一、“九五”能源工业的发展与评价

　　(一)能源工业取得一定成就，为自治区经济发展和建设做出了积极贡献

　　“九五”期间，作为我区支柱产业之一的能源工业，在区内外能源市场需求增长缓慢、生产能力相对过剩、市场竞争加剧等诸多因素的影响下，仍然得到较快的发展，满足了自治区能源需求，带动了相关产业的发展，促进了国民经济实力的稳步提高。

　　1．能力和规模进一步提高，生产实现稳步增长

　　“九五”期间，在全国能源市场由卖方市场转向买方市场的情况下，我区能源工业继续稳步增长。五年内累计新增生产能力：原煤2100万吨，发电装机容量325万千瓦，其中上网风力发电装机4.84万千瓦。预计到2000年底，我区将形成近1亿吨原煤的年生产能力，原煤产量稳定在7300万吨左右；电力装机容量900万千瓦，超百万千瓦的大型火电站已有四座，发电量439亿千瓦时；原油加工能力和年产量达到130万吨。

　　2.固定资产投资继续增长，一批重点建设项目相继建成投产

　　“九五”期间，准格尔露天矿、霍林河露天矿、达拉特电厂二期、万家寨水利枢纽工程、伊敏电厂一期等一批国家重点续建项目相继建成投产，开工建设了万利矿区、乌达黄白茨洗煤厂、托克托电厂一期和准格尔电厂二期等一批大中型建设项目。全区能源工业五年累计完成固定资产投资423.6亿元，占全社会固定资产投资的24.3%，其中煤炭行业完成投资119亿元，电力行业完成投资280亿元，石油天然气行业完成投资24.6亿元。

　　3．能源工业对国民经济的贡献提高

　　预计2000年我区能源工业增加值达80亿元，占全区工业增加值的　17.9％。其中煤炭完成25亿元，电力完成42亿元，石油天然气12亿元。“九五”时期能源工业增加值年均递增10.1％，比“八五”时期提高1.7个百分点。能源工业实现利税22亿元，“九五”平均增长12.9%。其中煤炭行业实现利税7亿元，电力行业12亿元，石油天然气行业3亿元。

　　4．能源工业体制改革初见成效

　　国有重点煤矿顺利实现属地下放，西部国有重点煤矿划属神华集团，成功地组建了呼伦贝尔煤业集团公司、平庄煤业有限公司和内蒙古太西煤股份有限公司等一批具有较强竞争力的煤炭集团公司。“关井压产”效果显著，国有煤矿产量在全区煤炭总产量所占的比例明显提高。电力行业实现了政企分开，组建了内蒙古电力（集团）有限责任公司，进行了股份制改革，在自治区电力公司内部进行了“模拟市场运作”，为“厂网分开、竞价上网”改革创造了条件。农电管理体制改革开始启动。

　　5．能源输出稳中有升，初步奠定了我区作为国家能源基地的基础

　　预计2000年煤炭输出达到3000万吨，比1995年增加500万吨。在华北、东北电力市场出现盈余的情况下，2000年外送电量达170亿千瓦时，比1995年增加67亿千瓦时，在全国跨省送电的地区中位居第一。

　　（二）能源工业发展仍存在许多亟待解决的问题

　　1.生产能力相对过剩，企业效益下滑，经营困难

　　近年来我区煤炭出区量基本维持在3000万吨左右，增量很少，使得迅速增加的生产能力出现过剩，造成我区煤炭企业效益下滑，多数企业严重亏损，生产经营困难。“九五”期间我区电力新投产装机容量325万千瓦，但由于区内外用电增速减慢，尤其是外送华北电力，1996－1999年仅增加3万千瓦，远低于电力部、北京市和我区1993年签订的向首都北京供电协议目标。造成我区出现装机富余局面，电力工业效益下滑，建设速度放慢。

　　2.结构性矛盾较为突出，不适应市场需求

　　行业内部发展不平衡，结构不合理。我区国有煤矿生产规模大，机械化程度高，但企业老化、企业办社会及离退休人员负担过重，造成生产成本高、市场竞争能力弱。地方小煤矿规模小、生产设施差，没有安全保障。电力行业存在发、输、配结构矛盾，输配电项目建设滞后，造成城市电网老化，供电可靠性差；农村电网设施陈旧落后，电能损耗高，农村电价高，不能适应用电增长的需要。

　　能源品种结构不合理，优质、洁净能源供应不足。煤炭在一次能源结构中所占比例大，但洗净煤技术推广应用差，洁净煤技术仅限于洗精煤，其它洁净煤技术成果尚未推广应用，造成煤炭产品单一；水电受水能资源的限制，在上网电量中所占比例很少；天然气、风能和太阳能等洁净能源的开发利用才刚刚起步，没有形成规模。

　　3.管理体制还不能适应市场经济的要求

　　国有煤炭企业历史形成的人员多、包袱重、效率低的问题还没有根本解决，下岗分流、减人增效难度很大。电力工业由于省际壁垒、行业垄断等原因，一直没有实现跨省跨地区的能源优化配置。区内电力企业仍然没有打破纵向垄断。

　　4.电价机制不能适应市场变化要求，制约电力消费

　　电力供应充裕后，电力消费市场发生了很大的变化，高峰用电、商业用电和居民用电大幅增加，而工业和农业由于对电价承受力弱造成用电量增幅不大。由于电价机制僵化和反应滞后，不能根据上述市场变化及时调整或制定相应的电价政策，制约了电力消费增长，也影响了电力企业效益。

　　二、能源工业面临的发展环境

　　（一）经济全球化对能源工业的影响

　　经济全球化趋势，特别是加入WTO后，我国将适当增加从国外进口优质、价廉能源，这会对我区煤炭的销售带来不利影响。但同时国家将采取措施扩大以煤炭为主的能源产品出口，为我区优质动力煤种和无烟煤种的出口带来更多机遇。

　　（二）结构调整和可持续发展战略对能源工业发展的影响

　　未来十年我区GDP年增长速度将保持在9%左右，冶金、建材、化工等高耗能工业和其他各项事业的发展将带动区内能源消费需求的稳定增长。但随着经济结构的调整和可持续发展战略的实施及全社会环境保护意识的增强，能源消费需求结构会有所变化，电力、石油天然气、新能源等洁净能源的需求增长加快，煤炭的需求增长速度将有所放慢。煤炭输出结构会有所变化，即低硫、低灰分、高热值的煤炭将成为输出的主要煤种，其它煤种应以就地加工转化为主。

　　（三）西部大开发对我区能源工业的影响

　　西部大开发战略的实施，将给我区能源工业发展带来机遇和挑战。一方面将促进我区经济增长，从而带动区内能源消费需求的增长，另一方面作为西部大开发重要组成部分的“西电东送”、“西气东输”战略的实施，可使我区能源输出实现较大的增长，为我区煤电转换和天然气的开发利用创造较好的环境。但也应清醒地认识到，西部大开发也将使我区周边省区经济快速发展，与我区同种类的能源产品将在全国范围内形成竞争态势。

　　（四）能源管理体制和企业改革对能源工业发展的影响

　　未来十年我国能源工业管理体制和企业改革可望取得突破性进展，将为我区能源工业的发展带来新的发展动力。电力行业将实行“厂网分开、竞价上网、输供分开、国家监管”改革，逐步形成公平、开放的竞争机制，有利于电力工业吸引更多的资金、技术，实现电力工业的较快发展，带动煤炭工业的稳定发展。

　　三、能源市场需求预测

　　（一）区外市场需求预测

　　1.煤炭输出增长趋缓

　　“十五”期间，随着经济发展和全社会环保意识的增强以及“西气东输”战略的实施，我区煤炭输出将面临严竣的形势，预测未来十年我区煤炭输出增速放慢，2000—2005年将保持1.5%的增速，2005—2010年将保持1%的增长速度。预测到2005年煤炭输出为3250万吨，2010年达到3450万吨。

　　2.电力输出快速增长

　　华北和东北地区是我区电力外送的主要市场。根据预测，“十五”期间华北电网用电量年均增长5.2%；东北电网用电量年均增长3.3%；综合分析以上两地区的电力需求，预测2005年我区外送电力560万千瓦，电量370亿千瓦时，其中，送华北电网电力360万千瓦，电量240亿千瓦时，送东北电网电力200万千瓦，电量130亿千瓦时；2010年外送电力1160万千瓦，电量800亿千瓦时，其中，送华北电网电力860万千瓦，电量600亿千瓦时，送东北电网电力300万千瓦，电量200亿千瓦时。

　　（二）区内能源消费市场预测

　　1.原煤终端消费增长趋缓

　　随着人民生活水平的提高和环境保护的需要，原煤在能源终端消费中所占的比重逐年下降。预计“十五”期间原煤终端消费量的增长速度为2.0%，2005年原煤终端消费量为2100万吨。2005—2010年原煤终端消费量增速继续减缓，预测年均增长1％，2010年原煤终端消费量为2200万吨。

　　2.原煤加工转换保持快速增长

　　“十五”期间，由于电力工业发展加快，使原煤加工转换的增速加快，预测2005年原煤加工转换为4850万吨，其中发电耗煤3750万吨；2010年原煤加工转换为8270万吨，其中发电耗煤7000万吨。

　　3.煤炭调入维持“九五”平均水平700万吨

　　4.全区用电量增长速度呈加快趋势

　　“九五”期间用电量年均增长5.4%，电力消费增长速度与国民经济增长速度的弹性系数为0.56。预测未来十年电力终端消费弹性系数为0.75，用电量增长速度为6%，到2005年用电量为350亿千瓦时，2010年为420亿千瓦时。

　　5.天然气利用将有所突破

　　预测2005年用气规模达5亿立方米，2010年达8亿立方米。

　　综上所述，预测到2005年，我区煤炭需求总量为9500万吨，用电量需求为720亿千瓦时（含输出区外电量），天然气利用规模5亿立方米；到2010年，煤炭需求总量为13200万吨，用电量需求为1220亿千瓦时(含输出区外电量)，天然气利用规模8亿立方米。

　　四、“十五”能源工业发展的指导思想、主要目标及发展重点

　　（一）指导思想

　　综合分析我国和我区经济发展趋势及能源工业面临的宏观环境，我区“十五”期间能源工业发展的总体指导思想是：抓住开发机遇，坚持改革开放，开拓消费市场，调整能源结构，加强重点建设，实现两个转变。即：紧紧抓住西部大开发和加入WTO两大机遇，坚持深化能源工业管理体制和企业改革以及扩大对外开放的基本方针，努力开拓区外、区内能源消费市场，积极调整能源产品结构、规模结构和消费结构，重点建设西电东送、城乡电网改造、煤炭深加工和转换及出口煤基地、西气东输、新能源开发利用和热电联产六大能源建设工程，实现经济体制和经济增长方式的根本转变，提高能源工业整体效益。
　　（二）发展目标

　　到2005年，全区原煤产量达到9500万吨，煤炭外运量达到3250万吨，煤炭出口150万吨。电力装机容量达到1300万千瓦，其中大型风力发电装机达到15万千瓦，发电量720亿千瓦时，向区外送电量370亿千瓦时。原油开采能力达到135万吨，原油加工能力130万吨，天然气生产能力达到25亿NM3。新增太阳能热水器3万平方米，农村牧区商品能源比例达到35％，生活能源热效率提高到30％以上，建成六个起点较高的农村能源综合建设县。国内生产总值能耗降到3.79吨标煤／万元，工业增加值能耗降到8.50吨标煤/万元，工业增加值电耗降到5572千瓦时/万元，全社会累计节约能源850万吨标准煤。

　　能源工业体制改革有新突破。到2005年，能源工业管理体制基本适应社会主义市场经济体制的需要，初步建立现代企业制度的运行机制，使企业真正成为社会主义市场经济的主体，煤炭企业改革取得明显成效，生产经营明显改善，经济效益明显提高。按照国家电力体制改革统一布署，对我区电力工业进行体制改革、电价改革和其它改革，基本形成公开、公平、公正的市场竞争机制和科学合理的电价体系。

　　（三）发展重点

　　煤炭工业　加快煤炭工业企业改革步伐，依托市场、资源组建大型企业集团，提高煤炭企业的竞争力。发挥现有矿井的生产能力，调整煤炭规模结构和产品结构，大力发展洁净煤产业。研究并准备推广应用煤层气勘探开发利用。

　　重点规划乌海炼焦煤基地、伊盟煤制油及水煤浆基地、阿盟无烟煤和东胜动力煤出口基地。重点建设神华煤制油、骆驼山煤矿、大雁三矿项目、大雁二矿及五家煤矿的地下煤炭剩余资源气化项目、扎赉诺尔褐煤精炼项目。加快准格尔煤层气田的勘探及开发利用，加快煤炭综合利用的前期工作，推进褐煤气化和水煤浆项目的前期工作进程，适时开工一批煤炭深加工项目。
                          
　　电力工业　抓住国家西部大开发机遇，大力实施“西电东送”战略，充分发挥我区优势，建设大型坑口、路口火电基地，重点建设托克托电厂一期、准格尔电厂二期、呼和浩特热电厂、达拉特电厂三期、海勃湾电厂二期、托克托电厂二期、元宝山电厂三期和正兰电厂等八项电源工程。同时做好岱海电厂、龙口水电站、通辽三期扩建、伊敏电厂二期扩建、呼市抽水蓄能电站等项目的前期准备工作。

　　大力开拓区内外电力消费市场，继续争取国家支持，提高我区外送电力在华北、东北的电力市场份额。及时打通并适当超前建设电力外送主通道，建设达拉特—永圣域Ⅱ回、丰镇—张家坊Ⅱ回等500千伏跨省输电通道工程，做好丰镇—张家坊Ⅲ回等500千伏输电工程的前期工作；完善自治区内220千伏和110千伏主网架工程，继续进行城乡电网建设与改造，提高电网的安全可靠性，降低农村牧区电价，实施无电村通电工程。

　　石油天然气　在现有地质勘探工作的基础上，对重点区域进行深入的地质勘探工作，加快海拉尔盆地、巴彦浩特盆地、乌拉特中旗川井盆地油田和鄂尔多斯天然气田的开发利用，同时加快以天然气代替城市煤气建设和改造的步伐。

　　重点建设鄂尔多斯气田乌审旗至呼和浩特天然气输气管道以及呼和浩特、包头、东胜等城市配气工程。配合国家引进俄罗斯天然气并建设天然气输气管道，做好蒙东海拉尔、满洲里、通辽、赤峰及乌兰浩特城市配气工程及支线管道建设前期工作。

　　农村能源和新能源　继续进行以节能和可再生能源开发为主的农村能源综合开发建设，重点发展农村生活污水沼气净化技术“四位一体”能源生态模式和生物质能开发利用技术。继续实施“乘风计划”，进行大型风力发电场的建设，在重点建设辉腾锡勒风电场的同时，适度开发建设达里等其它风电场。加快实施“光明工程”，配合农牧区通电工程，大力推广小型风力、光伏发电系统和泵水系统，解决边远地区农牧民用电问题。

　　节能工作　切实抓好重点耗能行业的节能降耗工作，加快工业锅炉和窑炉的更新改造，提高余热及可燃气体的回收利用率。发展城市集中供热，鼓励兴建大型区域锅炉房和热电联产集中供热，改善城市大气环境状况。建设乌海热电厂、平庄热电厂、集宁热电厂，扩建通辽热电厂、乌兰浩特热电厂。加强农牧区生活、生产用能的建设与管理工作，推广普及农村牧区实用节能技术，提高能源利用率，保护生态环境。

　　五、2010年远景目标

　　到2010年，我区能源工业能够充分满足经济发展和社会进步的有效需求，能源结构逐步趋于合理，生产和经营达到较高的水平，实现经济增长方式的根本转变。预期煤炭产量达到13200万吨，电力装机容量达到2000万千瓦，其中风力发电装机30万千瓦，发电量达1220亿千瓦时，天然气利用规模达到8亿立方米，石油开采160万吨，石油加工150万吨。

　　六、政策措施

　　（一）深化改革，建立适应社会主义市场经济的能源工业管理体制，建立公平、竞争、有序的新机制

　　煤炭工业要以深化企业改革为重点，按照现代企业制度的要求，对现有煤炭企业进行彻底的公司制改革，按照“同煤种，同流向，同一市场”组建煤炭企业集团，提高企业竞争力。

　　电力工业要以打破垄断、引入公平竞争机制为突破口，按照国家统一布署，大力推进“厂网分开、竞价上网、输供分开、国家监管”改革。“十五”初期蒙西电网50％的电量首先实现竞价上网试点，到2005年全部电量实现公开竞价上网。
                           
　　新建天然气管道及天然气利用项目要坚持完善项目法人责任制，组建股份公司，承担项目前期工作，落实投资和运营管理工作，实现自主经营、自负盈亏、自我发展。

　　（二）坚持扩大对外开放，多渠道筹集建设资金

　　积极争取国家在西部大开发中优先安排我区能源工业项目的建设，努力扩大各种政策性资金的利用规模。电力、天然气和新能源等项目要优先安排国际金融组织和外国政府贷款，积极协调金融部门提供国内配套贷款。

　　鼓励国内外各类经济组织以合资、合作、BOT等多种方式投资建设能源工业项目，并享受国家和自治区各项优惠政策待遇。努力盘活国有资产存量，允许和鼓励通过资产经营权、收益权转让等方式转让现有资产，以弥补能源建设资金不足。

　　（三）大力开拓能源消费市场，提高我区能源工业适应市场竞争能力

　　煤炭生产经营企业要以市场为导向，与用户建立长期稳定的供需关系，密切关注煤炭市场动态，及时调整产品结构，提高产品和服务质量。实施“以煤代木”工程。组建精干、专业、具有高度责任感的市场营销队伍，保持和扩大市场份额。

　　　电力企业要继续积极争取国家和有关部门支持，努力扩大我区电力在华北京津唐电网和东北电网的市场份额。努力开拓区内电力消费市场，大力发展高耗能工业。加快城市居民住宅小区电气化试点和缺煤地区的电气化小城镇试点步伐，推广使用蓄热式电热锅炉供热。实施城市光亮工程，实行鼓励用电的优惠电价政策。
                           
　　加快城市天然气利用步伐。通过采取一定的环保政策，限制原煤直接燃烧，配合价格政策和其它相关扶持政策，扩大天然气利用规模。加快天然气下游开发利用的前期工作，推进自治区天然气产业的发展。

　　商业化风力发电要努力降低建设和运营成本，提高市场竞争力，积极扩大市场份额。农村能源应立足培育和建立商品能源体系，积极推进风能、太阳能和生物质能的开发利用。

　　（四）加大能源消费结构调整力度

　　制定鼓励使用电能、石油天然气和新能源等洁净能源的价格、税收政策，对直接燃煤并未达到排放标准的征收惩罚性排污费，并限期整改达标。严格城市新增用煤许可政策，能够用其他洁净能源代替煤炭的，一律禁止新增用煤。煤炭产品的输出以发热量高、低硫、低灰的优质动力煤种和太西无烟煤为主，其他煤种以就地发电或其他加工转换方式为主，通过电能或其他载能方式供应市场消费。

　　（五）完善能源工业宏观调控政策，引导能源工业稳定协调发展

一是清理整顿煤炭外运各项收费政策，取消不合理收费项目，重新核定部分收费标准，降低我区煤炭输出的铁路运输费用和港杂费用。二是根据国家电力工业结构调整政策，关停区内小火电机组，以提高大机组的利用率和经济效益。三是尽快出台综合电价，推广峰谷分时电价，对已完成还本付息的电厂重新核定电价。允许电力企业在批准电价基础上根据市场供求关系和自身经营状况在一定幅度内适当调低电价，或执行合同电价。四是清理取消各种限制用电的部门政策和规定以及电价中的乱摊派、乱收费项目，减少供电中间环节，努力减轻用户负担。五是对新能源发电要实行优惠上网电价，在继续向国家争取风力发电税收减免或贴息政策的同时，研究制定我区扶持新能源发展的优惠政策。六是加大投资力度，重点扶持边远农牧区通电和农村能源综合建设。

来源：内蒙古经济信息网