我国能源缺口在扩大
　　
　　20世纪90年代以来，我国能源消费稳定增长，而能源生产增长落后于能源消费增长。从1992年开始，我国能源消费总量超过能源生产总量，我国已从能源净出口国转变为能源净进口国。1997年以后，中国能源生产进入长达四年的负增长期，1997——2000年能源生产总量年平均下降率为5.14%；1997——1999年能源消费也连续三年负增长。2001年我国能源生产呈现恢复性增长，从2002年开始，随着国民经济快速增长，高耗能产业钢铁、有色金属、水泥高速增长，能源生产和消费也迅速增加。
　　2003年全国一次能源生产总量折合16.03亿吨标准煤，比上年增长11.0%。全年发电量19107.6亿千瓦小时，比上年增长15.5%；原煤生产量16.67亿吨，增长15.0%；原油生产量1.70亿吨，增长1.8%。
　　2003年由于高耗能产业高速增长，如钢产量2.22亿吨，同比增长21.9%;钢材产量2.41亿吨，同比增长25.3%;十种有色金属同比增长19.1%。能源消费迅速增长，全年能源消费总量16.78亿吨标准煤，比上年增长10.1%。其中，原油消费量2.52亿吨，增长12%;原煤15.79亿吨，增长13.6%。全社会用电量18910亿千瓦时，同比增长15.4%。
　　随着国民经济的快速增长，我国能源消费量在世界总量中所占比重也逐渐增大。1980年我国能源消费量仅占世界总量的6.42%，1990年已经上升到8.41%，2003年比重猛增为12.1%（见表1）。
　　我国一次能源消费总量中，煤炭所占比重由1990年的76.2%下降到2003年的67.87%，但仍占主导地位。与全球能源消费结构相比，我国煤炭所占比重过大，水电所占比重相当，而石油、天然气、核电比重明显偏低（见表2）。
　　当前,我国能源消费面临两大难题，首先是能源需求快速增长，能源供不应求；其次是能源利用效率过于低。
　　
　　今明两年电力紧张仍将持续
　　
　　随着国民经济快速增长和结构调整，我国能源瓶颈日益突显。全国大部分地区电力供需形势总体偏紧，由前几年季节性、时段性缺电发展为全国性大面积的缺电，2003年用电高峰时期，先后有22个省市出现拉闸限电现象。
　　进入2004年，我国总体电力供需形势比2003年更为严峻。2月，广东已经两次强制错峰用电，能源大省陕西省包括西安在内的8个城市的部分地区开始拉闸限电；其他省区如江西、浙江、江苏等形势都不容乐观，尽管发电量继续快速增长，但电力供不应求的矛盾却进一步加剧。一季度除吉林、辽宁、黑龙江、海南等省级电网外，其他省级电网均出现拉闸限电现象。拉闸限电地区由去年的22个省(区、直 辖市)扩大到24个，缺电地区逐步扩大。发改委预计，2004年夏季用电高峰时期，全国电力缺口将超过3000万千瓦。
　　中国电力形势仍然会紧张。一是近年来装机容量增长低于电力需求增长。2003年电力需求的增长率为15.4%，电力短缺率估计为2.6%。二是高能耗产业(主要是重工业)的发展导致了电力需求缺口扩大。由于这些高能耗产业投资将于2004至2005年转化成生产能力，因此2004至2005年电力需求将继续保持较快增长。而2003年开工装机容量最少需要三年才能建成，2006年开始发电。因此，2004至2005年中国将出现比较严重的电力短缺。国家电网公司预计，2004年电力需求将增长11%左右。
　　
　　煤炭生产、消费保持快速增长势头
　　


　　2003年，我国煤炭行业在需求增长的拉动下呈现出产销两旺、煤炭价格稳步上扬的局面，煤炭行业效益明显提高。2003年全国生产原煤16.67亿吨，比上年增加2.77亿吨，是原煤生产绝对数量增加最多的年份；平均煤炭出矿价格达到173元/吨以上，为历年最高；消费方面，2003年国内煤炭消费增长迅速，其中发电用煤炭的消费已经达到8.5亿吨，占全部煤炭消费的50%以上，以煤炭、电力为基础能源的钢铁、电解铝等高耗能产业发展迅速，造成国内煤炭、焦碳、电力等供应全面紧张，拉动煤炭产量、价格继续上升。
　　2004年国民经济将继续保持８％左右的增长速度，全年电力、冶金、建材、石化等主要耗煤行业生产增势不减，煤炭需求旺盛。
　　从火力发电对煤炭需求上看，2004年新投产火电机组在3700万千瓦以上，相应新增电煤需求7000万吨左右，综合预计，电力生产在巨大发展空间和市场空间的推动下，2004年电煤新增需求总量在1.2亿吨左右。冶金行业将继续维持较高速度的增长，但受经济结构调整等因素影响，增长速度将有所减缓。预计2004年钢铁行业新增加的煤炭需求约3000万吨。水泥新增煤炭需求1000万吨，总计新增煤炭需求1.6亿吨左右。
　　由于现有煤矿产能很难大幅提高、石油价格的上涨以及煤炭运力的紧张，再加上新上马项目受到建设周期长、投资大的限制，国内煤炭供需缺口逐渐拉大，煤炭价格持续稳步攀升。煤炭供需缺口将进一步加大。
　　今年1至4月，全国原煤产量53071万吨，同比增加8001万吨，增长17.8%；全国煤炭出口2900万吨，同比减少54万吨，下降1.8%；但截至4月末，全国煤炭社会库存9800万吨，比上年末减少1957万吨，下降16.7%。虽然煤炭生产和供应快速增长，但国内煤炭供需缺口仍逐渐加大。目前，尽管国家宏观调控措施效应逐渐显现，一些以煤为原材料的行业发展增速明显放缓，但由于经济运行和投资存在很大的惯性，一些行业投资增幅依然偏高，正在建设和已经建成的项目将在今后一段时间内对经济发展和能源消费产生影响。同时，电煤需求旺盛，供求平衡呈现偏紧的态势。
　　
　　原油进口将首次超过1亿吨
　　我国石油市场需求增势强劲，供需矛盾日益紧张。2003年我国石油产品需求总量增长幅度达到11.4%，比上年提高了7.4个百分点；而原油生产仅增长1.8%，供需缺口扩大。国际能源署公布的数据显示，2003年中国石油日消耗量达546万桶，超过世界第二经济体日本日消耗543万桶的指标，成为全球仅次于美国的第二大原油消耗国，我国原油进口达到了创纪录的9112万吨，实际进口原油和成品油折合已超过1亿吨。由于国内石油市场资源供应出现紧缺，价格全面上涨。据中国物流信息中心统计，2003年中国石油及制品累计平均价格比上年提高11.8％。
　　


　　2004年，石油需求继续快速增长，一季度，国内成品油消费量同比增长22.6%，其中汽油、柴油分别增长23.4%和22.3%;受电力供应紧张影响，浙江、江苏、广东等经济发达省市使用柴油发电的情况继续呈现增加趋势，加大了柴油供应压力。预计2004年我国原油消费量2.7亿吨。中国对进口原油的依存度已超过三分之一。随着进口原油规模不断扩大，石油成为进口用汇的第一大户，2003年的石油贸易逆差为202亿美元，2004年一季度原油和成品油合计贸易逆差为79亿美元，占全部贸易逆差的94%，预计2004年全年石油贸易逆差将超过300亿美元。
　　
　　能源利用效率低
　　
　　中国电力发展面临日益严重的资源和环境压力，能源和资源利用的效率远低于世界发达国家水平。
　　据统计，中国目前3.85亿千瓦的发电装机容量支持了约1.4万亿美元的GDP，美国8.6亿千瓦的发电装机容量支持了约10万亿美元的GDP，日本2.6亿千瓦容量的发电装机支持了约4.5万亿美元的GDP。从单位装机发电容量所支持的GDP比较，美国是中国的3.2倍，日本是中国的4.8倍。
　　2002年美国、日本和中国的原油消费分别是8.9亿吨、2.4亿吨和2.4亿吨，从单位原油消费创造的GDP来比较，美国是中国的1.9倍，日本是中国的3.2倍。
　　与世界平均水平比较，我国能源和资源利用效率也明显偏低。2003年，我国GDP占全世界GDP的比重仅仅为3.3%，但是能源和资源消耗占全世界的比重却大得多，一次能源消费占全世界的比重为12.1%，其中石油为7.4%、原煤为30%；钢铁消耗占全世界的比重为25%，水泥55%，氧化铝25%。由此带来的是煤、电、油、运全面紧张和资源约束的加剧，成为国民经济中长期健康协调发展的瓶颈。
　　
　　我国能源发展方向：水电、核电
　　
　　我国人均拥有的能源远低于世界平均水平。根据2004年BP世界能源统计，截至2003年底，我国已探明原油储量32.4亿吨，占全球已探明储量2.1%，人均拥有的原油储量仅为世界平均水平的10.5%；储采比为19.1，也就是说按2003年的原油产量1.7亿吨计算，只能开采19.1年。而我国已探明天然气储量只占全球已探明储量1%。即便是资源丰富的煤炭，储量也仅为全球已探明储量11.6%，人均拥有的煤炭储量为世界平均水平的58%。由于产能不足，2010年原煤供需缺口约1亿吨以上，2020年供需缺口6亿吨以上，为实现国内生产总值比2000年翻两番的战略目标，保障能源供给，必须大力发展电力，特别是水电、核电。
　　
　　水电
　　我国水电能资源丰富，不论是水能蕴藏量，还是可开发水电量，均居世界第一位。但我国水电资源开发程度不高，2003年年底水电装机容量为9489万千瓦，约占技术可开发容量的 25％；2003年水电发电量2813.50亿千瓦时，排在巴西、加拿大之后，列世界第三位，开发潜力大。
　　与火电相比，水电有以下优势：
　　


　　成本优势。水电是清洁、廉价、可再生的绿色环保能源，与煤炭、石油、天然气等化石能源相比，水力资源可再生，因此世界上绝大多数国家都是优先发展水电，让水电优先上网。虽然目前水电建设成本比火电高约40%。但是随着国家对环保控制要求的提高，如果考虑到火电厂脱硫、除氮氧化物、除尘等环保要求所需建设资金（约占总投资的三分之一），火电建设成本与水电基本相当。另一方面，水电企业的运行成本远低于火电企业，随着煤炭价格的上涨，国家对环保控制要求的提高，火电企业为排放达标支付更多的污染处理费用，火电企业的运行成本将进一步提高。水电运营期长和运行成本低的优势将日益显著。
　　对环境的影响小。水力发电运营不排放有害的气体、烟尘和灰渣；而火电运营过程中，排放大量的有害物质，严重污染大气环境，2003年全国二氧化硫排放量是2220万吨，其中30%以上是由燃煤火电厂排放，仅在酸雨控制区内就造成1000多亿元的损失。用水电取代火电可以大大降低对环境的破坏。
　　减轻交通压力。全国铁路年运煤10亿吨，占总运量的40%，其中运送发电用煤约6亿吨，占总运量的24%。
　　发展水电可以一定程度上防洪减灾，解决农村居民生活燃料来源，保持水土。
　　
　　核电
　　核能是一种可以大规模使用的安全的和经济的工业能源。国际上核电发展的实践表明：核电是一种经济、安全、可靠、清洁的新能源，核电已经与水电、火电一起成为支撑世界电源的三大支柱，核电还是当前世界上除水电外，唯一技术成熟又可大规模提供电力的清洁、环保型能源。与火电、水电相比，电能发展中潜力最大、可持续性最强的是核电。
　　截至2004年6月底，全世界已有30个国家拥有核电站，投入运行的核电机组已达442个，总装机容量已达3.64亿千瓦；在建的核电机组27个，总装机容量2268万千瓦。2003年核电在全球供电量中所占比重为16%，在全球一次能源中所占比重为6.15%；19个国家的核电在本国总发电量中比重超过20%。
　　目前中国已投入运营、在建核电装机容量达到870万千瓦，共6座核电站、11台核电机组，其中9台核电机组在运行之中。2003年，中国核电发电量达到437亿千瓦时，比上年增长64.8%，占全国总发电量百分之2.3%。
　　近20年来我国核电发展缓慢的主要原因是成本太高，目前，火电每千瓦投资约5000元，核电每千瓦投资为1330-2000美元，约合人民币为1.1万-1.65万元，两者相差高达2.2-3.3倍。另一个重要原因是核电建设周期相对较长，其建设周期一般为70个月(约六年)，如果控制不好，将达到80-90个月。与此相对，火电一般为30多个月。由于投资多，建设周期长，核电的建设财务费用相对比较高，其产品价格自然也高，秦山二期上网电价为0.414元，广东大亚湾则为6.5美分(约合0.54元)。
　　但与火电相比，核电的燃料成本较低，运行成本比，发电成本低15%-20%，核电设施使用寿命可达60年，要比火电长30年左右，所以在核电提完折旧费以后，其成本相对而言，就会大幅降低。
　　综合分析，核电是经济的。从发达国家来看，核电的成本均低于煤电。目前美国核电平均运行成本低于2美分/度，最好的核电厂比这还要低40%，核电已经是美国和其他一些国家最经济的电力来源。国际上对核电与煤电的成本进行比较：法国的煤电成本是核电的1.75倍，德国为1.64倍，日本为1.5倍，韩国为1.7倍。
　　由于我国的核电处于起步阶段，其发电成本略高于煤电，这种情况将随着我国核电的规模化、国产化和产业化而改善。根据秦山二期3、4号机组扩建工程项目建议书测算，3、4号机组的预期上网电价为0.377元/千瓦时，这个电价与火电相当。根据中国政府提出的到2020年中国国内生产总值要在2000年基础上实现翻两番的战略目标，国家能源短缺的形势对核电发展提出了更大的需求。据推算，2020年中国的电力装机容量必须达到9亿千瓦左右，按照规划，核电要达到3600万千瓦左右的装机容量，占全国装机容量的4%。今后17年，中国的核电装机容量将新增2800万千瓦，比现在增加320%。随着核电的发展，核电规模的壮大、国产化率的提高，核电的竞争力将优于煤电。如果从环保、运输等方面看，核电的优势将更加明显。
　　
　　能源融资需求巨大,上市融资是重要途径
　　
　　能源融资需求
　　我国能源和电力的消费水平都很低，2003年我国人年均净用电量1205千瓦时，约为世界平均水平的一半。我国的用电水平还相当低，人均生活用电仅为发达国家用电水平的十分之一。当前，我国工业的发展已进入了重化工业阶段，社会经济发展对能源的需求远高于发达国家。2003年，我国人均GDP超过了1000美元，能源消费进入了新的结构升级阶段，居民用电范围将更加广泛，预计2004年到2008年人均用电量将以11％以上的速度增长。我国电力工业在今后一段时间将有一个较快发展的时期，电能的供给和需求总体上都将快速增长。
　　按照我国国民经济的长远规划，2020年GDP将翻两番，即达到约4万亿美元目标估计，届时发电装机容量需达到约9亿千瓦，而目前仅为3.85亿千瓦。今后20年，电力投资处于快速增长期。电力工业逐渐成为我国能源工业的中心。
　　按照国家电力工业发展规划，“十五”期间，电力工业投资总规模为9000亿元，其中电网建设投资和电源建设投资各占50％，资金缺口在1100亿—1200亿元之间。巨大的资金需求对电力工业融资结构、融资能力提出了严峻考验。过去，电力建设主要由国家进行投资，电力改革后，为了解决资金需求问题，电力公司上市融资将成为一种趋势。尤其是我国长期以来存在着重电源建设轻电网建设现象，造成了电网建设严重滞后于电源建设，电网已经成为我国电力发展的瓶颈。而目前电力上市公司基本上都是发电类企业，预计电网公司上市融资将会大量涌现。
　　“九五”期间，能源相对过剩。1997年能源供需关系发生转折性变化，继煤炭供过于求后，电力供应紧张状况也大为缓解，1998年能源出现了前所未有的相对过剩。由于对能源需求增长认识不足，能源固定资产投资增速一直低于全社会固定资产投资增速。在2002年能源已经开始紧张的情况下，能源工业固定资产投资4479亿元，同比仅增长12.6%；2003年，能源生产和消费快速增长，而能源工业固定资产投资增长17.5%（其中煤炭工业增长43.3%，电力工业增长19.1%，石油工业投资增长6.8%），仍低于全社会固定资产投26.7%的增速。电力投资的缓慢增长,导致国内电力装机容量缺口逐渐扩大（见表3），2002年，电力容量装机缺口是2035万千瓦，2003年缺口是4485万千瓦，新增缺口2450万千瓦，即使考虑节约因素及提高运行效率等因素，净缺口也超过3000万千瓦。
　　2004年以及未来两年，能源投资（主要是电力投资）将呈爆发性高增长，既是对前期电力投资不足的“补课”，也是满足消费机构升级和产业结构升级所带来能源需求快速增长。
　　预计未来几年每年新增大中型发电机组容量超过4000万千瓦，年电力投资增长率平均为25%左右。
　　
　　上市融资是解决融资难的重要途径
　　据悉，电力市场五大发电集团—华能、华电、大唐、国电、中电投和两大电网公司——国家电网、南方电网均制定了庞大的融资计划。
　　华能集团作为亚洲最大的独立发电商，旗下华能国际分别于1994年、1998年和2001年在纽约、香港、上海三地上市。华能集团的计划是通过增发收购，逐渐将集团其他优质发电资产纳入上市公司。
　　大唐作为1997年在香港、伦敦上市的电力公司，目前总股本51.6亿股，其中内资股约占72.29%，外资股约占27.71%，其未来动作将是进一步增资扩股。大唐电力在纽约的增发上市计划已经在筹备中。
　　1999年6月,华电集团属下的山东国电在香港上市。华电集团正寄希望扶持山东国电成为“龙头”。山东国电准备了400亿元的融资计划，目的地是纽约。华电还拥有两个业绩优良的A股上市公司和18家电厂。
　　中国电力投资集团公司正在备战两次海外融资：一是积极筹划子公司中国电力国际有限公司海外IPO，融资规模高达40亿美元。该公司已邀请花旗集团、瑞士信贷第一波士顿、德意志银行、美林、瑞士联合银行等竞标其IPO的发行顾问；二是其自身的IPO，据悉中电投也有意在2004年于香港联交所出售其25%的股权，并进一步在纽约上市。
　　2004年国家电网公司将在资本市场融资方面有较大动作。中国电网将力争在2008年前实现境外上市的战略目标，预计筹资总额超过150亿美元。
　　目前国内电网公司主要通过银行贷款获得资金，债券发行量较小，而资金缺口却很大，如果没有资本市场的运作，只靠银行贷款是没有前途的。 国家电网公司体改办近期公开表示“电网建设资金需求巨大，单靠债务融资不能解决全部需求。电网公司必须充分利用资本市场的巨大融资能力，实现融资手段的多元化。”
　　中国的第二张电网——南方电网以原广东省广电集团为核心构建，也曾一度准备上市。目前为了应对2004年“迎峰度夏”的运行形势，南方电网已经初步预计安排380亿元人民币的固定资产投资，其中对大中型电网项目投资额高达324亿元。巨大的资本需求令南方电网急欲寻求政策突破，实现25%的股权融资。
　　与间接融资相比，直接融资可有效改善电力公司的财务状况，提高公司的盈利能力，为应对未来电力市场竞争打下扎实的基础。
　　对于电源企业，其固定成本和费用主要是固定资产的折旧和银行借款的利息费用，水电类公司的变动成本和费用较小，火电企业则存在燃煤等变动成本。水电类企业固定成本和费用约占总成本费用的70%左右，火电类企业则基本上变动成本和固定成本各占一半。从这里我们可以得出一点结论，那就是财务费用的多少直接关系到企业盈利能力的强弱，也就是说银行负债的规模对一个发电企业利润的影响是至关重要的。