权威解读能源“十三五”规划（九、传统化石能源的春天可能不会来了）

　　最近一年，传统化石能源领域比较热闹，国务院、国家发展改革委和国家能源局接连放出大招。

　　2016年2月，国务院印发了《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发〔2016〕7号）。

　　2016年3月，国家发展改革委和国家能源局印发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》（发改能源〔2016〕565号文）。

　　2016年7月，国务院办公厅印发了《关于石化产业调结构促转型增效益的指导意见》（国办发〔2016〕57号）。

　　这些《意见》和《通知》都在强调相关行业的供给侧结构性改革，着力化解和防范过剩产能，推动行业提质增效。

　　今年的政府工作报告要求2017年退出煤炭产能1.5亿吨以上，继续淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，2017年3月国家发展改革委和工业和信息化部印发的《现代煤化工产业创新发展布局方案》（发改产业〔2017〕553号）要求对现代煤化工示范区新增煤炭转化量实施总量控制，并有序推进转化项目建设。

　　过剩风险凸显为哪般

　　时光回到8年前，始自美国的国际金融危机导致冷战结束后兴起的最大规模全球化进程遭受重创乃至停滞，中国受影响巨大，外贸依存度从2006年的最高64.8%下降到2016年的33.1%，数据回归到了18年前的1999年。

　　2010年后我国经济增长减速换挡，发展模式战略调整，中国经济发展由此步入新常态。体现在能源领域就是2012年后我国能源消费增速持续走低，2015年我国能源增长率仅有0.9%，为2000年以来最低增速。2016年，全国一次能源消费总量同比增长1.4%。

　　同时，国际金融危机后，我国政府推出了4万亿投资计划和10万亿信贷，诸多地方政府也出台了加大基础设施建设方案，传统化石能源成为了当时投资建设的重点，煤矿、燃煤电厂和炼厂纷涌而上，产能快速扩张。

　　一边是消费需求明显放缓，一边是产能不断增长，于是传统化石能源便陷入了一半是海水一半是火焰的局面，产能过剩问题凸显。

　　有关统计显示，截至2015年底，全国煤矿产能总规模超过57亿吨，产能过剩超过15亿吨。虽然2016年煤炭去产能取得明显成效，但当前煤炭需求基本面并未发生明显改变，预测2020年国内煤炭消费量将不超过40亿吨，仍远低于当前煤炭生产能力。

　　截至2015年底，国内炼油总能力为7.1亿吨/年，产能利用率不足70%，比世界平均水平低15个百分点。若不采取措施，已核准的多个千万吨级大型炼油项目按期投产，2020年我国炼油产能将超过9亿吨，产能利用率不足60%。

　　“十二五”期间全国煤电机组平均利用小时数从5211小时下降到4329小时，至2016年降为4144小时，达1978年以来最低水平。截至2016年底，全国核准（在建）和已纳入规划的煤电项目超过3.0亿千瓦，若不控制，2020年煤电总装机容量将达到12.4亿千瓦，出现一定时期内的产能过剩，煤电机组利用小时将继续下滑。

　　壮士断腕、猛药去疴

　　产能过剩、成本上升，需求减弱、效益下滑，面对日趋严峻的发展环境，传统化石能源行业的严冬已经来临，行业该何去何从？

　　为走出困境，《能源发展“十三五“规划》（以下简称为《规划》）摒弃了诸多”治标不治本“之策，以壮士断腕的决心，以”沉疴下猛药“的勇气，开始了传统化石能源的自我救赎行动。

　　《规划》提出，“十三五”期间煤炭行业要加快淘汰落后产能和不符合产业政策的产能，要停缓建一批在建煤矿项目，前三年原则上暂停审批新建项目、新增产能技术改造项目和生产能力核增项目，确需新建煤矿一律实行减量置换。对煤电项目实施总量控制，2020年装机规模力争控制在11亿千瓦以内，“十三五”前两年暂缓核准电力盈余省份中除民生热电和扶贫项目之外的新建自用项目，后三年根据供需形势，有序安排项目开工和投产时序。炼油能力加强总量控制，淘汰能耗高、污染重的落后产能，适度推进先进产能建设，严格项目准入标准，防止变相增加炼油能力。

　　停缓建、减量置换、暂停审批、总量控制，有序安排、适度推进、防止变相增加……等词汇非常有画面感，虽简短但透着严厉，这种严厉在正式规划文本中非常罕见。从目前执行情况来看，自我救赎效果不错。2016年，煤炭行业退出产能2.9亿吨，共取消待核准煤电项目1240万千瓦，国内新投产的炼油能力与淘汰的炼油产能基本相当，炼化产能基本零增长。

　　春天会不会再来

　　按预测，到2020年，我国人均一次能源消费量为3.6吨标煤，约为美国当前水平的35%，德国的63%，日本的68%；人均用电量约为5200千瓦时，约为当前美国的40%，日本的67%，德国的73%；人均生活用电量为670千瓦时，约为当前美国的16%，日本的30%，德国的41%。因此，许多人认为我国能源消费和用电量增长仍有很大发展空间，能源需求的放缓是暂时性的，按周期律，低潮过后，仍会迎来阳春，比如对于煤电，只是适度超前，在不久的将来依然会派上用场。

　　其实，发达国家的发展历程表明，人均GDP达7000-8000美元之时，能源和电力的消费增速明显放缓，这是工业化后期经济发展方式发生显著变化后的普遍现象。目前，我国人均GDP已接近8000美元，能源消费增速放缓符合发达国家发展历程，预计我国能源需求将在一段时期内将保持低速增长态势。因此，今天的传统化石能源过剩是结构性问题，而非周期性问题，所以冬天来了，笔者认为春天并不会很快就来，如是要苦等春天来临，还不如主动寻找出路。

　　更为重要的是，人们用能方式正在发生悄然变化，新增用能更多依靠“因地制宜、就地取材”的分布式供能系统来满足，在能源品种选择上，人们也已经从过去需要能源转向需要优质环保能源，天然气、风电、太阳能、生物质能和地热能正成为新城镇、新农村的主要新增用能。

　　笔者认为，这很有可能会对传统化石能源行业造成内伤，形成永久性影响，待到春天来时，不再是传统化石能源一枝独秀，而是各种类型能源百花齐放。所以，煤炭消费峰值可能已在2013年出现，留给我们的是个背影，9亿吨炼油产能可能是一个我们无法充分利用的产能，如果没有控制，2020年煤电装机达到12.4亿千瓦，将面临一段时期内的过剩。

　　我们还要做什么

　　除了“壮士断腕”，“猛药去沉疴”式的救赎外，对传统化石能源行业我们还要做点什么?笔者认为，要完成传统化石能源行业自我救赎，我们还要转变思想认识、增强大局意识，同时谋求转型发展。

　　转变思想认识。《规划》出台之前，中央和地方能源主管部门，以及能源企业进行了前期衔接，从衔接情况来看，一些地方对能源新常态认识不深刻，仍按照历史走势简单惯性外推能源需求，能源发展预期普遍偏乐观。

　　从各地能源规划目标来看，能源发展“大干快上”思路仍在延续，各地重发展规模轻风险分析，规划重点仍放在扩大产能上。

　　从发展节奏上来看，各地对项目建设没有清晰节奏，普遍希望早上项目、早投产。如果按各地发展目标，2020年我国石油炼化能力将超过10亿吨，煤电装机总和将达到14亿千瓦。“你见，或者不见我，新常态就在那里，不悲不喜；你爱，或者不爱我，消费需求就在那里，不增不减。”

　　笔者认为，思想是行动的灯塔，思想是行动的先导，有统一的思想才有统一的行动，为化解和防范“十三五”传统化石能源产能过剩矛盾，需要全行业充分意识到依靠数量、速度和粗放型的能源发展模式已经结束，能源供给侧结构性调整已经来临。

　　增强大局意识。我国能源资源和经济发展逆向分布的特点，决定能源大规模输送是国家必须的战略选择。然而，在新常态下，“西电东送”、“西气东输”、“北煤南运”等跨省区资源配置也出现了新矛盾，那就是能源消费增速放缓后，中东部地区对西部和北部的能源“不爱接”了。

　　据预测，2020年前华北京津冀鲁、华东江浙沪、华中两湖一江等地电力市场已经饱和，装机利用小时数在持续走低。但是，西北部地区的能源资源大省发展思路同质化问题突出，普遍计划继续扩大化石能源外送规模，预期的目标市场基本重合在华北和华东等主要消费区域。在“地主家也没有余粮”的时候，西部和北部输入的能源在价格上又没有比较优势之时，东部地区对接纳西部和北部输入的能源表示爱莫能助。

　　因此，在目前这种“东部不爱接，西部还要送”的境况里，送受两端都要增强大局意识，一方面依靠市场机制来调节，另一方面从大局出发，服从国家在更大范围内实施资源优化配置的战略安排。

　　谋求转型发展。传统化石能源行业风风火火高速发展了10余年，确实到了驻足调整气息的时候。新常态下，能源供给侧结构性改革势在必行，这既是深化改革的攻坚期，也是传统化石能源加快转型升级的战略机遇期。

　　为了应对当前的“寒冬”，传统化石能源企业可考虑开展多元化经营，把产业链向中下游延伸。比如煤炭企业，可考虑以煤炭产业为依托，鼓励上下游产业一体化经营模式，将产业链延伸到中游或下游区域，增强抗风险能力。炼油行业推进先进产能建设，加快产业改造升级，延长炼油加工产业链，增加供应适销对路、附加值高的下游产品。还可通过整合、参股、并购等多种形式，淘汰和收购落后产能，提升行业集中度，提高产业智能制造和清洁高效水平。

　　煤电在继续实施超低排放改造的同时，可积极响应灵活性改造。随着非化石能源比例提升，煤电机组将承担保底和调峰双重任务。政府正陆续出台相关调峰激励补偿机制，研究推动调峰服务的市场化交易、建立峰谷分时电价等措施。对煤电而言，应对挑战、主动做好技术和经验储备，有利于更好的适应未来电力市场的变化。

　　结束语

　　当前，为化解和防范过剩产能，国家正对能源供给侧结构性改革加大政策激励和支持，时不我待，传统化石能源行业应抓住机遇，尽快完成自我救赎和加快转型发展，为本行业和本企业未来发展争取更多空间。（文丨谢秋野  陈铮  李炜　电力规划设计总院）