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　　为贯彻落实《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《工业转型升级规划(2011-2015年)》、《国务院“十二五”节能减排综合性工作方案》和《节能减排规划(2011-2015年)》，确立绿色发展的理念，提升工业节能发展水平，工业和信息化部27日公布了《工业节能“十二五”规划》(下称《规划》)。

　　推进九大重点节能行业

　　根据《规划》，钢铁、有色金属、石化、化工、建材、机械、轻工、纺织、电子信息等9大重点行业将成为“十二五”工业节能重点，这些行业将着力推进以高效节能技术替代落后产能，《规划》提出了这些技术到2015年在各行业领域的应用普及率。

　　业内专家指出，从“十二五”开局来看，工业能耗降低水平未达预期，这主要由于目前国内主要工业领域淘汰落后产能后的存量产能中，先进节能技术的应用率普遍较低。

　　这也预示着，要实现21%的工业能耗降低指标，在各工业领域特别是9大重点行业推进节能改造的任务相当繁重。

　　中国节能服务产业委员会主任助理孙小亮对记者表示，电机系统改造被《规划》列为重点节能领域之一。以此为例，目前全国范围内具备设计、出产、测试高效电机能力的企业只有30-50家，仅占全部电机市场的10%，且这些高效电机90%以上还主要用于出口。而按照《规划》目标，2级以上(中高)能效电机应用比例达到80%，与目前现状相差甚远。

　　其他如高炉钢铁、电解铝、电石等领域先进节能技术设备的市场普及率也普遍很低。

　　不过，节能效果提高的同时将增加企业节能改造的成本负担。据了解，目前国内高效电机的市场平均售价为70-90元/千瓦，比普通电机高出一倍多。

　　孙小亮对此指出，尽管工业企业节能改造任务重，且成本负担高，但通过节能给工业企业带来的经济效益也很明显。

　　例如《规划》提出到2015年国内电机系统节电率要提高2到3个百分点。如果每提高2个百分点节电200亿度电，按目前工业用电平均售价0.58元/度来测算，电机系统改造每年节约的用电成本将达116亿元。

　　高耗能项目采取区域限批

　　记者了解到，尽管单位GDP能耗数据尚未公布，但最新数据显示，宁夏、甘肃等西部省份2011年的单位工业增加值能耗不降反升，“即便在工业节能目标没有分解到各省的情况下，能耗上升也是突破底线的，这些省份将面临更大的区域限批压力”。国家发改委环资司也向记者证实，根据前三季度数据，内蒙、青海、宁夏、新疆等西北各省的节能目标完成情况预警等级为一级，即“节能形势非常严峻”。

　　多位专家分析，相对于东中部地区，西部地区尤其是西北地区正处在工业化初期，在宏观政策目标序列中，节能减排在政策被排在经济发展后面;此外，单位能耗降幅的技术成本较东部大，高难度招商引资也容易导致地方对高耗能项目“饥不择食”。李佐军认为东西部地区应该适用不同的节能考核机制，“西部地区对工业增量应该加大节能力度，但对工业存量不能‘揠苗助长’。”

　　工信部原材料司27日数据显示，2011年，在国家进一步抑制产能过快增长的政策效果作用下，作为高耗能行业的水泥制造业完成固定资产投资1439亿元，同比下降8.3%，为5年来首度出现负增长。国家发改委能源研究所姜克隽研究员接受记者采访时呼吁，所有高耗能行业在向西部转移的过程中，都要避免重蹈水泥行业的覆辙，固定资产投资周期长、投入大且不可逆，本轮固定资产投资潮已经持续近10年，西部高耗能行业将面临越来越大的政策风险。

　　据了解，为实现与国家发改委起草的全国节能目标相配合，“区域限批”政策将放弃工业节能的统计口径(单位工业增加值能耗)，转而采取国家发改委的统计口径(单位GDP能耗)。在区域限批方面，相关人士称，根据国务院“三定方案”，目前大部分项目的审批权由发改委掌握，工信系统的规划和专业司局、处室，则可能在工业的各行业规划方面获得更大的项目审批权。

　　去年11月，全国节能主管部门系统节能工作会议强调，2011年是“十二五”开局之年，完成单位GDP能耗下降3.5%的目标，对实现“十二五”节能目标至关重要。然而，上周国家统计局公布的《2011年国民经济和社会发展统计公报》显示，全国万元国内生产总值能耗下降2.01%，未达到3.5%的预定降幅目标。

　　上周召开的国家发展改革委西部大开发工作会议强调，今年国内外发展形势十分复杂严峻，要确保西部地区连续5年增长速度超过东部地区的势头不滑坡。但一位不愿透露姓名的官员27日对此回应称，在重化工产业主导格局不扭转的前提下，调结构和保增长将是一对长期矛盾，完成工业节能目标，就势必要压低西部地区的经济增速目标。

　　电价改革路线图浮现

　　面对电力体制改革举步维艰的现状，中国电力企业联合会(下称“中电联”)近期编制的《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》(下称《报告》)中提出了一条改革路径，寄望于再用10年时间逐步提高中国电力行业的市场化程度。

　　事实上，我国当前电力的体制机制不顺已经成为业界共识，而继续推动电力体制改革则是解决我国电力行业深层次矛盾的根本途径。

　　“电力体制改革十年了，有的目标实现了，有的至今没有进展。”一位电监会人士对本报记者说，“是不是当初的设计太理想化了?这是需要我们反思的。”

　　而对于电力体制改革遇到的困难，国家能源局人士则对本报记者表示，根本原因还在于政府与主要企业的改革动力不足。

　　上述电监会人士指出，要想继续推进电力体制改革，必须协调好各大相关方的利益，否则电力体制改革将成为空谈。

　　“电力体制改革一定要符合电力发展的客观规律。”中电联秘书长王志轩说，“各个国家的电力改革路径都各不相同，即便是发达国家的改革也是在不断调整的。”

　　据介绍，中电联从2010年3月份开始对电价改革问题进行调研，探索当前电价改革的路径。

　　目前我国电价体系主要包括上网电价、输配电价和销售电价三部分。其中，上网电价和销售电价由政府审批定价，而输配电价主要通过电网购销差价体现，尚未真正建立独立的输配电价形成机制。

　　《报告》称，我国目前电价绝对水平低、合理的上网电价机制尚未形成、输配电价没有独立的表现形式，不利于监管和吸引投资者，也不利于更大范围的实现资源优化配置。此外，销售电价结构不合理，对高耗能大用户实施直供试点有悖于国家产业政策。

　　根据这一现状，中电联提出了未来十年的电价改革路径：2011-2013年实施并完善煤电(气电)联动机制;发电上网实行两部制电价;研究制定独立的输配电价实施细则，为独立的输配电价机制奠定基础，选择改革试点;继续开展大用户直供试点;推进分时电价和阶梯电价;提高电价水平。

　　2014年-2015年：发电上网全面推行两部制电价;全面推行独立的输配电价;扩大大用户直供范围;优化销售电价结构;开展中型电力用户直供试点。

　　“十三五”期间，两部制电价(分别按容量和电量两部分来计费的电价制度)由竞争形成，中型用户直接选择售电方，优化销售电价结构，实现中国特色的市场化电价机制。开展售电竞争试点。

　　对于两部制电价，中电联副秘书长欧阳昌裕表示，容量电价将确保发电投资者的一个盈利的状况，降低投资的风险。而电量电价则是根据电厂的发电量来确定收益。

　　“容量电价不应该是政府决定的，而是要依靠市场配置资源的作用。”欧阳昌裕说，“政府对电价的管理要强化，并不能放松电价的管理，但应该加强运用市场手段，制定规则和标准。”