|
中国能源行业的改革进程具有一定的差别性，因此各行业的情况有很大的差别，尤其是电力行业、石油行业、煤炭行业的市场化程度各不相同，其相应的政策不完全一样。因此下面我们对各行业投资环境进行分析。
（一）电力行业投资环境与政策
1.市场需求环境
2004年中国电力行业取得了良好的发展，电力生产大幅增长，电力需求快速增加，电力投资速度逐步加大，国资、民资、外资竞相进入电力市场，电力行业的效益得到明显的提高。同时，全国供电结构性紧缺现象严重，大部分地区进入电力紧张阶段。2005年上半年电力供需有所缓解，电力供需平衡总体偏紧，2006年电力供需总体上能够达到略微平衡。
分析世界各主要工业发达国家1950~1986年电力消费弹性系数的变化情况，这些国家在相当一段时期的电力消费弹性系数都是大于1的。从20世纪80年代后期开始，一些工业化国家出现了电力消费弹性系数小于1的情况。通过研究，我们可以得出一个结论：不同的经济发展时期，产业结构、工业内部结构变动的趋势以及居民生活用电水平不同，会导致不同时期的电力消费弹性系数各不相同。在重工业化时期，电力弹性系数一般大于1；高加工化的时期将减小，但由于居民生活用电水平的迅速提高，也会使得该系数大于1；进入工业化后期，电力消费弹性系数一般小于1。
1981~2002年中国ＧＤＰ平均增长为9.6%，发电增长8%，装机增长7.9%，电力消费弹性系数1981~2000年平均为0.814，每年电力消费弹性系数都在增加，而且2002年电力消费弹性系数达到1.4，远远高于前20年平均水平，2004~2006年随着经济结构更趋合理，电力消费弹性系数将会出现下降趋势，但仍将保持在1.2~1.4之间。
从用电量水平来看，2000年，中国人均发电量为1074千瓦时，人均净用电量（电力消费总量／年平均人口）为999.6千瓦时。而据联合国资料，在其统计的205个国家和地区中，1997年人均用电水平为2433千瓦时，亚洲人均用电水平为1207千瓦时，相比较，中国的用电水平还相当低，特别是人均生活用电比较低，还不及发达国家用电水平的1／10。随着中国全面建设小康社会进程的推进、城乡居民消费结构的升级换代、农村电网改造的加快、电价制度的改革，中国居民用电范围将更加广泛，人均用电量将逐步得到提高，预计2006年中国人均年用电量达到2000千瓦时。
由于整个社会用电增长与国民经济增长有着极为密切的关系，统计资料显示，1980~2002年，中国国内生产总值年均增长9.6%，同期社会用电量年均增长7.8%，其中“七五”期间和“八五”期间增长较快，分别达到8.6%和10%，“九五”期间增幅回落，为6.4%，但2000年和2001年的增长速度又达到11.4%和8%。由此可见，中国现阶段电力弹性系数在2004~2006年之间仍将超过1。综合考虑中国国民经济中长期持续较高速度的发展战略目标，以及中国经济结构调整和产业升级、能源结构调整等因素，中国今后相当长一个时期内，电力需求仍将保持较高的增长速度。
与此同时，中国从2002年下半年以来，一些地方出现拉闸限电的现象，到了2004年电力供给矛盾仍然紧张，电力供需矛盾可以明显反映在发电机组的能力利用上。从历史数据分析，一般发电能力利用率在55%，供需一般处于相对平衡状态；超过55%时，电力供需应当是偏松。但2003年1~8月就已经达到59.4%，达到了1995年的水平，但从总体看，仍表现为区域性、季节性电力紧张，这说明中国发电装机量与电力需求之间存在一定的矛盾，发电装机容量远低于经济增长的预期，因此需要加大电厂建设，扩大装机容量。
因此，总体上看，按照目前已经达到较高水平的电力能力利用率，未来几年用电需求的增长速度仍将高于新增装机的增长速度，2005年中国电力供需仍旧比较紧张，拉闸限电时间和电量继续增加。为达到电力供需基本平衡，电力投资需要在一定范围内加大投入，以满足工业、生活用电量的需求。国家政策对此仍将有较大幅度的倾斜。
2.投资制度
中国的电力改革已经走了非常漫长的历程。现在看来，即便是在2002年那次大规模的改革之后，中国的电力体制依然没能完全走向市场化的轨道。作为电力投资指挥棒的电价并不由供求关系的变化来决定，而是由国家发改委和电监会进行行政管制，并且电力投资项目也需要报国家发改委批准后方可开始建设。
2002年3月，中国国务院发布了习惯上被称为5号文的《电力体制改革方案》。该方案提出电力体制改革的总体目标就是“打破垄断、引入竞争；提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。这一方案为中国的电力市场化改革找到依据，这一方案实施后，国家实现了发电厂和电网的分离，成立了国家电网和南方电网两大独立的电网公司和几大发电集团公司。改革前，原国家电力公司本来是拥有全国72%发电总资产的巨无霸企业，其发电资产在改革中被分拆到五家发电集团之中。作为改革目标的一部分，国家电监会也在这次改革中应运而生。
2002年底的电改方案在出台前经历了数次波折。有关是否要厂网分离、是否要保留一张全国电网的争论一直持续不休。类似争论吸引了电力行业和有关部委的主要精力，对未来电力需求进行科学预测的工作也因此受到了干扰。此外，为防止国家电力公司在改革过程中出现国有资产流失，原中国国家计委还起草了69号文件，冻结了电力系统对外投融资和资产重组的全部项目，进一步抑制了正常的电力投资增长。
2002年的电力改革虽然实现了拆分国家电力公司的目标，但事实上，前国家电力公司的企业组织垄断仅是表象。由于电力项目和电价的审批都是在政府有关部门，中国电力垄断的根源是在于行政性垄断。因此，尽管拆分了国家电力公司，但是却仅是“改体不改制”。
在这样的背景下，电监会依然在推进电力市场建设的进程。依据电监会的时间表，从2004年起，用三年左右的时间，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场。今后还将逐步建立起全国性的电力交易市场。
虽然电监会坚决推进电力市场化进程的做法受到了广泛的赞扬，但这一进程却是障碍丛生。最大的问题就在于电监会并不能对电价进行独家监管，而电价是电力市场建设的核心问题。在推动区域电力市场建设过程中，来自地方的压力也是此起彼伏。不同省市之间、发电企业之间、电厂与电网之间的多种利益冲突都需要电监会进行协调。
2004年中国电力投资的热潮怎样抑制？如果当前的电力投资热潮持续下去，那么2006年前后很可能出现电力过剩，届时，电监会辛苦建立的电力市场交易机制就存在着再次让位于行政调控的风险。
3.投资风险
2004年随着电力供给紧张的持续蔓延，中国有24个省区开始拉闸限电，其中夏季尖峰时期，电力最大缺口达到2500万千瓦以上。中国目前的电力短缺局面并非从天而降。1998年那场同样波及全国的电力过剩就为之埋下了伏笔。但令人担忧的是，如今的电力短缺推动了电力投资的热潮，在未来两年中，中国拟投入2000亿元建设144家新电厂，新增装机容量为75千兆瓦，另外还有装机总量为250千兆瓦的电厂等待批建。那么2006年前后很可能出现电力过剩，电力市场交易机制存在着再次让位于行政调控的风险。
1998年，由于东南亚金融危机和国内经济紧缩等原因，出现了电力过剩的现象。当时，很多发电设备的利用率只有50%左右，每年的开机时间只有4500个小时左右。电卖不出去，发电机没法启动，电力企业和煤炭企业一片惊慌。由于很多新投产的电厂都是依靠银行贷款兴建的，一些电厂甚至无法按时向银行缴纳贷款利息。
1998年成为电力过剩与短缺又一次轮回的新起点。电卖不出去的情形是电力企业没有经历过的，此前他们一向在买卖中占据主动，并且获得了“电老虎”的称号，电力过剩造成的强烈的心理落差和冲击最终反映到了电力规划政策上来。接下来的几年中，中国还先后关停了约1000万千瓦火电厂，电力投资也受到了严格的限制。
“十五”规划的制定延续了这种紧缩方向。据中国国家电网公司对新开工机组的统计，1998年开工102l万千瓦；1999年和2000年分别开工600万千瓦左右；2001年，开工2100多万千瓦。2001~2003年间，全国用电量分别增长9.03%、11.6%和15.4%，发电新装机只增长了6.88%、6%和8.39%。由此，电力的供给和需求之间出现了巨大的鸿沟，最终酿成了目前严重缺电的状况。
令人担忧的是，缺乏前瞻性的规划仍在制造着新问题——由缺电引发的电力投资热潮将可能导致2006年前后的电力过剩。中国电力建设正在超速发展。目前新增装机相当于新增一个瑞典全国的装机容量、两年新增一个英国的全国装机容量。2004年电力投资增长达到了35%，这种势头可能持续到2008年，并大约维持在25%的投资增长率。
一个电力建设周期仅需3~4年，但中国的一个经济增长周期却需要9年左右，这就导致中国电力投资和市场需求之间的时间差，出现投资与市场需求脱节的周期循环，有专家指出，其原因就是电力供给与需求之间缺乏有效的联动机制，正如1998年的过剩导致的投资骤减一样，当前的电力投资热潮也并非建立在对未来需求科学预测的基础上，而是依然充满了浓厚的计划经济色彩。中国电力投资的多少不是由供需双方决定的，而是由一个第三方的机关设计和决定的。
解决短缺与过剩恶性循环问题的关键就在于建立电力市场交易机制。如果没有有效的电力交易市场，那么就无法获得规划和投资决策时所必需的数据。没有了科学客观的数据基础，任何部门企图对需求形势进行准确判断都只能是缘木求鱼。
4.投资影响因素
中国电力投融资体制改革虽然取得了巨大的成就，但随着市场经济发展和建立电力市场的逐步深入，由计划经济体制向市场经济体制转变中所产生的不适应性和深层矛盾也相应地在电力投融资领域有所反映。
虽然电力投资主体多元化格局已基本形成，但电力企业的投资决策主要出于政府机构，投资项目实行政府审批制，电力企业投资的决策权没有完全落实，市场配置资源的基础性作用尚未得到充分发挥，政府投资决策的科学化、民主化、公正化水平需要进一步提高，投资宏观调控和监管的有效性需要增强。
多数国有企业投资风险约束机制和投资决策责任追究制度尚不健全。在没有建立起投资风险约束机制的情况下，国有企业受其自身利益及背后的政府意志驱使，上项目、争投资的积极性很高，盲目追求投资规模的外延型扩大，而忽视了投资效益。尤其在厂网分开、市场化改革刚刚起步的时候，由于电源投资市场的准入规范缺失，各电源投资主体为了取得自己更多的发展空间，抢占已有的厂址资源，出现了“跑马圈地”的无序竞争，这给今后电力市场建设埋下了新的隐患。
电力企业的资本金短缺。为了实现全面建设小康社会的宏伟目标，电力投资、融资需求巨大，如“十一五”期间，初步估算中国电力建设资金中资本金约需3200亿元，电力企业将面临资本金短缺的矛盾。尤其是电价改革总体滞后，更加剧了电力企业投融资的难度，如输配电价不到位以及电网企业资产负债率高，使得电网企业蕴含较大的投资风险，影响了电网企业持续的投融资能力，制约了电网的发展。这不利于电源、电网的协调发展，不利于电力资源的优化配置。
虽然电力企业资金来源已日益多渠道，但由于资本市场欠发育，债券、股票等方式融资量在行业中所占比重很小，企业过分依赖于银行贷款的间接融资，融资手段和渠道需要进一步扩展。
要解决上述问题，克服投融资体制的深层矛盾，最根本的还是要靠继续深化电力投融资体制改革，全面引入市场机制。
（二）石油天然气行业投资环境与政策
1.市场前景预测
由于油气行业经济效益显著提高，国际石油公司和国内民营企业对中国石油天然气行业的投资热情日益高涨；在“引进来”的同时，中国各大油气公司积极实施“走出去”战略，努力提高国际竞争力，取得了不俗的业绩。其中，中石油执行了分布18个国家的44个海外石油投资项目，中石化成功进军伊朗，中海油也积极进行海外并购。作为当前全世界最具活力的经济实体，中国石油天然气行业正在迎来一个关键的发展时期。
2004年中国石油石化行业保持20%的增长水平。国内主要石化产品预计仍供不应求，但市场竞争会更加激烈。2004年国内石油石化企业利润仍维持较高水平，利润的增长主要依靠大多数产品的高价运行或产量提升。从产品来看，成品油、烯烃类、三大合成材料、化工新材料、化肥等子行业具有一定的上涨空间，而合成树脂、一些中间石化产品和部分合成单体及聚合物等产品的价格上涨空间最大。
2005年中国原油需求量比2004年有所增加，达到3.1亿吨；天然气需求量约610亿立方米，一次能源消费结构中所占比重将增加到5%，约需进口液化天然气40亿立方米。
中国石油和化学工业的快速发展，主要得益于以下几个方面的推动因素：一是经济整体快速发展的拉动作用。汽车、电子、建筑、轻纺、机械等工业领域及各类服务产业的发展和人民生活水平的提高，对石油和化工产品的需求旺盛。二是世界经济复苏，对基础化工原料和传统产品出口的拉动作用。无机化工原料、农药、轮胎、胶鞋、染料、颜料等出口保持增长势头。三是“三农”政策对农用化学品的拉动作用。特别是高浓度氮肥、磷肥生产大幅度增长，2004年尿素产量比2003年增长10.5%，是近年来增幅最高的一年。四是西部大开发和振兴东北老工业基地政策的拉动作用。西部地区依靠资源优势，大力发展煤化工、盐化工、磷化工等产业，诸多项目陆续投产。东北老工业基地依靠原有的产业优势和政策支持，也加快了发展的速度。
2.投资影响因素
目前中国石油天然气投资仍然以现有企业自我投资为主，外部投资刚刚起步，还没有形成较大规模。中国主要以中石油、中石化、中海油三大石化国有企业为主，进行国内投资和布局。
但是国有企业普遍存在着战略布局和产品结构不合理以及海外市场投资不理想的状况，民间投资一直处于起步阶段，需要政策环境的放松和引导。同时，国内石油资源有限，天然气资源主要分布在西部，在投资风险和投资回报上受到限制，沿海油气田的开采也受到周边政治环境和技术风险的双重挑战，进展缓慢。
2004年三大石化企业集团加大了海外油源的投资部署，先后在哈萨克斯坦、俄罗斯、非洲及东南亚国家进行了石油和天然气方面的投资，同时，与海外企业联合投资的步法加快。但是在战略合作框架完成之后，往往受到海外竞争对手和政治因素的影响，给一些项目的进展造成了一定的负面影响，甚至让战略投资合作者裹足不前，影响了联合投资的进度。
对于大型油气田投资者，中国目前缺乏海外勘探和中下游产品开发的能力。在海外市场，未被占用的优质油气田已经被跨国石化企业占据多数，中国企业要么去开采中、小型油气田，要么与现有大油气田进行合资或合作，这样导致中国油气行业的投资回报率在下降。
中国石化资源国家战略刚刚开始，石化国家储备体系刚刚进行讨论和研究，勘探和开采权的市场化进展缓慢，石油天然气的国家投融资体系还很不健全，产品和价格的市场化程度不高，具有一定的行业垄断和行政干预性，给真正的市场投资者带来更多的不确定因素。
中国石油天然气主要有三大集团公司控制，一方面阻碍了国内市场化的建立，使民间投资一直启动不起来；另一方面，其国企背景不利于中国在海外市场的投资，经常受到政治因素的影响；再一方面是中下游生产的重复建设和国际竞争力不强，投资体系没有健全，管理不到位，阻碍了行业的投融资市场发展和行业的良性竞争，不利于引进海外投资资本，使中国石油天然气行业国内外投资风险增加，从而影响了行业的长期投资。
（三）煤炭行业投资环境与政策
1.市场环境
从2000年以来，中国煤炭产品市场需求持续上升，2003年达到历史新高，产销两旺，价格上升，煤矿效益全面提高，全行业实现赢利超过10亿元，改变了过去连年整体亏损的局面。货款回收速度加快，应收账款持续下降。
2003年中国国有大型煤矿采掘机械化程度进一步提高，达到75%以上；工作面单产平均为3.5万吨左右，最高达到近100万吨，全员效率达到每工3万吨以上；中国已经建成高产高效矿井约140个，产量4亿吨左右，占总产量的24%，人均效率超过10吨/工，单井平均利润超过5000万元/年，许多矿井已经或超过世界先进水平。
煤炭建井、洗选技术有了长足发展，洁净煤和煤炭气化液化技术开始进步，一些重大的煤炭共性技术、关键技术攻关取得进展。中国已经形成了高产高效、科技攻关、设备制造和人才培训等完整的技术保障体系。
经济结构出现明显变化，煤矿数量进一步下降，大型煤矿企业的生产集中度进一步提高，大企业跨行业、跨地区的产业联合已经开始形成规模，大型煤炭产品用户开始关注煤矿投资。煤炭消费行业如电力、冶金、化工、建材等，发展速度加快，拉动煤炭消费增长，保证了煤炭产品拥有长期稳定的市场。
中国从完善体制、机制和增加安全投入入手，采取综合治理措施，切实加强煤矿安全生产工作；地方政府和煤炭企业对煤矿安全重视程度逐步提高，正在加强和完善安全生产责任制；中国拟建立安全生产投入的长效机制，煤矿安全问题恶化的势头已经初步得到一定控制，2003年中国百万吨死亡率比2002年有明显下降。
2.投资影响因素
目前中国煤矿投资仍然以现有企业自我投资为主，外部投资刚刚起步，还没有形成规模。煤矿企业普遍存在人员多、历史欠账多等问题，经营效益不好，产品市场需求存在大幅度波动的风险等因素，只有少量的煤矿企业得到银行的贷款授信，多数煤矿企业难以通过银行的信用评估。
2003年中国煤矿企业与其他优势行业或企业联合投资的步法加快，但是在战略合作框架完成之后，开始项目投资的评估时，由于煤矿企业存在负担过重等大量历史问题，给新公司的设立造成一定的负面影响，甚至让战略投资合作者裹足不前，影响了联合投资的进度。
对于大型煤矿投资者，中国目前缺乏未经占用的优质煤田，尤其是对于跨国矿业公司而言，没有未经占用的优质煤田可供开发，这就意味着要么去开采中、小型煤矿，要么与现有大煤矿进行合资或合作，而这些大型矿业公司，几乎不可能去开采中小煤矿，至少不会大量开采中小煤矿，与其他煤矿企业合资或合作则存在历史遗留问题难以解决等困难。
中国煤炭资源管理刚刚开始向市场化转变，目前政策体系还很不健全，市场中借资源流转政策，进行资源勘探和开采权投机的现象已经出现，给真正的投资者带来更多的不确定因素。
煤炭铁路运输由铁道部实施行政管理，垄断性强，煤炭企业不能依靠市场进行运输调节，非传统煤矿企业、非国有企业和国外企业认为铁路运输的保证程度是顺序下降的，对煤矿产品的销售形成较大风险，这使对煤炭的投资受到严重影响。
中国煤炭出口有两方面的控制：一是实行国有贸易，国家对出口实行较严格的管理，目前只允许四家国有煤炭或外贸公司经营煤炭出口业务；二是对煤炭出口实行配额管理。这两项政策对于国外大型煤矿公司投资煤矿用于全球供应的经营策略而言，是一种制约，如果他们在中国投资煤矿，其产品必须销售给四家有出口煤炭资格的外贸公司，然后才能销售到国际市场上，并且还要拿到出口配额。出口限制政策制约了外国直接投资者投资的积极性。
大量乡镇小煤矿仍将长时期内存在，这些企业在一定程度上不遵守煤矿勘探、开采、销售等方面的法律规定，对煤炭市场秩序造成一定的不良影响，给大型煤矿企业的生产和经营带来许多不确定因素，使其风险增加，从而影响了外界对煤炭行业的投资。
3.政策发展
20世纪80年代以前，中国煤炭工业基本上由各级政府财政投资，主要是由中央财政列入预算内的资金投资。从“一五”到“五五”期间，国家投资占煤炭工业基本建设投资总额的比例一般在85%~97%之间，占国家固定资产投资总额的比例一般在5.4%~8.0%之间。
改革开放以来，煤炭工业的投资结构发生了极大的变化。首先是中央政府实行“有水快流”的政策，放开了全民办煤矿的局面，从根本上冲击了由国家独家办煤矿的投资体制，民间资本（尽管当时还很小）开始大规模进入煤炭工业。
随着改革开放的深入，完全由中国政府投资建立起来的国有煤炭企业对煤炭工业的投资体制也开始进行改变和探索。1985年，中国将由中央预算内财政拨款进行基本建设的体制，改为由承建的国有企业贷款的方式（“拨改贷”），作为企业由无偿使用国家资金变成“有偿”使用的第一步。1988年，中国决定成立能源、交通等五大国家投资公司，将国家预算内用于企业经营项目投资的资金作为“经营性资金”，由国家投资公司负责放贷和回收，同时减少了预算内资金对工业项目的投资额度，转由中国人民建设银行等对项目进行商业性贷款。1993年，中国国家开发银行成立，标志国家用预算内资金投资进行煤炭工业基本建设的方式从制度上结束，国有煤炭企业在几乎是极不情愿的情况下，走上了企业自主进行固定资产投资的道路。
与此同时，20世纪80年代中期开始，煤炭工业也进行了引进外资的尝试。由著名的哈默领导的美国西方石油公司投资建设的平朔安太堡露天煤矿，成为中国引进外资的标志性工程。此外，煤炭工业还通过各种方式，引进了日本、罗马尼亚等国的政府性贷款或投资，利用了世界银行、亚洲开发银行等国际金融机构的优惠贷款。
4.投资机会
从2000年下半年开始，中国能源供需形势发生变化，需求增长逐渐加快。从2002年下半年开始的部分地区电力供应紧张，逐渐发展成较大范围的紧张状态，继而引发作为主要一次能源的煤炭供应紧张和价格上扬。中国能源供需形势出现了重大转变。一些省、自治区陆续出现了电力供应紧张的局面，煤炭市场价格开始恢复性上涨。
2003年，中国有22个省、自治区和直辖市出现了不同程度的缺电，煤炭供应全面紧张。2003年，中国煤炭产量达到了17.28亿吨，比1996年的13.74亿吨增加了3.54亿吨。强烈的市场需求以及对未来能源需求的预测，极大的刺激了各方面对投资煤炭工业的意向。
2003年初，中国国务院确定了发展大型煤炭企业集团，加快建设大型煤炭基地的方针。各大煤炭企业集团纷纷制定企业发展规划，加快矿区规划和矿井建设的前期工作，形成了煤炭工业基本建设投资的一个新高潮。
2003年，随着中国大部分地区的缺电形势加剧、煤炭供应形势日趋紧张，以及电力体制改革、五大电力公司的组成，各大电力公司在努力开发电源点的同时，纷纷把掌握一定量的煤源、保证电厂煤炭供应作为企业发展的一项重要保证措施。它们或与大型煤炭集团签订长期战略合作协议，以达到优先保证本集团电厂煤炭供应的目的；或与大型煤炭集团合作开发新煤矿，建设煤电联营或煤电一体化项目；或者自己设法取得一块煤炭资源，自己投资开煤矿。
随着煤炭供应形势的日趋紧张，已经在一定程度上完成了资本原始积累的一些民营企业家，也看准了煤炭开发在今后相当长的时间内将是有利可图的行业，纷纷开始跃跃欲试，努力掌握一部分煤炭资源的探矿权与采矿权，进行投资开矿。
随着中国经济和社会的发展，对能源的需求将会在相当长的时间内以较高的速度增长。到2020年，中国GDP将比2000年再翻两番。考虑到加强节能、产业结构优化和能源结构调整、大力开发利用可再生能源和新能源等因素影响，据初步预测，中国煤炭的年需求量将达到22亿～24亿吨。这就意味着：首先，需要继续开发新矿区，建设新矿井，以增加煤炭生产能力，还要弥补老矿井、老矿区衰老报废所减少的生产能力。其次，总体上讲，中国煤炭工业的生产力水平、安全生产水平劳动生产率和劳动条件还相当低，特别是占中国煤炭生产能力约40%的乡镇小煤矿，其生产方式还相当原始，劳动安全缺乏基本保障。这种状况亟待改变。再次，随着中国煤炭开发的逐步西移，向东部地区输送能源所需的投入将会增加；而西部由于基础设施薄弱，生态环境相对脆弱，虽然与东部地区相比，煤炭单位生产能力的建设投资较低，但基础设施的建设、生态环境的治理等也将需要大量的投资。最后，随着对经济和社会发展、环境保护协调发展以及煤矿和地方经济协调发展认识的提高，在煤矿开发的同时，将更加重视同步发展与煤炭加工转化、社会发展、环境保护等方面的各种产业。
从需求看，一些行业特别是整体经济发展将在长期内处于持续阶段，这将拉动能源需求的增长；从供应看，煤炭安全供应能力缺乏保障，长期稳定供应受到威胁。所以从总体来看，煤炭供求紧张局面不会得到根本缓解。
2005年上半年，中国煤炭行业继续保持良好的发展势头，资源保持稳定增长，煤炭市场需求旺盛，中国煤炭供需形势保持基本平衡，煤炭全社会库存处于正常水平。但从目前情况看，煤炭市场的销量增速有放缓迹象，市场价格呈现出高位小幅调整的稳定走势。2005年上半年，中国工业生产继续保持较高的增长势头，全国工业增加值6月份完成6191亿元，同比增长16.8%，1~6月份累计完成工业增加值32274亿元，同比增长16.4%。工业经济的快速增长，有力地支持了煤炭行业的发展。1~6月份，全国规模以上煤炭企业工业总产值和销售收入分别同比增长49.67%和50.71%，增速比2004年同期分别上升8.91个和2.64个百分点。
可见，在今后十几年中，中国煤炭工业将需要大量的投资。根据对中国经济将继续保持持续稳定快速发展的预测，中国能源供需将总体上处于一种偏紧的状态。因此可以认为，在今后相当长的时期内，对煤炭工业的投资，总体上来说是机遇大于风险。
5.投资收益预测
据预测，2010年和2020年中国煤炭消费需求将达18.2亿吨和21亿吨左右。根据现有矿井生产能力和在建规模，剔除衰老报废矿井因素的影响，届时煤炭供应缺口将分别为2.5亿吨和7亿吨左右。为此，从现在起到2020年需要安排煤矿建设规模8.8亿吨，平均每年需增建设规模约4900万吨。
2005年，中国煤炭投资呈稳步上升态势，主要建设和投资包括以下几方面：新增生产能力0.9亿吨，投入资金约285亿元，占全部投资总额的26.9%；各类煤矿的技术改造和安全投入合计454亿元，占全部投资总额的42.9%，这是今后煤炭投资中最主要的部分；地下气化、煤层气等新技术开发利用是未来煤炭行业投资的新领域，预计未来三年需要投入资金120亿元，用于山东、山西、河南、安徽等地的项目示范和建设。上述几方面的建设和技改项目累计需要投入资金1059亿元，三年平均投资353亿元/年。
总体效益水平较低。2002年，中国煤炭行业平均资本收益率为-4.38%，煤炭全行业处于资本亏损运营状态。其中，国有企业资本收益率是-5.68%，比全国平均值低1.3个百分点。不过，除了国有企业之外，股份制企业、集体企业和股份合作企业的资本收益率则全部是正的，分别达到1.89%、2.28%、3.48%，它们的产品销售增长率、资产周转率和成本费用利润率指标都比较好，企业投资效益能够得到基本保障。新建设的煤炭项目，资本收益率一般保持在15%以上。
6.投资布局
中国煤炭资源主要分布在北部和西部，而东部经济较发达的地区则一次能源相对贫乏。
在中国煤炭规划中，根据煤炭资源的分布、煤炭供需平衡情况和煤炭调运的特点，结合六大行政区划，一般把中国划分成三个规划区带、七个规划区，即东部调入区带，包括东北规划区（辽、吉、黑三省加内蒙古东部西盟市），京津冀规划区，华东规划区和华中规划区；中部煤炭调出区带，即晋陕蒙（西）规划区；西部煤炭后备区带，包括西南规划区和西北（新、甘、宁、青）规划区。
结合煤炭运输条件的改善和发展情况，发挥市场配置资源的基础性作用，中国当前煤炭生产开发布局是：稳定东部地区煤炭生产规模，巩固区内煤炭自给能力；加大“三西”地区煤炭开发强度，保证国内煤炭需求和出口需求；开发西部地区煤炭资源，满足“西电东送”电厂用煤需求，努力做好区内平衡。
第一，稳定东部地区煤炭生产规模。
东北地区：发挥黑龙江省煤炭资源优势，以解决大中型煤矿生产接续为主，着力提高生产能力利用率，适度开发大中型煤矿，扩大煤炭生产规模，满足东北区内的煤炭需求。根据市场需求情况和电力布局，适度开发蒙东地区的褐煤资源，以缓解东北地区能源资源衰竭局面。吉林、辽宁煤炭资源经多年开发生产，部分矿区已进入衰老报废期，且适宜新开发的项目较少，在择优开发大中型煤矿的同时，改造现有煤矿，减缓煤炭产量下降速度。
京津冀地区：河北省可供新开发的煤炭资源不多，现以大中型煤矿生产为主，大步分矿区已进入衰老报废期，要加快开发蔚县等新矿区，稳定开滦、峰峰、邢台、邯郸等老矿区的煤炭生产规模；北京市煤炭资源较少，开采条件差，要在大力关闭小煤矿的同时，维持京西矿区大中型煤矿的生产规模。
华东地区：要利用安徽和山东的区位、资源优势，加快建设一批大中型煤矿，解决衰老报废矿井生产能力接续问题，同时适度扩大生产规模，稳定区内煤炭自给能力；江西、福建等省以改造中小型煤矿为主，维持生产规模，努力稳定煤炭就地供应的数量。
中南地区：广东、广西、湖北、海南四省（区），煤炭资源少而分散，开采条件差；湖南省有一定的煤炭资源，但开采条件较差，以中小型煤矿开发为主，要通过改造、关闭与淘汰相结合的方式，提高中小煤矿整体素质，稳定煤炭生产规模；河南省煤炭资源丰富，要建设一批大中型煤矿，解决关闭报废矿井生产能力的接续问题，继续淘汰和关闭小煤矿，稳定并扩大生产规模。
第二，加大“三西”地区煤炭开发强度。
“三西”地区（山西、陕西、内蒙古的西部地区）煤炭资源丰富，是中国重要的煤炭产区和出口供应基地，已形成大中小煤矿共同开发的局面。要以开发建设大中型煤矿为主，联合改造小型煤矿，扩大生产规模。加快淘汰一批小煤矿，原则上不得再建设年设计生产能力30万吨以下的小煤矿。扩大生产规模要以大中型煤炭企业或企业集团为重点，加速形成以企业集团开发大型煤矿和联合改造小煤矿的局面。山西省炼焦煤、无烟煤资源丰富，煤质优良，是中国最重要的冶金炼焦煤和化工用无烟煤生产基地，要以大中型煤矿开发为主，坚决淘汰小煤矿，加强对稀缺煤种的保护性开发。要继续重视煤炭基地的外运通道建设。
第三，适度加快西部煤炭开发。
西南地区：贵州省煤炭资源丰富，要配合“西电东送”工程的建设，加快煤炭开发建设步伐，把建设大中型煤矿和改造小煤矿结合起来，扩大煤炭产量，满足当地燃煤电厂发电用煤增长和广东、广西的需求。云南省要把改造小煤矿和保护生态环境结合起来，适度开发建设大型煤矿，以满足省内煤炭需求。四川、重庆两省（市）要在开发低硫煤与关闭高硫煤矿和限制高硫煤生产的同时，搞好中、高硫煤的洁净利用，稳定煤炭生产规模。
新甘宁青地区：新甘宁青地区煤炭资源丰富，煤炭生产以甘肃、新疆、宁夏三省（区）大中型煤矿为主，应配合实施西部大开发战略，适应燃煤电厂及其他耗煤项目建设需求，同步建设大中型煤矿，逐步扩大生产规模，以满足区内煤炭需求。
7.基地建设
按照初步规划，在2020年以前，中国将重点开发13个具有相当规模的煤炭基地，以此作为中国经济和社会发展对能源需求的基本保证。
内蒙古、陕西煤炭基地：神东基地是一个跨越内蒙古和陕西两省若干矿区的煤炭基地。该区煤炭资源丰富，探明资源量约1360亿吨，此外尚有远景预测储量。煤种主要为长焰煤和不粘煤，是优质的动力煤、化工用煤和冶金喷吹用煤。乌海矿区有部分肥煤；1/3焦煤等炼焦用煤；府谷矿区有部分气煤。
京包、包兰铁路以及包头—神木、神木—朔州、朔州—黄骅、大同—准格尔铁路担负该基地的煤炭外运。神木—延安铁路已与西安—延安铁路相接，该区域交通将会进一步明显改善。黄骅港煤码头一期工程为3000万吨（煤炭一次下水量），已于2002年正式投产，二期工程为3000万吨，也将在2006年左右投产。这为煤炭出口和南下创造了条件。
该区域煤质优良，开采条件好，井田勘探程度较高，基地开发已初具规模。可建成中国特大型的优质动力煤基地、出口煤基地以及煤炭液化、水煤浆等煤炭深加工基地，目前主要由神华集团开发。
陕西北部煤炭基地：陕北煤炭基地主要分布在陕北榆林、延安地区，矿区煤炭资源丰富，探明资源量约597亿吨。煤种为长焰煤和不粘煤为主，可作为优质动力煤、化工用煤和冶金喷吹用煤。西安—包头铁路从基地中部通过；规划中的银川—太原铁路东西横穿本区。该区煤质优良，开采条件好。榆神矿区规划已经国家批准，开发条件已基本具备，子长矿区已有部分地方矿开采。
陕甘交界处煤炭基地：该基地位于陕西和甘肃交界处，煤炭资源量约为221亿吨。在今后重点开发的黄陵、彬长矿区煤种以气煤和弱粘煤为主，花亭矿区煤种为长焰煤和不粘煤。
黄陵矿区有铁路专用线接轨于西安—延安铁路；西安—安康铁路已建成通车；规划西安—平凉铁路纵贯彬长矿区；宝鸡—中卫铁路从花亭矿区中部穿过；在建的西安—南京铁路为西部煤炭直达华东地区创造了良好的内陆运输条件。本区煤炭资源条件好，煤质优良，既可向东运往华东、中南各地，也可向东销往四川、重庆等省市，是调节区域平衡的重要动力煤基地和煤化工基地。
山西晋北煤炭基地：山西晋北煤炭基地位于山西省北部，煤炭资源丰富，探明资源量约为753亿吨，有弱粘煤、气煤、1/3焦煤、瘦煤等煤种。区内有北同蒲线、京包线、大秦线、神朔线铁路，交通便利。该区以生产动力煤为主，煤炭资源开发已形成规模和基础；具备良好的开发前景，可建设超大规模煤炭生产基地。
山西晋中煤炭基地：山西晋中煤炭基地位于山西省中西部，其中，地处黄河以东、吕梁山以西的河东煤田属待大规模开发的区域。该区煤炭资源丰富，探明资源量约为520亿吨以上。该区域煤质优良，资源丰富，中、南部以优质炼焦用煤为主，是中国少有的主焦煤产地，具备良好的开发前景，可建设成为中国优质焦煤基地和动力煤基地。老矿区均有铁路支线或专用线与石太、南同蒲等铁路干线相连；河东煤田有孝西—柳林铁路，与南同蒲线在介休站接轨；侯马—西安铁路的河津是乡宁矿区煤炭外运的出发点；离柳矿区正在建设之中，乡宁煤矿也即将开发。
山西晋东南煤炭基地：山西晋东南煤炭基地位于山西省东南部，探明资源量约766亿吨。煤种以无烟煤和贫煤为主，有少量炼焦用煤。区内有石太线、太焦线、侯月线、邯长线以及阳涉线。该区以生产无烟煤为主以及贫煤、瘦煤等，煤质优良，开发条件好，具备良好的开发和市场前景，如进一步改善铁路外运条件，可建设成为中国特大型优质无烟煤和动力煤基地。
山东省西部煤炭基地：该煤炭基地位于山东省，累计探明煤炭资源量约为226亿吨，其中待重点开发的巨野矿区保有储量约为57亿吨，其煤种以气煤、肥煤、1/3焦煤为主。区内有津浦、新菏兖、京九、兖州—日照等铁路。本区煤炭资源丰富，地理位置优越，交通便利，可直接将煤炭运至华东、华南后经水运出口，经济发达，可建成中国大型煤炭基地。
“两淮”煤炭基地：“两淮”煤炭基地是一个跨省区基地，位于安徽省北部和河南省东部。该基地探明煤炭资源量约为296亿吨，煤种有1/3焦煤、气煤、肥煤和无烟煤等，煤质优良。该区铁路网发达，京沪、京九、陇海三大铁路干线以及淮南线、青阜线等围绕本区四周，经矿区铁路专用线直通区内各矿。本区煤炭资源丰富，地理位置优越，交通方便，经济发达，可建成中国大型煤炭基地。
河北省中部煤炭基地：冀中煤炭基地保有储量约147亿吨，其中蔚县矿区保有储量约14亿吨。区内交通发达，大型矿区均有铁路干、支线连接，蔚县矿区已建成矿区沙蔚铁路支线，并与丰沙大铁路相连。本区地理位置较优越，煤种齐全，尚有蔚县矿区在规模开发，邢台、峰峰、开滦老区深部也有可进一步开发的资源。
河南省西部煤炭基地：该煤炭基地位于河南省中部、京广铁路以西，探明煤炭资源量约200亿吨，煤种齐全，有焦煤、气煤、肥煤、瘦煤、贫煤、无烟煤和长焰煤等。区内有京广、陇海、焦枝、新焦、新菏、太焦、侯月等铁路。本区煤炭资源较丰富，地里位置优越，可建成中国大型煤炭基地。
西南煤炭基地：西南煤炭基地是跨省区基地，位于黔西和滇东，探明煤炭资源量约460亿吨，煤种有气肥煤、贫煤、无烟煤、焦煤、瘦煤等，煤种齐全。区内有水株、贵昆、水柏、内昆和南昆等铁路。该区是西部重点开发矿区，煤炭资源开发已形成初步规模，黔西北、盘南、滇东尚有完整煤田待勘探、开发，具备良好的开发前景，可建设大规模煤炭生产基地，是中国“西电东送”南部通道的主要电煤基地。
东北煤炭基地：东北煤炭基地包括辽、吉、黑三省的各主要矿区和内蒙古东部四盟（市）的一些矿区。东北三省是中国的老工业基地，长期以来东北的煤炭为中国的经济建设作出了巨大贡献。经过长期的高强度开采，抚顺、阜新、辽源、通化等老矿区大多进入衰老、报废期，仅有铁法、沈阳、鹤岗、双鸭山、七台河等矿区属中、壮年矿区。
内蒙古东部四盟（市）褐煤资源十分丰富，该煤种发热量较低，不适宜长途运输，因此本区域应建设成为主要解决东北地区能源供需平衡的煤电结合的基地之一。区内有叶赤、京通、滨州、通霍铁路。
宁（夏）东煤炭基地：宁冬煤炭基地位于宁夏回族自治区东部，区内探明煤炭资源量约为272亿吨，煤种以气煤、不沾煤以及部分炼焦用煤为主。区内有大（坝）—古（窑子）铁路支线与包兰线在大坝站相接，规划中的银川—太原铁路穿过矿区。该区煤炭资源丰富，煤质优良，可作为动力与化工用煤，具有良好的开发前景，可以成为调节区域平衡和重要的动力煤与煤化工基地，并有可能建设大型电厂群，与西北地区黄河上游水电“大捆”，作为“西电东送”北通道的主要电源点之一。
8.建设重点
依据中国煤炭资源与煤炭需求市场分布状况，发挥市场配置资源的作用，按照煤炭生产开发建设靠近煤炭消费地的原则，当前煤炭工业建设的重点地区在山东、安徽、山西、陕西、内蒙古西部、贵州和河南等省（区）。开发的矿区主要是山东的济北、巨野矿区，安徽的淮南、淮北矿区，山西的大同、河曲、平朔、西山、潞安和晋城矿区，陕西的神府、榆神、黄陵和彬长矿区，宁夏灵武矿区，甘肃华亭矿区，内蒙古西部的东胜和胜利矿区，贵州的盘江、水城等矿区，河南的平顶山和登封矿区。
华东地区是中国经济发展程度较高、能源需求量较大而仍有一定数量可开发资源的地区。目前，山东济北唐口、巨野梁宝寺、龙固、郭屯、运（郓）城等；两淮的顾桥、刘庄、张集二号、丁集、许瞳、涡北等矿井正在加紧建设或进行建设前期工作，以解决华东老矿区接续和维持华东地区煤炭自给率。两淮地区还规划成为华东电网地区“皖电东送”的煤电基地。
西南贵州、云南地区是江南煤炭资源相对丰富的地区。由于当地经济发展水平和交通条件的制约，其资源被划作“西部后备区带”，资源勘探和开发程度均较低。“西部大开发”战略决策和“西电东送”工程，促进了该地区的煤炭资源开发。目前，长期被封存的纳雍、盘南矿区，发耳、格目底、大方、黔西、黔北等区域以及滇东的老矿区，都已围绕“西电东送”工程加快了勘探、建设前期和开发工作。低硫煤占相当比例的四川古叙矿区的开发已开始启动，随着中高硫煤洁净技术的推广和应用，原因含硫较高而难以决策的贵州织金煤田、四川筠连煤田的建设也已重新提上日程。
宁夏规划依托宁东煤田丰富的煤炭资源建设能源重化工基地，恢复了灵武矿区建设，羊场湾、枣泉矿井的建设已经开展，鸳鸯湖矿区、横城矿区的规划工作也已开始。甘肃华亭矿区百草域矿井的建设工程也正在准备。
地处华中的河南省煤炭资源相对丰富，具有相对较好的区位优势，长期属于煤炭净调出省。除永夏煤田外、大型煤田基本上都在京广铁路以西。目前，平顶山的守山一矿、郑州登封煤田的白坪矿等正在加速建设进程。
晋陕蒙地区是中国最主要的煤炭能源基地。在今后相当长的时期内，将一直是煤炭建设的重点地区。
山西省30多年来一直是煤炭开发、生产外运的重点地区，目前煤炭开发已到中、壮年期，一些老矿区（如大同侏罗系煤田、阳泉老区、晋城老区、汾西的部分矿井以及潞安石圪节、西山白家庄等），都已到了衰老、报废、亟待开发接续矿井的时期；山西省还有相当大一部分煤炭资源可供大规模开发，当前，大同石炭二叠系塔山矿井，阳泉寿阳区的韩庄、新元矿井，潞安屯留、司马矿井，晋城寺河、潘庄、赵庄矿井等作为老区接续井，正在加快建设或建设前期工作；平朔矿区安家岭露天矿已开始出煤，矿井部分正在建设；乡宁、离柳矿区正在按计划开发；北部河曲矿区、保德矿区等也已开始进行规模开发。
陕蒙交界的榆林—鄂尔多斯地区，是著名的鄂尔多斯聚煤区的核心部分，煤层埋葬浅而稳定，煤质优良，开采条件好，是今后二三十年中国煤炭的主要开发和调出区。经过近20年的策划、准备、建设、经营，煤炭开发已初具规模，基本具备建设特大型煤炭、能源基地的内外部条件。其中，内蒙古的东胜、万利、准格尔区和陕西省神北—新民区已建成具有一定规模的矿区，在今后20年内，还将进行大规模建设；榆林东部的榆神矿区开发前期工作已接近完成，将进入大规模开发时期。为配合“西电东送”北通道建设工程，府谷石炭二叠系煤田的开发也已提上议事日程。
9.技术应用
为了转变煤炭城市产业单一、煤炭矿区只生产煤炭初级产品的传统开发方式，目前在矿区开发规划中，都十分重视煤炭的综合开发和延伸开发。其中包括煤炭洗选加工，建设坑口电厂、“变输煤为输电”，煤炭焦化、气化，开发水煤浆，以及目前认为较有发展前景的煤基甲醇、煤炭液化（包括直接液化和间接液化）。
增加原煤洗选加工的比例，提高商品煤的煤质，使之符合市场的需要，这是大煤炭企业的共识。根据煤炭行业的规划，中国“十一五”期间煤炭洗选加工的比例，要从“十五”末的40%提高到2010年的50%以上。
建设坑口电厂，建设煤电基地，既是改变煤炭地区产业结构、使初级能源产品增值的重大举措，也是降低发电成本、保证电煤供应、缓解煤炭运输“瓶颈”制约的措施。中国关于“西电东送”的战略决策，为建立煤电基地提供了政策支持。2002~2003年由于中国煤炭供应偏紧、电力体制改革、五大电力集团逐步开始形成竞争、煤炭企业经济困难得到初步缓解等状况，都为电力企业和煤炭企业加强联系，实行煤电联合开发创造了条件。
贵州省依托丰富的煤炭资源，实施“黔电送粤”工程，陆续在纳雍、黔北、黔西、鸭溪、盘南、发耳、大方建设或拟建大型坑口电厂，拉动了贵州煤炭的迅速开发。云南省也拟在富源的老厂矿区建设滇东坑口电厂。黔西北—滇东地区将成为中国南方的一个重要煤电基地。
“西电东送”北通道方面，由准格尔矿区为中心的托克托—准格尔—岱海电厂群组成了重要的煤电基地，并正在加快建设；电力企业和煤炭企业联手，结合河曲矿区、府谷矿区、榆神矿区的开发，建设相应的河曲电厂、府谷矿区和锦界电厂；宁夏煤业集团与华电、鲁能等电力企业合作，拟共同建设宁东煤电基地。
两淮地区煤炭资源相对丰富，临近经济较发达的沪、苏、浙地区。安徽省、华东电网公司已与三省市协商，规划在两淮建设大型煤电基地，实施“皖电东送”工程。已有多个大型电力企业集团和两淮的煤炭企业集团达成了共同开发煤电基地的协议，首批项目已经启动。
内蒙古东部和锡林郭勒丰富的褐煤不适于长距离运输，建设坑口电厂向邻近地区送电从经济上更为有利。呼伦贝尔的伊敏河矿区首先建设了煤电联营的伊敏煤电公司，目前露天矿能力500万吨/年，全部供装机100万千瓦的伊敏电厂，目前正在根据市场需求预测计划扩建。赤峰市的元宝山电厂也是典型的坑口电厂，目前四号机组（60万千瓦）已恢复建设。通辽市的霍林河、锡林郭勒的胜利，使得白音华煤田也在规划建成向东北或京津唐送电的煤电基地。
山东巨野矿区、陕西彬长矿区、四川古叙矿区和筠连矿区等新矿区也都规划建设了坑口电厂。
山西省的大同二电厂、阳城电厂、柳林电厂以及古交电厂、霍州二电厂、王曲电厂等坑口型电厂也正在或计划扩建、新建。凡有条件的其他矿区，如东北的铁法、鹤岗、鸡西、双鸭山、七台河，河南的平顶山、登封、鹤壁等都计划扩建或新建坑口型电厂。
水煤浆是一种相对洁净的燃油替代燃料。经过多年的研究、开发和推广，“十五”末期，中国工业用水煤浆量已达到150万吨/年以上。中国燕山石化是工业性燃用水煤浆的试点，大庆、胜利、中原、吉林等油田也都有使用水煤浆替代燃油的意向，一些燃油电厂或锅炉也打算改用水煤浆；此外，一些矿区计划用煤泥制水煤浆。据中国国家水煤浆工程技术研究中心等单位预测，到“十一五”末期，全国水煤浆需求量可能达到600万吨/年以上。
煤层气是与煤伴生的以甲烷为主的气体，给煤矿安全带来极大的威胁。煤层气若排放到大气中，会破坏臭氧层；若经过集中抽取、利用，就是利用价值很大的洁净能源。从井下抽放瓦斯进行利用，在许多煤矿，如抚顺、阳泉、松藻等，早就开始了应用。但一般抽取的甲烷浓度较低（小于60%），只作为民用燃料使用。目前中国国内正在山西沁水、河东，安徽两淮，辽宁铁法、抚顺等煤田进行煤层气地面开发试验。其中，铁法矿务集团计划利用煤层气作为沈阳民用燃气；晋城矿业集团拟利用煤层气发电，并向阳城电厂供气作为机组启动或助燃之用。
煤炭液化是目前中国正在计划开发、引进的煤炭转化技术。中国已经批准了神华集团在内蒙古鄂尔多斯市上湾建设煤炭直接液化示范厂的可行性研究报告，该工程正在积极进展。以云南先锋褐煤为原料，引进德国IGOR+工艺直接液化项目的前期工作也正在进行。中国国家发展和改革委员会已批准由神华集团和宁夏煤业集团开展煤炭间接液化示范项目的技术引进工作，目前技术引进谈判正在有序进行。
随着甲醇市场需求量的增加，以甲醇代汽油的试验取得进展。目前，许多矿区正在开展建设大型煤基甲醇项目的前期工作。
（本文摘自《中国能源发展报告》，由中国网独家发布。其他媒体不得以任何形式擅自转载，否则将负法律责任。）
|
