一、能源产业发展现状鄂尔多斯作为全国最大的能源输出地级市，能源产业主要以煤炭、天然气及其延伸产业链（煤电、煤化工、液化天然气）为主，以风电、水电、太阳能、生物质等非化石能源为辅。2014年全市原煤产量占全区63.6%，占全国16.3%；天然气占全区100%，占全国21.5%；发电量占全区20%，占全国1.3%。能源产业及其相关产业创造增加值占地区生产总值的46%，占工业经济的87%，我市已形成了以能源产业为主体的经济发展体系。煤炭产业占据全市工业经济的半壁江山，进入平稳转型期，形成了以原煤为基础，煤电、煤化工为两翼的煤炭消费产业链；天然气成为第二支柱产业，以保障供应输出为主，进入稳步增长期；新能源发展仍处于起步阶段。
(一)煤炭---转型基石
1.十年黄金期奠定转型发展基础。煤炭是我市第一大能源生产行业，占工业经济的54%。2002-2012年是我市煤炭行业发展黄金期，年均产量增速高达30%。2012年原煤产量达到峰值6.4亿吨。2012年以后原煤产量保持平稳。煤炭行业由十年黄金期转入平稳期。
2.煤炭产量居产煤地级市首位。我市煤炭在全国能源发展中占有重要地位，连续12年位居全国产煤地级市之首。2014年,我市生产原煤6.31亿吨，输出量占80%。从全国看，原煤生产量排名前五的分别是内蒙古(9.94亿吨，占全国25.7%)、山西(9.76亿吨，占25.2%)、陕西(5.15亿吨，占13.3%)、贵州(1.85亿吨，占4.8%)、山东（1.48亿吨，占3.8%）。我市原煤产量比第三位的陕西还多1.16亿吨。从资源相似城市看，前五位依次是我市（6.31亿吨）、榆林（3.79亿吨）、朔州（2.08亿吨）、长治（1.19亿吨）、吕梁（1.18亿吨）。 3.煤矿产能平均超百万吨。目前，我市煤矿有326座，总计产能7.3亿吨/年，平均煤矿生产能力达224万吨。超1000万吨煤矿14座，生产能力2.2亿吨，占30%；120万吨及以下煤矿生产能力1.5亿吨，占20%。其中，在籍煤矿305座，总计产能6亿吨；在建煤矿21座，总计产能1.39亿吨。全市煤炭机械化程度达到90%以上；煤矿平均回采率，井工矿75%以上、露天矿95%以上。全市总洗选能力6.3亿吨，平均洗选能力224万吨。其中已建成投产的选煤厂为155座，设计入洗能力5.14亿吨/年，已建成投产的筛选厂为129座，设计筛选能力1.23亿吨/年。
4.大型煤企支撑作用显著。2014年，全市规模以上煤炭生产企业共有176户，占规模以上工业企业户数近50%。神东、准能、伊泰、汇能、伊东、蒙泰、满世、乌兰、恒东、亿利等千万吨级煤炭企业发挥着中流砥柱作用。10户企业产能达3.1亿吨，占现有全市产能的52%；生产原煤3.18亿吨，占煤炭总产量50%。
| 全市千万吨级煤炭企业一览表 | |||
| 企业简称 | 产能（万吨） | 产量（万吨） | |
| 2014年 | 2013年 | ||
| 神东 | 7210 | 9022 | 8616 |
| 准能 | 4500 | 5855 | 5759 |
| 伊泰 | 5845 | 4316 | 4756 |
| 汇能 | 3250 | 3495 | 3009 |
| 伊东 | 2550 | 2490 | 2851 |
| 蒙泰 | 2010 | 1617 | 1480 |
| 满世 | 1840 | 1614 | 1947 |
| 恒东 | 1320 | 1747 | 2035 |
| 乌兰 | 1290 | 1266 | 1700 |
| 亿利 | 1210 | 384 | 275 |
（二）煤电---优势突出
1.煤电仍是主角。我国电源结构多元化发展，2014年全国电源结构中火力发电占67.3%，全区占72.3%，我市占91%。水电、风电、太阳能等清洁能源装机全国占32.7%、全区占27.7%、全市占9%。不论是全国、全区、还是我市，电源结构中煤电装机仍是主角。2014年我市发电设备总装机容量1563万千瓦，其中煤电装机容量1422万千瓦。
| 2014年全国、全区、全市发电设备总装机容量对比 | |||
| 全国 | 全区 | 全市 | |
| 总装机容量（万千瓦) | 136019 | 9263.6 | 1563 |
| 其中： 火 电 | 91569 | 6701.5 | 1422 |
| 水 电 | 30183 | 177.3 | 75 |
| 核 电 | 1988 | 0 | 0 |
| 风 电 | 9581 | 2100.38 | 24.8 |
| 太阳能发电 | 2652 | 284.5 | 36.8 |
2.成本优势明显。以1亿千瓦不同电力成本做大致对比分析:装机成本:水电、核电、风电、光伏电站等非化石能源与传统能源(煤电)相比成本普遍较高。水电1亿千瓦装机成本是火电的2.5倍多，核电是火电的3.7倍，风电是火电的2倍，光伏电站是火电的3倍。发电成本：假设燃煤发电成本为1，则水电发电成本约为1.2，风电发电成本约1.7，光伏电站发电成本约2.5。非化石能源的发电成本与传统燃煤发电相比高很多。因此：燃煤发电成本较低，优势较大。而且随着燃煤发电技术的不断成熟，火电设备排放越来越少，清洁化程度不断提高。目前我市煤电发展的清洁化水平总体上已达到全国先进水平。
| 各种能源1亿千瓦的装机发电成本比较 | |||||
| 内容 | 火电 | 水电 | 核电 | 风电 | 光伏电站 |
| 装机成本（亿元） | 35～40 | 100 | 120～150 | 70～80 | 110～120 |
| 每瓦成本（元） | 3.5～4 | 10 | 12～15 | 7～8 | 11～12 |
| 装机成本的发展趋势 | 缓慢升高 | 增高，波动大 | 略有波动 | 快速下降 | 快速下降 |
| 年平均发电小时 | 5500 | 4500 | 7000 | 2000 | 1200 |
| 年发电总量（亿度） | 55 | 45 | 70 | 20 | 15 |
| 后续费用 | 高 | 低 | 高 | 中 | 低 |
| 重要的发电成本 | 300克标煤/度以上的标准，7000大卡 | 人工工资、维修费用 | 铀 | 人工，较高维修费用 | 人工，较低维修费用 |
| 后续成本折算（度/元 ） | 0.15～0.45 | 低于0.04 | 高于0.04 | 0.10左右 | 低于0.03 |
| 不利因素： | 雾霾等环境污染，二氧化碳排放 | 对环境有影响 | 安全事故隐患 | 并网输电难 | 占地大，并网输电难 |
3.发展优势突出。煤转电是我市煤炭资源最主要的就地转化途径之一，2014年燃煤发电突破700亿度，达706.3亿度，占全市发电总量的96.3%；位居全区第一，占全区的20.7%，占全国1.7%。2014年燃煤发电企业36户，转化煤炭3387万吨,占全市总煤炭消费量的42%。为了有效缓解资源环境压力，优化国家区域煤电布局，我市两条特高压输电通道蒙西至天津南、上海庙至山东通道已开工建设，我市煤电装机容量将突破3000万千瓦，煤炭就地转化率将大幅提升。
4.装机配置先进。2014年我市煤电装机位居全区第一，占全区火电装机容量21.2%，占全国1.6%。在36户燃煤发电企业中，大型机组（单机30万千瓦以上）装机1126万千瓦，占火电装机容量的77%；目前规模最大，且是超临界的有布连电厂的2×66万千瓦机组；中型机组（单机10万-30万千万）装机241万千瓦，占火电装机容量的16.9%，小型机组（单机10万千瓦以下）装机85万千瓦，占火电装机容量6.0%。煤转电行业已形成大型机组为主，中型机组为辅，小型机组逐渐淘汰的合理格局。
（三）煤化工---初具规模
煤化工产业是我市着力培育发展的新型支柱产业之一，已初步形成以煤为基多元转化转型发展的路径。2014年，煤化工就地转化煤炭3045万吨。传统煤化工产品有焦炭772万吨,增长4.3%;纯苯3.6万吨,增长69%;电石339万吨,增长13.5%;PVC121万吨,增长85.5%。现代煤化工产品有煤制油92万吨,下降0.6%;煤制二甲醚10.2万吨，下降0.9%；煤制甲醇332万吨,增长22.3%；新增煤制气2700万立方米。我市已成为全国现代煤化工生产示范基地的领跑者。
1.煤制油。煤制油是战略性替代能源，也是煤炭资源转型升级的重要途径之一。目前，我市煤基燃料项目成为全国的率先示范，已建成煤制油产能124万吨，分别是全国首条煤直接液化生产线神华煤制油和间接液化生产线伊泰煤制油。两条生产线的扩建工程，即神华煤制油生产规模200万吨的第二、三条生产线和伊泰集团200万吨/年煤间接液化商业示范项目，也在有序推进中。
2.煤制气。在国家环境政策日趋严格的背景下，煤炭清洁利用成为煤炭行业发展的战略方向，也是我市未来煤炭资源清洁化发展的方向之一。汇能一期年产4亿立方米煤制天然气项目已生产出合格产品。汇能二期12亿立方米煤制气项目正在建设中。拟建煤制气规模240亿立方米，分别是北控年产40亿立方米、河北建投年产40亿立方米、中海油年产40亿立方米、新蒙年产80亿立方米、华星年产40亿立方米等项目，这批项目是我国煤制气方面的重点示范工程。
3.以煤为基化工产品。我市培育了一批新型煤化工企业如久泰、兖矿、新能能源、伊东、博源、金诚泰等。以煤为基化工产品由低端向高端提升,产品由初级化、低端化向中高端迈进。2014年，以煤为基化工产品已建成产能957万吨。其中煤制甲醇产能540万吨，二甲醚产能10万吨，乙二醇产能30万吨，尿素产能411万吨。在建煤化工产能730万吨，其中煤制甲醇150万吨，煤制化肥160万吨，煤制精细化学品120万吨，煤制乙二醇50万吨，煤制甲醇制烯烃250万吨。拟建煤化工项目产能220万吨，其中煤制烯烃80万吨,煤制乙二醇80万吨，甲醇制烯烃60万吨。
（四）天然气---潜力巨大
我市天然气资源丰富，境内有我国最大的世界级整装气田---苏里格气田，探明天然气储量8017亿立方米,占全国的32%；远景储量1万亿立方米。天然气行业已成为全市第二大能源生产行业，占工业经济的20%。目前，我市天然气年生产能力305亿立方米，其中乌审旗境内产205亿立方米，鄂旗境内50亿立方米，鄂前旗境内50亿立方米。随着清洁能源需求的不断扩大，天然气生产进入稳步增长期。2014年，我市生产天然气281亿立方米，增长3.8%。市内自用10%，主要为液化天然气（LNG）。目前，我市液化天然气总产能近300万吨，已建成液化天然气项目有9个，生产能力134万吨，在建5个，生产能力162万吨，全部建成投产，就地转化天然气约45亿立方米。
（五）新能源---稳步起航我市可再生能源具有良好的自然资源条件，风电、太阳电、水电、生物质发电的开发利用已经取得积极进展。目前可再生能源总装机容量达141.4万千瓦，新增装机28.7万千瓦，以32%的高速度增长。特别是风能、太阳能等新能源建设稳步起航。其中，风电装机容量24.8万千瓦，占全区1.2%，占全国0.3%；太阳能光伏装机容量36.8万千瓦，占全区12.9%，占全国1.4%。新能源作为我市加快培育和发展的战略性新兴产业之一，发展潜力巨大。2014年风力发电5.4亿度，占全市发电量的0.7%；太阳能发电0.8亿度，占0.1%。
二、能源产业发展中存在的问题
我市是典型的资源型城市，依托丰富的能源矿产资源，正在建设国家清洁能源输出主力基地；同时我市也是典型的北方干旱、半干旱地区，生态环境极其脆弱。面对国内外宏观经济下行压力及生态环保压力日益增大的情况下，我市能源产业发展同全国、全区一样，面临节能减排压力加大、煤炭市场持续低迷等诸多问题。
（一）节能减排影响能源产业发展2014年国务院发布《能源发展战略行动计划2014-2020年》，设置了能源消费总量“天花板”，即“到2020年，一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右，煤炭消费总量控制在42亿吨左右”，“煤炭消费比重控制在62%以内”。然而，我市作为国家重要能源接续基地和能源化工基地，能源消费必将与日俱增，煤炭消费占比高。控制能源消费总量和煤炭消费比重，对于全国范围的节能及雾霾等环境治理来说，这无疑是正确的。但对于西部一个正待转型升级发展的资源城市来说形成了明显的制约。首先，节能降耗进行总量考核，对我市能源产业的发展乃至整个经济的发展形成了制约。2014-2015年自治区分配给我市的能源消费增量仅为265万吨标煤。根据建成、在建、拟建项目测算，“十三五”我市煤炭消费年均将增长28%,净增2.3亿吨。到2020年：原煤消费量将达到3.3亿吨，其中煤电消费7875万吨，煤化工消费2.4亿吨。其次，煤炭消费比重过大是形成环境污染排放的主要原因之一。我市煤炭消费在能源消费结构占88.3%，高于全区6.2个百分点；高于全国20.8个百分点。
（二）现代煤化工发展要素制约增大
由于我市煤炭资源禀赋，发展现代煤化工作为投资的重要领域。特别是在当前国际原油价格大幅下降的形势下，煤制油、煤制天然气无论从技术成熟上还是从经济效益上，都将面临严峻挑战。同时，周边地区已建成和正在规划建设的现代煤化工项目，大多集中在煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇等产品上，产品同质化现象严重。另外，我市水资源匮乏，而现代煤化工项目用水量比较大，平均每吨煤直接制油用水5.8吨、煤间接液化用水6-9吨、煤制天然气用水8.1吨、煤制乙二醇用水25吨、煤制烯烃用水22-32吨。水资源将是未来我市现代煤化工发展的主要制约因素之一。
(三)煤炭企业生存经营困难
受需求量减少和环保政策的多重影响，煤价持续下跌，越来越多的企业已经陷入亏损。2014年，我市煤炭行业主营业务收入2312.2亿元，减少11.8亿元，下降0.5%，企业利润只有417.3亿元，减少104.6亿元，下降20.0%。亏损企业亏损额达到21.8亿元，增长79.3%。企业的亏损面达到22.7%以上。企业应收帐款达到294.0亿元，增长15.5%。煤企亏损面不断扩大的主因是煤炭价格的连续下跌。2014年，我市煤炭综合平均价226元/吨，降低40元，下降15%。其中原煤平均价格232元/吨，降低46元，下降16.5%。由于煤炭需求持续低迷，过剩煤炭产能得不到有效化解，煤价低位徘徊成为常态。从全国范围来看，2014年，煤炭需求不旺，煤炭消费量下降2.9%。下游煤炭需求低迷，电力、钢铁、建材三大行业煤炭消费量同比下降，分别下降3.4%、1.4%、1.1%。从我市来看，煤炭消费量首次出现负增长，下降2%。未来几年煤炭需求预计仍将下滑，煤炭市场过剩态势难以逆转，煤企的日子越来越紧。
三、能源产业发展建议
从当前总的形势来看，在能源格局发生重大变化、能源市场供大于求、环境污染日益加剧、能源政策密集出台等多重因素的影响下，能源产业进入新常态，使我市面临能源需求增速放缓、市场竞争加剧的新挑战。同时也面临全国能源生产与消费革命给我们带来的新机遇。“十三五”期间，我们要认清形势，面对挑战、抓住机遇，协调好经济增长与节能减排的关系，构建我市能源产业绿色发展新路径，建设国家清洁能源输出主力基地。
（一）推进煤炭产业品质化发展
一是坚持品牌引领，以质取胜。充分利用我市煤炭低硫、低磷、低灰、中高发热量的优良品质特征，打造“鄂尔多斯煤”国优品牌，实现煤炭工业从“以量取胜”到“以质取胜”的转型发展。二是坚持创新发展理念，扩大煤炭销售渠道。加强与周边重点用煤企业的对接；借助全国煤炭交易会，扩大煤炭销售渠道；创新发展理念，充分利用“互联网+”，建设数字煤炭综合平台，提高煤炭销售智能化水平。三是坚持绿色发展，推进煤炭行业全产业链的清洁高效利用。对煤炭生产、加工、存储、运输、转化和利用的全过程进行监督管控。全面推进煤炭产业向高端、清洁、绿色、低碳方向转型升级。
（二）推进煤电产业绿色化发展
在目前煤炭清洁利用中，发电仍然是现在最好的利用方式。我市燃煤发电项目的建设要加强准入控制，“节能、节水、减排”要做到“三严”，推进煤电产业绿色化发展。一是严把能效准入门槛。新建燃煤发电项目应采用60万千瓦及以上超超临界机组。60万千瓦级机组设计供电煤耗应不高于302克标准煤/千瓦时；100万千瓦级机组设计供电煤耗应不高于299克标准煤/千瓦时。二是严格用水定额指标。新建燃煤发电项目采用直接空冷发电机组，水耗应控制在0.09立方米/秒·百万千万瓦以下。三是严控大气污染物排放。新建燃煤发电机组应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，禁止设置烟气旁路通道，大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别应不高于10、35、50毫克/立方米。
（三）推进煤化工创新示范基地建设
煤化工仍是煤炭产业优化内部结构的一条有效路径。“十三五”期间，积极推进一批煤化工技术示范和生产示范项目建设，建成国家现代煤化工创新示范基地。一是科学规划布局，促进煤化工产业有序、科学发展。制定统一的现代煤化工产业政策，研究确定严格的准入标准，抑制过热投资和产能无序扩张。二是大力推进科技创新，提升煤制油、煤制气、煤制醇醚燃料技术水平。进一步加强对现代煤化工关键共性技术开发的支持力度，加强产学研协同攻关。产品向差异化、高端化和高附加值方向发展，重点延伸产业链、拓宽产品幅及开发新的煤基化学品。三是强化安全环保，促进现代煤化工产业绿色发展、低碳发展和循环发展。积极推进一批煤化工技术示范和生产示范项目建设，建成国家现代煤化工创新示范基地。
（四）推进天然气产业规模化发展
天然气作为一种清洁能源，素有“绿色能源”之称，是清洁高效的优质燃料。“十三五”期间，我市天然气发展的前景广阔，潜力巨大。我市应积极争取扩大天然气生产和消费规模，鼓励非公有制经济进入天然气开采领域。在保障全国供应的大前提下，优先我市城市核心区及旗府所在地居民用气，稳定化工领域用气量，逐步扩大“以气代油”规模，提高天然气就地转化率。有序开发煤层气、页岩气等非常规天然气资源。尽快启动优选出一批页岩气远景区和有利目标区，划定页岩气重点勘查开采区。积极组织开展我市国家级页岩气示范区申报工作。
（五）推进新能源产业示范区建设
随着生态环境和气候变化形势日益严峻，优先发展可再生能源已成为必然趋势。充分利用我市可再生能源的先天优势，积极探索新途径、创新新模式、开发新技术，切实解决可再生能源发展中的问题，排除发展的障碍。科学合理开发利用可再生能源，大力发展风能、太阳能等新能源，提升我市新能源产业在自治区的战略地位，建设自治区新能源发展示范区。
能源产业是我市的优势产业，更是支柱产业。我们要理性看待，主动适应能源产业的新常态，在逆势中谋求发展，抢抓机遇，砥砺奋进。坚定不移的走能源产业转型升级之路，开拓能源产业绿色发展新路径，建设国家清洁能源输出主力基地，助力鄂尔多斯经济稳中有好发展。
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