目前对中国的“十三五”能源发展规划有许多猜测，但是，2014年政府推出了《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》），已经基本上描绘了“十二五”和“十三五”经济转型和能源发展的轮廓。由于“十二五”期间能源供需格局发生了变化，雾霾治理成为核心任务，《行动计划》把“十二五”和“十三五”的能源规划目标连接起来。围绕经济低碳转型和雾霾治理，以及目前能源行业的现状和问题，提出了相应的目标和解决方案。为了降低煤炭在一次能源中的比例，满足煤炭替代，《行动计划》设立了2020年清洁能源（非化石能源）占一次能源15%和天然气10%的发展目标。由于中国“多煤、贫油、少气”的资源禀赋，降低煤炭比例很可能增加能源对外依存，因此《行动计划》设立了2020年的能源自给率为85%，以保障能源安全。此外，《行动计划》还设立了能源总量控制目标。准确理解《行动计划》），在目前比较低的能源需求增长和低油价的背景下，将有助于把握能源发展前景。

 

 

　　《行动计划》赋予新旧能源发展很不相同的意义和发展前景。典型的“旧”能源要数煤炭行业。从需求侧看，随着经济增速放缓，煤炭需求疲软，加上雾霾治理下的煤炭替代挤压了煤炭空间，2020年控制在42亿吨是煤炭行业扩张的 “天花板”。在供给侧，先前的煤炭大牛市推动了大幅度投资增长，据估计现有煤矿产能超过40亿吨，在建和技术改造煤矿规模超过10亿吨，随着在建和技术改造煤矿陆续投产，煤炭行业的供给能力还在不断增加。在需求侧，由于经济增长放缓、治理雾霾和清洁发展，使得煤炭需求预期很差。2014年以来煤炭需求绝对数持续下降，虽然今后经济增长可能还会增加煤炭消费绝对量，但是煤炭消费峰值（据估计在42亿-45亿之间）将出现在2020年前，而后绝对消费量将下降，因此供给过剩可能成为未来煤炭行业的常态。随着环境治理相关政策集中出现，对煤炭进行替代和严格控制煤炭消费，供大于求可能成为煤炭难以回避的困境，发展需要另寻出路。

 

　　通过限制产能平衡供需和维持价格是短期惟一出路，但具体执行很难。首先，煤炭新建产能投资金额很大，大量资金来源于银行贷款，使投资者面临很大的财务压力，因此有很强的释放产能冲动，容易陷入“低价量长”的循环。其次，煤炭市场供过于求，限产者面临很大的风险，因为其他煤炭企业既有动力也有能力增产走量。再次，中国煤炭行业集中度较低，各利益方的协调难度会使得煤炭限产的有效性大打折扣。

 

　　发展煤化工，特别是煤制油和煤制气，推动煤炭同时作为燃料和原料，会成为煤炭行业迫切的自救手段，而从带动GDP、就业和税收等角度，煤炭资源丰富省份的政府也有很强的激励来刺激煤化工发展。问题是煤化工面临的约束取决于是否有利于环境治理，否则环境治理的政策风向变化会使煤化工的市场空间和利润面临很大的风险，此外水资源供给问题将会对煤化工生产和收益造成负面影响。而目前煤制油和煤制气的最大问题是，如何和低油价竞争？

 

　　中长期而言，煤炭行业发展的出路首先在于改善自身经营状况，剪除落后和过剩产能，提高整体运营效率。煤炭行业寻求变革的另一个突破点是煤炭清洁化利用，通过煤炭清洁化利用，尽可能减少煤炭利用过程中二氧化硫、氮氧化物等污染物排放，可以缓解煤炭产业和环境治理之间的矛盾，减轻煤炭替代压力。

 

　　《行动计划》中，清洁能源发展似乎前景一片光明。长期“以煤为主”的能源结构是由两个因素决定的：一是资源禀赋；二是煤炭的低价优势。因此，清洁能源发展需要面对替代能源的来源和高成本的问题。政府承诺到2020年清洁能源占一次能源比例为15%。 完成这个比例实际上给煤炭的替代能源也做了一个限定，风电和太阳能显然需要鼓励，特别是分布式发展。统计表明，中国在建核电机组28台，加上目前已投运机组，总计装机容量约4800万千瓦。考虑到核电建设工期至少需要5-6年，即使2015年有新的机组开工，乐观估计到2020年核电投产装机5800万千瓦，占2020年一次能源不过3%左右。水电也由于较长工期的限制，到2020年大致只能达到3.5亿千瓦左右。而生物质和地热等则量级相对较小，对全局影响不大。要满足到2020年非化石能源占比15%的要求，风电和太阳能需要大规模发展，大致为风电2亿千瓦，太阳能1亿千瓦。因此，可以预见近期风电和太阳能还会得到政府从政策和规划上的大力支持。

 

　　虽然随着技术进步和规模扩大，风电和太阳能的成本在不断下降，但是要实现平价上网依然存在距离，特别是考虑到可再生能源的并网成本以及配套储能成本。如今传统化石能源价格正在大幅度下降，清洁能源的成本劣势更加明显，大规模可再生能源发展需要补贴更加有力。分布式是可再生能源重要的发展模式，大型风电和太阳能集中在西北、蒙东地区，需要电力外送通道，由于可再生能源随机性和间歇性特点，大规模并网会对电网造成冲击，目前电力过剩也会减少可再生能源的风电小时数，而分布式模式可以解决资源与负荷在地理上逆向分布和市场消纳问题，但是分布式模式需要储能技术支持，因此需要关注储能技术的进步。

 

 

　　《行动计划》对经济转型背景下的能源安全做了一个界定。每个国家的能源安全有不同定义，将最狭义的能源安全定义为能源对外依存度，理论上无法得出一个国家的能源自给率的最优比例，也难以进行国际横向比较，因为这取决于资源禀赋、经济社会发展目标，以及能源的消费量。对于中国来说，能源对外依存度显然是能源安全的最重要指标。

 

　　《行动计划》设立了2020能源自给率目标为85%。2013年中国能源自给率为90.7%，其中，石油、天然气和煤炭的对外依存度分别为58%、32%和8%。今年石油、天然气和煤炭的对外依存度将超过2013年，而煤炭的对外依存度可以大幅度降低。即使煤炭通过降低出口和增加进口关税等措施，将煤炭对外依存减为零，也就是说，2020年占一次能源15%的能源进口主要为石油和天然气。2014年石油占一次能源比重为18%，石油进口占一次能源比例为10.5%。目前中国石油产量基本上达到2亿吨的峰值，即使保持比较低的石油需求增长率，也很难降低石油进口在一次能源中的比例。而天然气方面，即使天然气产量能达到《行动计划》要求的1850亿立方米，届时将天然气进口控制在一次能源的4.5%也不太容易。

 

　　因此，在环境治理和应对气候变化的同时，2020年将能源自给率维持在可接受范围内，将给保障油气供应带来很大的压力，需要加快发展国内油气资源，尤其是非常规油气资源的开采。页岩气和煤层气是未来几年可能实现规模化商业开采的主要非常规油气资源，其发展受到近期国际油价大幅度下跌的负面影响，尤其需要政府的关注和支持。事实上，受制于目前清洁能源的比例和建设周期，到2020年石油和天然气在一次能源中的比重还可能上升，这将倒逼政府的煤炭政策，意味着煤炭进口需要受到限制，而出口将受到鼓励，限制煤炭进口一方面可以缓解国内供需压力，另一方面可以提高一次能源的自给率水平。增加清洁能源有助于提高能源自给率，考虑到控制石油、天然气对外依存的困难，可能还需要更多些的风电和太阳能。

 

　　能源消费需求总量控制是否可以保障能源安全？《行动计划》设立了2020年的能源消费需求总量控制在48亿吨标煤。理论上说，由于85%的能源自给率是相对指标，能源消费需求总量控制解决不了自给率问题。但是，能源消费需求总量控制也是保障中国能源安全的重要措施，简单说，如果进口的量越大，能源安全性显然越差。

 

　　《行动计划》提出能源总量控制。近10年来我国平均能源消费增长率超过7%，2013年，GDP（国内生产总值）占世界总量的12%，能源消费在全球消费总量中所占的比例却超过22%。今后用较小的能源增速来支撑经济社会发展，成为政府能源政策措施的核心之一，虽然经济增长放缓为总量控制提供了基本条件，而雾霾治理通过对煤炭的限制（2020年煤炭消费控制在42亿吨），从另一个角度可以支持能源总量控制。如果说，两年前当能源总量控制提出时，笔者对将能源消费总量在2020年控制在48亿吨标煤有疑虑，现在则信心充足。

 

　　更严格的环境治理和能源总量控制政策会倒逼中国的产业结构调整，有助于产业结构由低附加值、高能耗高排放行业向高附加值、低能耗低排放行业升级，使得能源需求弹性下降, 如果经济放缓后至2020年的平均增速为7%左右，到2020年一次能源需求就能控制在48亿吨标准煤左右是可行的。根据《行动计划》中政府提出的各种约束指标进行简单匡算，比较理想的2020年一次能源结构应该是煤炭59%，石油16%，天然气10%，清洁能源15%，虽然有难度，但不是不可能。

 

 

　　《行动计划》说明中国现阶段经济发展和环境要求已经发生了重大变化。能源是解决环境污染和可持续发展问题的关键，能源的未来发展需要应对新的宏观经济社会发展常态。经济转型过程中的能源约束是一个系统性问题，包含能源消费总量控制、能源结构清洁化、保障能源安全、能源电力的区域间协调发展等多方面。政府应在政策层面对各地区和各行业实行因地因时制宜的政策措施，科学有效地解决经济转型过程中的能源环境约束问题。

 

　　《行动计划》指出能源价格和能源体制改革的必要性。通过价格抑制能源需求，有利于能源结构的清洁化，还可以促进能源体制改革。目前能源供需相对宽松，主要能源品种价格疲软，而且价格弱势还会维持相当一段时间，这些都是能源价格改革的有利条件，政府应该趁目前的有利时机尽快进行能源价格改革。

 

　　通过合理的价格机制设计，能够实现很多的政策目标。第一，由于能源效率提高可能导致获得能源服务或者产品成本下降，引起能源需求“反弹”，因此简单提高能源使用效率不一定会使能源消费总量减少，只有配合能源价格改革，才是长期促进节能的有效手段。如果能源相对于其他生产要素变得更贵，生产者会寻求要素替代或选择能效更高的技术，从而促使节能减排。第二，在目前的技术水平下，风电、太阳能等清洁能源成本高于常规能源，以往主要依靠补贴来增加其竞争力，但是补贴的不确定性放大了清洁能源投资的风险，通过提高常规能源的价格，使得常规能源价格当中包括两个清洁能源的正外部性（稀缺和环境），可以加强清洁能源的竞争性。通过能源价格改革，清洁能源将会有一个比较强劲的推动。第三，透明合理的定价机制有利于促进能源体制改革。虽然能源价格改革将面临公众承受能力和如何满足社会普遍能源服务，但可以通过合理的价格机制设计来解决公平和效率的问题，比如阶梯价格机制。

 

　　当前能源行业整体国有化程度约为86%，而且这个比例有不断增大的趋势。在经济快速发展过程中，国有的能源企业能够不计成本地满足需求增长，有其短期的好处。但是，国有企业固有的种种问题，包括竞争力不够、效率相对低下、垄断寻租等，都被快速增长过程中如何满足巨大的能源需求增量这一重要任务所掩盖。但是随着经济增长趋缓、效率将取代满足能源需求而成为首要发展目标，而且随着环境压力增加，国有企业的这些问题将日益凸显，而且会成为能源行业长期健康可持续发展的障碍，因此国企改革需要加速。

 

　　配合能源革命，政府职能需要转变，包括如何有效解决如果参与能源市场和如何有效监管问题。如果说在能源中引入市场机制有利于理顺政府“有形之手”与市场“无形之手”的关系，那么能源监管则是为了进一步解决市场失灵，通过“无形之手”和“有形之手”共同促进能源市场健康发展。政府的作用需要从直接参与能源市场，向把握能源发展战略规划和加强引导转变。具体来说，政府在兼顾整体的平衡性和区域协调的基础上制定合理的规划，更多采用经济激励、财税补贴等市场机制政策（而非计划经济式的行政手段），对能源产业的有序发展加以引导，对在什么地方该做、以多大的规模做这两个关键问题上予以统筹，避免无序发展和过度建设。比如，引导煤炭产能合理发展、限制煤化工发展总量、平衡区域内和区域间电源建设规模，等等。同时，健全能源监管，维护公平公正的市场秩序，为能源产业健康发展创造良好环境。举例而言，随着页岩气和煤层气快速增长，民营企业可能进入上游气源开发，而当前油气运输管道基本上都控制在石油国企手中。为保障公平的市场环境，政府需要解决垄断体制障碍，加强对管网设施的监管，既保证对供应商的无歧视接入，同时对管道运输价格进行有效监管。

 

　　现阶段政府在价格和准入方面仍有相当大的影响，这一制度性问题短期内完全改变的可能性不大。监管模式的成败与否很大程度取决于对这一点的认识，目前采用政监合一，具体说就是在能源局内部设置监管机构，未来随着能源市场化改革的推进，有必要把能源监管机构独立出来，过渡到政监分离。

 

 

　　《行动计划》指明了从现在至2020年的能源各行业的发展动态和目标要求，《行动计划》特别提出了在经济清洁转型发展过程中如何保障能源安全。提出通过能源改革来保障目标的实现。

 

　　清洁发展需要长短结合的政策组合。短期主要靠政府政策，通过更高的环境标准和约束指标，以及能源价格改革和补贴，迫使煤炭替代和可再生能源发展，中长期则需要通过技术创新和商业模式创新来解决成本问题。在这一过程中，政府应该为创新承担更多的责任，包括提供资金支持，保护创新权益，以及对新技术应用的推广。

 

　　为保障中国能源安全，《行动计划》设定能源自给率和进行能源总量控制固然重要，但是政府还需要推进国内技术进步，提高能源供应能力和使用效率。为了应对国际国内能源供应格局变化，把握国内能源供需情况和国际能源市场变化，提前布局，以保障能源安全。

 

　　发展混合所有制是能源体制改革的一个方向，主要思路是通过引入民营（包含外资），倒逼国有能源企业提高经营活力。投资收益的不确定性和如何与国有能源企业建立互信，都将影响民营和国外资本参与的积极性。因此，对于“混合所有制”改革的最基本要求，在于如何满足民营资本的收益要求，包括收益水平和确定性。能源价格改革和能源体制改革都是吸引民营进入能源行业的必要条件，只有透明合理的市场化价格形成机制，才能提高经营者对市场的可预期程度，而能源体制改革所提供的公平合理的游戏规则，使经济要素充分流动，市场本身就可以解决合理收益的问题。