

从2006年3月开始，中国成品油逐月与国际市场价格联动。这一定价机制是由国家发改委制定原油的基准价和成品油的零售中准价，石油天然气集团公司和石化集团公司购销原油的价格由双方参照基准价协商确定，成品油价格由两大集团在8%上下浮动的幅度内制定具体零售价。基准价与中准价是根据新加坡、纽约和鹿特丹三地成品油价格变化情况，计算定价，没有设弹性系数，计算方法比较简单。这一定价机制主要在价格水平上与国际接轨。新成品油定价机制将可能不再“盯住”纽约、新加坡和鹿特丹三地成品油价，而是以布伦特(Brent)、迪拜(Dubai)和米纳斯(Minas)三地原油价格为基准，再加上炼油成本和适当的利润空间以及国内关税、成品油流通费等，共同形成国内成品油零售基准价。根据此前市场的预期，新定价机制仍采取定期调整的方式，具体的调整时间则会缩短。

从2006年12月1日起，中国成品油批发市场将全面开放，外资公司可在中国建造油库、码头和销售网络，销售自己生产的成品油。12月4日,商务部出台了《成品油市场管理办法》和《原油市场管理办法》，打破了国家统一配置原油资源和中石油、中石化两大集团集中批发成品油的格局,允许具备条件的企业在中国从事原油、成品油批发经营。中国石油市场将逐步形成国有大型石油公司、跨国石油公司和社会经营单位共同参与竞争的格局。

2006年12月7日，商务部发布了《成品油市场管理办法》，取消了对加油站数目的要求，油库容积和注册资金则由4000立方米和1000万元人民币分别提高到10000立方米和3000万元人民币。

（2）石油暴利税出台

暴利税，也称石油特别收益金，是指国家对石油开采企业销售国产原油因价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收的收益金。石油特别收益金征收比率按石油开采企业销售原油的月加权平均价格确定，起征点为40美元/桶，大约相当于国际原油期货价格50美元/桶。

2006年4月1日，中国油价特别收益金即“暴利税”政策出台。国家开始对石油公司征收特别收益金，用作补贴成品油价价差及帮助因为成品油涨价而受影响的弱势群体。到2006年6月底，中石油、中石化、中海油的“暴利税”开支总计达160亿元。

暴利税的开征，标志着政府逐渐退出利益链条，回归其公共产品提供者本来角色的良性态势。一方面，旨在将石油的溢价部分收归财政，用以调节社会收入分配失衡；另一方面，其更大的意义在于，这是一个强烈的信号，标志着国家一整套成品油定价体系方案将陆续出台。

（3）天然气价格政策

国家有关部门正在按照市场经济规律，通过逐步减少国家计划内天然气配置量等方式理顺天然气价格。对新投入开发的气田和新增用户，国家积极鼓励供需双方签署“照付不议”的长期合同，以适应天然气市场自然垄断性特点，体现天然气市场的长期性和互利性。

2、煤炭优化整合政策陆续推出

（1）国家大型煤炭基地建设规划

2006年按照《关于加强煤炭基本建设项目管理有关问题的通知》要求，采取措施提高产业集中度，遏制产能过剩的苗头，将煤炭生产开发思路转变到“整合为主、新建为辅”上。国家发改委将出台加快培育和发展大型煤炭企业集团的指导意见，扶持对国内市场供需关系平衡发挥关键作用的大型煤炭企业集团，支持大型煤矿兼并改造中小煤矿；加快国有煤炭企业的股份制改造，支持大型煤炭企业矿、路、港、电等多元发展，鼓励电力企业进入煤炭行业。

2006年，国家发改委印发大型煤炭基地建设规划的批复意见，以建设千万吨级的特大型露天煤矿和现代化的大型井工矿为主，稳步推进大型煤炭基地建设。同时做好煤矿安全国债资金的安排工作，重点支持特殊困难国有煤矿“一通三防”改造和瓦斯抽采利用示范项目，遏制煤矿重特大事故多发的势头。同时，历时一年多修改完善的国家大型煤炭基地建设规划已获国家发改委批复，国家大型煤炭基地由神东、陕北等13个大型煤炭基地组成，包含98个矿区，规划煤矿项目500处，建设规模13亿吨，总面积1034万平方公里，拥有40多个主要矿区（煤田），保有储量高达6908亿吨，占全国煤炭储量的七成,在“以煤为主”的中国，煤炭业所兴起的这次整合行动将深刻影响中国未来的能源格局。

（2）《关于制定煤矿整顿关闭工作三年规划的指导意见》

2006年5月29日，国务院安全生产委员会办公室印发了《关于制定煤矿整顿关闭工作三年规划的指导意见》，要求严厉打击非法开采活动，依法关闭不具备安全生产条件等7大类、15种矿井，严格控制新建矿井规模和数量，通过整顿关闭、资源整合和政策治本，到2008年上半年实现采矿秩序明显好转、小煤矿数量和事故总量大幅度减少、资源回收率、装备水平及从业人员技术素质明显提高。

为确保实现“三年基本解决小煤矿问题”的目标，国家安全生产监督管理总局确定了煤矿整顿关闭三步走“时间表”，提出到2008年上半年力争把小煤矿数量控制在1万处。截至2006年3月底，共关闭小煤矿5535处。

（3）《尾矿库安全监督管理规定》

国家安监总局出台了《尾矿库安全监督管理规定》，从2006年6月1日起开始施行，要求尾矿库应每3年至少进行一次安全评价，以切实保障人民的生命财产安全。

《规定》指出，尾矿库的勘查、设计、安全评价、施工及施工监理等应当由具有相应资质的单位承担。尾矿库的新建、改建、扩建、闭库和在用尾矿库回采再利用和闭库后再利用等建设工程，应当进行安全设施设计并经审查合格，方可施工。若无安全设施设计或者安全设施设计未通过审查，不得施工。对设计进行重大修改的，应当报原审批部门批准。未通过竣工验收的，不得投入生产运行。尾矿库新建、改建、扩建工程项目安全设施必须与主体工程同时设计，同时施工，同时投入生产和使用。

《规定》指出，生产经营单位应当按照《非煤矿矿山企业安全生产许可证实施办法》的规定，为其尾矿库申请领取安全生产许可证。未依法取得安全生产许可证的尾矿库，不得生产运行。

《规定》要求，尾矿库应当每3年至少进行一次安全评价，确定为危库或者出现严重险情威胁尾矿库安全的，应当立即停产，进行抢险，并向上级单位和安全生产监督管理部门报告。矿库发生坝体坍塌、洪水漫顶等事故时，生产经营单位应当启动应急预案，并立即报告安全生产监督管理部门和当地政府。

（4）规范煤炭资源整合文件

2006年初，国家安监总局、国土资源部等11个部门联合下发了《关于加强煤矿安全生产工作规范煤炭资源整合的若干意见》。

《意见》对煤炭资源整合的目标、范围和原则作了明确规定。坚决依法关闭不具备安全生产条件、非法和破坏浪费资源的煤矿。2007年年末淘汰年生产能力在３万吨以下的矿井，矿井必须采用正规采煤方法。经整合形成的矿井规模不得低于以下要求：山西、内蒙古、陕西30万吨／年，新疆、甘肃、青海、宁夏、北京、河北、东北及华东地区15万吨／年，西南和中南地区9万吨／年。

纳入煤炭资源整合的矿井必须是合法的生产矿井或新建、改扩建矿井。已关闭煤矿原则上不得纳入资源整合范围，经省级国土资源部门认定尚有开采价值的资源可以纳入整合范围。煤炭资源接近枯竭且2007年年底前采矿许可证到期的煤矿，一律不得纳入资源整合范围，采矿许可证到期后应注销其各种证照，一律予以关闭。年生产能力３万吨以下的煤与瓦斯突出矿井，一律不得纳入资源整合范围，不符合安全生产条件的，应按照《特别规定》依法予以关闭。

煤炭资源整合是淘汰落后、优化布局、提高产业集中度的重要手段，通过资源整合，可大幅度减少中国小煤矿数量，提高办矿规模和安全、装备、技术管理水平，从源头上减少和控制中国煤矿事故。

（5）政策性增支因素增多

2006年上半年，原中央财政煤炭企业原选煤成本增长852%。从煤炭成本增加的主因素分析，政策性增支因素占较大比重。根据已经出台和正在酝酿出台的有关煤炭产业政策造成成本费用增加的项目主要有：调高主要产煤省（区、市）煤炭资源税，由原来的03元/吨~05元/吨提高到250元/吨~320元/吨，增加煤炭成本22元/吨~27元／吨；实行煤炭资源有偿使用制度，煤炭企业获取煤炭资源，支付矿业权价款平均6元／吨；按煤矿安全生产需要提取安全生产费用，2006年上半年，原中央财政煤炭企业平均提取1896元／吨；提高煤炭资源补偿费征收标准，目前设计由原来按销售收入的1%计征提高到3%~6%，按平均煤价300元／吨计算，将增加煤炭成本6元／吨~15元／吨；国家有关部门正在研究制定矿区生态环境补偿机制，设计吨煤提取10元；为提高煤炭企业持续发展能力和资源枯竭矿区转型发展，建立矿区转产发展基金，吨煤提取5元。按照山西省煤炭工业可持续发展试点政策，提取能源发展基金22元/吨等。

这些措施的全部实施，将使煤炭成本增加70元／吨以上。国家调整电力、石油价格，提高铁路运价和港务费，增加了吨煤运输费用和煤炭生产成本。煤炭成本大幅度上升而煤炭价格上涨空间有限，将促进煤炭行业的资源整合，提高行业集中度，有利于大集团大企业的发展，同时也有利于提高煤炭行业的生产安全，改善近年来煤矿安全投入严重不足局面，促进行业可持续发展，这对中国能源行业健康发展十分必要和有益。

3、电力市场化改革打破行业垄断

按照“十一五”规划，中国电力体制改革的主要内容是“巩固厂网分开，加快主辅分开，稳步推进输配分开和区域电力市场建设”。从这一要求来看，当前的改革更多地侧重于经营管理机制的进一步完善，以及资源的更合理配置，打破行政性垄断。

（1）推进行业结构调整

《关于加快推进产能过剩行业结构调整的通知》(国发［2006］11号)文件指出，要保持电力工业健康有序发展，针对当前出现的新情况、新问题，需要采取必要措施，加快电力结构调整步伐，不断提高质量，努力转变粗放型的生产方式，向高效率、低排放和资源节约型、环境友好型发展。

（2）加强节能工作

国务院下发的《关于加强节能工作的决定》（以下简称《节能决定》）强调，到“十一五”期末，万元国内生产总值（按2005年价格计算）能耗下降到0.98吨标准煤，比“十五”期末降低20%左右，平均年节能率为4.4%。为此，电力行业企业应该重点从五个方面抓好节能降耗工作，保障电力行业年降耗4%的硬指标。

（3）鼓励电厂脱硫

“十一五”规划纲要明确提出，“十一五”时期二氧化硫排放总量要比“十五”期末减少10%，而电力工业是二氧化硫排放的主要行业，超过全国二氧化硫排放总量的50%。因此，火电厂烟气脱硫进展得如何，直接关系到这一重要指标能否如期完成。目前从全国情况看，仍有2/3以上的火电机组尚没有安装脱硫设备。也就是说，“十一五”时期约有3亿千瓦在用的燃煤机组需要安装烟气脱硫设施。

“十一五”期间，中国将继续实行煤炭燃烧污染物排放总量控制的政策，对燃煤火电则实行计划单列、制订统一的总量控制计划和指标分配方法，以单位排放为指标，区别新、老机组和东、中、西部地区，使电力排放限定更具指导性。2010年，电力行业二氧化硫排放量将限定在1000万吨，低于2004年的1300万吨。为此，除新建火电厂必须采用新的脱硫设施外，在用设备也要进行脱硫改造。为加大脱硫改造力度，已征收的排污费应全部返回电力行业用于脱硫改造。

（4）投融资市场多元化

从2003年开始至2006年，中国逐步建立了“厂网分开、引入竞争”的投融资制度。中国电力工业市场化改革全面启动，国家电力监管委员会、两大电网公司、五大发电集团挂牌成立并开始运作，形成了政企分开、厂网分开的全新格局，电源建设投资领域开始呈现出多元化的竞争态势；政企分开、厂网分开后的电网企业，不再拥有任何电力行政管理职能，电网建设投资将按公司化进行运作；电力企业开始更多地采用市场化的方式进行多样化融资。

4、中国可再生能源法颁布

《可再生能源法》于2006年1月1日起执行，相关的价格、税收、强制性市场配额和并网接入等鼓励扶持政策也相继出台，对促进可再生能源的开发利用、增加能源的供应、改善能源结构、提高能源安全、保护环境、实现中国经济社会的可持续发展有重大意义。

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