国际金融危机以来中国能源的发展态势、问题及对策，本文主要内容关键词为：态势论文,金融危机论文,对策论文,中国能源论文,国际论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
1 前言
2008年爆发的国际金融危机导致中国的实体经济尤其是工业发展受到了较大影响，部分地区与企业就业率下降、开工不足、经济效益下滑。但是，中国政府很快采取了扩大内需等一系列反冲击调控措施，经济增长速度逐步恢复，一些经济指标已接近国际金融危机前的水平。由于外部冲击与政策调控的双重作用，外部影响因素复杂多变，中国能源工业发展出现一些不同以往的变化。正确认识能源工业发展的不确定性因素和存在的问题，制定切实可行的政策措施，对于我国能源工业克服当前困难，抓住战略机遇，推动能源工业乃至整个国民经济的发展意义重大。
2 国际金融危机以来能源经济运行基本情况
2.1 能源供需增速出现较大波动，但供需总量仍持续增长
我国的能源消费主要是生产性消费，工业部门的能源消费量占总量的50%以上。2008年下半年以来，受国际金融危机的影响，国民经济尤其是工业的发展速度逐步下降，2009年一季度触底后逐步回升，呈现出V字型的运行轨迹。受其影响，能源生产与需求的增速也出现类似的变化，但除天然气外，其他能源消费都出现了时间长短不一的负增长（见图1）。我国能源消费尤其是发电量增速与经济增长的背离，在上个世纪末亚洲金融危机时也曾经出现过。若没有统计数据的偏差，这里可能揭示出经济增速下滑期，能源消费尤其是发电量与经济增长的关系会有别于经济上行期的关系，然而这需要更多的统计观察数据来证明。
就波动的幅度来看，能源生产与消费的波动幅度大于经济增长的波动。这一方面说明能源生产与消费对市场的变化更为敏感，反应也更加强烈，另一方面也说明行业特点和存在的问题。一是发电量增速率先下降，最后回升。从2008年10月开始，发电量首先出现负增长，到2009年5月才转负为正，持续了7个月的负增长，在各类能源中负增长的持续时间最长，运行轨迹类似于U字型而不是V字型。二是原油产量的波动幅度最小，煤炭产量、原油加工量只在2009年前两个月出现负增长，随后快速反弹。三是天然气的生产与消费均始终保持正的增长速度。
图1 各种能源产量的月度同比增长率
—原煤生产量同比增长；----天然原油生产量同比增长；——发电量同比增长；
—-—原油加工量同比增长；—--—天然气生产量同比增长
上述各能源品种供需波动的差异以及发电量率先下降的原因有以下几点：
一是国际金融危机首先冲击的是我国经济发达的沿海地区，沿海地区是我国能源输入省而不是生产省，由于电力不能储存，所以沿海地区经济增长的下降会先对电力生产与消费产生影响。
二是煤炭和石油等能源由于可以储存和受生产惯性的影响，加之内地受国际金融危机的冲击较滞后，因此生产增速的下降也相对滞后。同样，煤炭与石油等生产的恢复先于电力的原因，也是由于煤炭和石油的可储性，当生产者看到经济恢复的苗头时，超前安排生产。从期末比期初库存增加来看，除原油外，2009年其他各能源品种库存都超过以往正常水平。
三是在工业部门消费的各类能源品种中，电力消费的比重最高，占发电量的70%左右，加之工业增速的下滑大于其他产业，因此电力消费的波动大于煤炭和石油等品种。至于天然气、原油加工、煤炭为什么会出现不一样的波动，文章将结合其他问题一起加以分析。
国际金融危机以来，尽管能源生产和消费的月度增速有所波动，但从年度数据来看，我国能源生产总量和消费总量仍保持上升态势（见图2），其中天然气生产和消费增长幅度最大（见表1）。上述变化趋势分析表明，我国经济增长的基本面因素没有因为国际金融危机而有所改变，能源需求量仍处于上升阶段，能源工业发展的市场空间仍然较大。随着经济增长的逐步恢复，2009年第四季度我国部分地区已再次出现能源供应紧张的问题。从长期来看，我国能源供需关系仍然以供应不足为主要矛盾，清洁能源的短缺会越来越严重。
图2 2000～2009年能源消费总量
2.2 受国内外能源价差等因素的影响，我国成品油、煤炭进出口发生逆转
国际金融危机前，我国石油净进口、煤炭净出口的态势保持多年。国际金融危机发生后，国内外能源市场环境发生较大变化，同时也引起我国能源进出口的变化。
一是由煤炭净出口国转为煤炭净进口国。2009年我国全年煤炭进口量达到1.26×
，比上年上涨2.1倍，净进口量1.03×。中国煤炭进口增长的原因主要是国内外煤炭价格的倒挂。2009年，国内煤炭产业资源整合使煤炭产量受到制约，同时山西、内蒙古等产煤大省受雨雪天气影响，在供应与运输方面跟不上电厂的需求速度，直接导致国内煤炭价格居高不下。而与此相对，越南、澳大利亚的煤炭价格却相当低廉，普遍比国内低20%～30%，加上金融危机导致运费暴跌，从澳大利亚进口的电煤即使算上运费也比国内便宜，从而刺激了我国煤炭进口的增长，其中沿海地区进口数量占70%左右。特别是广东省和福建省的煤炭进口，根据海关总署的数据，2009年福州海关进口煤炭同比增长10.86倍，广州海关进口煤炭同比增长9.34倍。随着国内外煤炭价差的减小，煤炭净进口量会有所下降。
二是成品油由净进口转为净出口。2007年和2008年我国原油加工的固定投资增长分别高达50%和29.4%，在国际金融危机爆发后逐步形成生产能力，2009年全年新增原油一次加工能力4500×
/a，当年我国炼油能力进一步增至4.83×/a，成为仅次于美国的全球第二大炼油国。由于炼油能力的增长，2009年原油进口量首次突破2×，达2.04×，超过日本成为全球第二大原油进口国，原油对外依存度首次超过50%。另一方面，由于工业和交通运输业受金融危机冲击较大，导致柴油需求在2009年前8个月累计增速始终为负，估计全年柴油表观消费量1.39×，同比仅增长0.1%，市场总体处于供略大于求状态。受此影响，2009年我国成品油出口逐月增加（见图3），到年底终于由上年的净进口转为净出口，净出口量超过200×。
成品油进出口变化的主要原因是国内产能增长过快，供大于求。2009年，中国成品油表观消费量约为2.21×，产量2.27×左右，实际过剩产能近600×。据炼油业界的专家估算，按在建和计划项目计算，中国总的炼油能力在2015年将达到7.5×/a。预计未来5年石油需求年均增长率4.9%，2015年的需求量将达到5.3×左右，这意味着届时炼油行业将出现约2.2×的过剩产能。中国原油加工能力超需求的快速提升，必然要加大进口原油的需求，同时也会增加成品油的出口。预计未来我国原油对外依存度还会提高，但原油进口量的快速增长在一定程度上可能缘于国内炼油能力的增长而非终端需求的同步增长，因此，原油对外依存度所体现的经济系统风险在下降。但是，国际原油及成品油的价格波动对我国石油工业的影响将越来越大。
图3 我国成品油进出口变化趋势
——成品油出口量累计增长；----成品油进口量累计增长
我国煤炭与石油进出口方向在短期内就发生了逆转，这一现象有利于深入认识我国能源安全问题。我国煤炭进口、出口及净进口的变化，表明在非政治对抗情况下，产品的流向总是追逐价格高地，能源的贸易流向是可以通过价格调节的。这就意味着我国能源供需缺口可以通过提高国内价格，扩大进口来实现平衡；但我国能源安全所面临的价格风险也会越来越大。此外，我国能源的价格机制不仅对能源工业发展有着重要影响，而且对我国能源安全也会产生影响。
我国过去石油安全所面临的问题是进口依存度过高，而炼油能力过剩则造成出口依存度逐步提高，产能的平衡和产业安全取决于我国炼油行业能否以合理的价格和品质占领国际市场，成为全世界的炼油基地。因此，我国能源安全问题变得更为复杂，既有供应安全，也有需求安全，仅从综合的能源对外依存度来判断我国的能源安全状态已不适宜，并且有可能会做出误判。
2.3煤、电、油固定资产投资增速相对下降，清洁能源成为投资热点
为了应对国际金融危机对我国经济的冲击，中央和地方政府都积极采取措施，加大政府投资，直接增加了即期需求。2009年，燃气固定资产投资增长58.2%，电力、热力固定资产投资增长22.8%，分别比上年增长38.9个百分点和8.4个百分点。其中，在国家政策的推动下，电网建设得到加强，电网投资速度明显加快。2008年电网投资首次超过电源投资，2009年电网投资高速增长。但由于能源需求疲软，能源投资中除了城市燃气投资外，煤炭采掘业、电力与热力、石油和天然气采掘业的投资增长都低于全社会的平均增长水平。其中石油采掘业固定资产投资下降幅度较大，2009年投资增长仅有4.4%，比上年下降近18个百分点；煤炭采掘业固定资产投资比上年下降7.7个百分点（见表2）。
气候变化是影响世界各国政策选择的一个重要问题，尤其是对能源发展有着非常重要的影响。因此，能源投资不仅是应对国际金融危机的负面影响，同时更多是出于减少温室气体排放，实现能源可持续发展的目的。2009年，我国提出到2020年单位GDP二氧化碳排放量比2005年降低40%～45%的发展目标，可再生能源作为新兴战略性产业受到高度重视。虽然从总体上看能源工业的投资增长相对滞后，但由于国家政策的支持，清洁能源和可再生能源的投资依然保持较高的增长速度，甚至成为一个投资热点。
2009年核准建设的3个核电项目——浙江三门、广东台山、山东海阳核电站全部开工建设。截至2009年12月27日，我国在建的百万千瓦核电机组共19台，占全球在建核电机组的30%以上，成为全球在建核电规模最大的国家。2009年世界在建核电反应堆57座，中国占20座。从目前在建和拟建核电项目来看，预计2016年前将有4256×
kW核电机组投产，核电装机容量将达到5163×kW，已超出《核电中长期发展规划（2005～2020年）》中2020年核电运行装机容量4000×kW的目标。目前全国已有21个省、直辖市提出要上马核电项目，并加快了已有计划的进度。根据建设进度，预计在建项目中规划的二期、三期和已批复的储备项目有望于2020年投产，约为3000×kW。预计到2020年国内将新增约7000×kW投产机组，核电运行装机容量有望达到约8000×kW，将是原规划的2倍、现有机组的8倍多。
2009年1～11月，我国新增发电装机中水电、风电占29.35%，比上一年提高了3个百分点。2009年我国可再生能源在一次能源构成中的比例由2008年的8.4%提升至9.9%，接近原先预定的10%的目标。根据2007年所公布的中长期可再生能源规划，2010年中国风电装机要达到500×
kW，2020年达到3000×kW。而2009年我国风电装机已经达到2200×kW，已远远超过2010年的目标。2009年太阳能发电装机超过120MW，全国光伏累计装机有可能达到或者超过300MW，也提前1年完成了规划目标。
3 能源工业结构调整及存在的问题
3.1 煤炭重组加快，但安全与清洁生产仍然不足
金融危机以来，由于能源供需紧张问题缓解，为行业重组提供了机会。一些产煤大省抓住机遇，大力推进煤炭行业重组，一批生产技术落后、安全生产条件较差的小矿被大矿收购兼并，以提高安全生产水平。产煤第一大省山西省出台政策，明确要求到2010年，全省矿井数量减少到1500座以内，煤矿企业规模不低于300×/a。在全省形成2～3个年生产能力5000×级以上的大型煤炭企业集团，使大集团控股经营的煤炭产量占到全省总产量的75%以上[1]。其他产煤大省也相继在本省进行了煤炭行业重组，而且在进行重组的同时，提高了行业准入标准。例如，山东省自1994年开始取消村办煤矿，2004年起开始整合、压减乡镇煤矿。在2005年底前关闭了所有村办、个体煤矿，2006年关闭了3×/a以下的、2007年关闭了6×/a以下的、2008年关闭了9×/a以下的小矿。到2008年底，全省687处村办、个体煤矿和129处9×/a以下煤矿全部按规定关闭。通过收购、租赁、兼并等方式逐步取消乡镇煤矿，归市县管理，到2009年底214处乡镇煤矿全部取消。对设计能力低于45×/a的煤矿一律不予审批，对技术改造和资源整合矿井实行“三不批准”，即：单纯以提高生产能力为目的的项目不批准，资源整合低于15×/a的方案不批准，单独技改低于12×/a的矿井不批准。河南省计划2010年对省内的646座小煤矿进行兼并重组，不参加或者达不到条件的，年底前依法关闭退出。相关的主要措施包括：新建矿井规模不得低于45×/a，现有煤矿单井规模不低于30×/a的可以单独生产；大力支持大型煤炭生产企业兼并重组中小煤矿；生产规模100×/a以上的骨干煤炭企业在不影响大型煤炭生产企业兼并重组的前提下，作为兼并重组主体，兼并重组相邻中小煤矿。为了煤矿安全和高效生产，宁夏2009年底也开始对年产10×以下的小煤矿进行关停。
在煤炭企业重组过程中，引发有关“国进民退”的争议。多年来，我国重大煤矿安全生产事故不断发生，引发国内外社会的高度关注。政府对于煤矿事故的治理只能采取行政手段强行关闭，但由于监管的局限性，“关闭”的煤矿往往是虚关。另外，煤炭生产集中度过低，也造成了监管的难度，煤矿安全生产管理和投入也不能纳入政府有效的监管范围内。提高生产集中度，有利于政府的监管，但是政府推动煤炭行业兼并重组的初衷是提高煤炭资源采收率和安全保障程度，煤炭企业重组仅是为实现上述目标创造了条件。重组后，煤炭企业必须要采取措施，加强安全管理，增加清洁与安全投入才能实现重组的目标。从目前情况来看，国有大矿同样也不断发生重大安全事故，因此提高生产集中度与安全生产之间没有直接的联系，煤炭行业存在的问题还需要从多方面采取措施加以解决。目前，部分省市煤炭行业重组后取得了经济与安全方面的效果，但有些省市带来的效果还不明显。2010年3月，山西、河南、陕西等省接连出现安全事故，暴露出我国煤矿安全生产问题还没有得到应有的高度重视，一些煤矿安全隐患依然存在。
我国煤层气储量居世界第三位[2]，煤层气是与天然气相当的优质清洁能源，可广泛用作发电、工业窑炉、民用、汽车等方面的燃料或生产化工产品。我国煤层气绝大部分直接排空了，矿井瓦斯平均抽采率仅有23%，而煤层气的温室效应是二氧化碳的21倍，每利用1×1
甲烷，相当于减排150x二氧化碳。此外，煤层气对煤矿安全生产是重大威胁，我国近年来煤矿重大事故70%以上是由瓦斯爆炸引起的[3]。除了技术因素外，我国煤矿与煤层气开采权的矛盾、煤层气开发利用与天然气行业的协调等也是一个重要因素。煤炭行业重组仅限于大矿收购小矿的同业内重组，仍不能解决煤层气开发利用过程中煤炭企业与其他能源企业之间的矛盾，不利于加速开发煤层气，不利于从根本上解决煤矿的安全问题和环境污染问题。
目前，我国煤炭行业重组似乎主要是扩大企业规模，而对煤炭供应质量没有给予充分的重视。我国原煤洗选率不到15%，大量煤矸石掺杂在原煤中长途运输，不仅造成运力的浪费，而且直接影响煤炭的终端利用效率并增加了污染物的排放。强化煤炭生产环境治理和降低燃煤过程中的污染物排放，也应该是煤炭行业重组所要解决的重要问题。
3.2 电源结构有所优化，但煤电价格机制不能反映电力企业的经营效果
2008年和2009年电力供需关系缓解，为关停小火电创造了有利时机。截至2009年底，全国累计关停小火电机组6006×kW，提前一年半实现“十一五”关停5000×kW的任务，每年可以节约原煤6900×，减少二氧化硫排放约120×，减少二氧化碳排放1.39×。通过“上大关小”，我国电源结构得到明显改善，截至2008年底，全国已投产运行100×kW超超临界机组达到11台，单机60×kW及以上火电机组占同口径总容量的比重为31.27%，30×kW及以上火电机组达到65.18%，单机10×kW以下的火电机组下降到13.38%。我国是目前世界上拥有代表国际最先进水平的百万千瓦火电机组装机最多的国家。
发电煤耗是反映发电企业生产技术水平的一个综合指标。近10年，我国火电的技术进步非常显著，30×kW和60×kW成为主力装机机组，由此带动发电煤耗由2000年的363g标煤／(kW·h)降至2008年的322g标煤／(kW·h)，下降11.3%（见图4），煤耗已接近世界先进水平。2008年全国平均供电标准煤耗降至349g标煤／(kW·h)。
图4 火电厂发电煤耗
燃料成本是火电的主要成本，火电行业煤耗的持续下降应在电力行业的效益上有所体现。但由于电价改革长期停滞不前，引发“煤电矛盾”，导致发电企业的经济效益完全取决于煤价，甚至与发电量出现背离，多发不多得。例如，2008年5月煤价达到860元／t，同年6月达到最高点930元／t。2008年8月，发电企业的亏损高达497.4亿元。国际金融危机后，电力需求下降，发电设备利用小时数减少约1000h，但由于煤炭价格大幅回落，发电行业的亏损额和亏损率反而下降。2009年1～5月，发电行业由上年同期亏损27.7亿元变为盈利114.4亿元。2009年1～8月，电力行业实现利润518亿元，同比增加318亿元，增长158.6%。从2008年1～8月和2009年1～8月的数据对比来看，电力生产企业亏损比重从39.51%下降到30.47%，企业亏损总额从535.1亿元下降到222.6亿元，亏损额减少58.4%。
造成电力企业利润上述不符合常规的变化的原因，主要是煤电价格机制不协调，煤炭价格能够随行就市地进行调整，而电价却由于政府管制比较刚性。温家宝总理在2009年3月全国人大十一届二次会议上做政府工作报告时指出，要继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。这是电价改革在政府工作报告中首次被明确提及，并被列入2009年改革目标。但是从目前改革进展来看，电价机制改革并没有实质的推进，一些改革方案只停留在研究阶段。笔者认为，国际金融危机为我国加快体制改革提供了一个有利时机，政府应高度重视电价机制改革，积极推进，为电力行业创造公平的市场环境，保障为国民经济发展提供可持续的电力供应。
3.3 成品油定价机制有所改善，但气体能源价格机制仍不适应发展的需要
我国燃油税改革方案曾经酝酿多年，一直难以推出。国际金融危机爆发后，国际油价大幅回落，为我国推出燃油税创造了条件。2009年初，我国开始征收燃油税并实施新的成品油定价机制。新的定价机制及其管理办法使国内炼油行业一举扭转了多年连续亏损的局面，发展速度加快。2008年和2009年两年，石油加工、炼焦及核燃料加工业利润累计增长244.9%，但受国际油价下跌的影响，石油和天然气开采业利润下降了46.1%。
我国原油与成品油定价机制自1998年采用与国际油价接轨机制以来，在接轨的具体办法方面不断地调整，但价格调整与否最终还要取决于政府。当前新的机制和办法仍存在一些有待完善的问题：一是价格调整仍有很大不确定性，出现了调整不及时、不到位的情况；二是定价机制由模糊到清晰，市场预期和投机行为也随之放大，给投机留下较大空间；三是对今后油价攀升至80美元／bbl以上乃至高于130美元／bbl时如何定价不太明确，也给未来高油价下国内炼油企业的经营运作带来较大风险。
天然气价格改革滞后已经严重影响天然气工业的发展和供需平衡。2004年西气东输投产后，我国天然气消费以年均18%的速度递增，需求呈爆发式增长的态势。而天然气价格偏低，价格杠杆的失灵，使生产商没有扩大生产规模的积极性，供需缺口逐年加大。预计2010年我国天然气需求量缺口在200×左右，2020年中国天然气市场缺口将达到900×。利用海外气源来满足国内快速增长的市场需求成为必然。专家估计，2010年进口天然气可占到我国天然气消费总量的20%～30%，到2020年这一比例可能达到50%。
长期以来，我国政府一直对天然气价格和运输费用实行严格管制，价格水平低，调整幅度小，与其他能源品种和进口气价格的偏离越来越大。天然气价格低也影响到国内煤层气的开发利用。随着天然气进口比例的提高，我国天然气定价机制的问题也逐步凸显。西气东输一线平均气价为0.71元／
，到达上海的门站价格只有1.4元／，终端用户价格为2.5元／。而西气东输二线到中国境内首站霍尔果斯站，气价就可能达到2元／，输到中部地区价格在2.5元／左右，是目前长庆天然气价格的两倍以上。对外依存度越高，与全球价格的联系就越紧密，国际原油价格实时波动，继续维持非市场化的能源价格就越难，我国加快能源价格体制改革、完善能源市场机制的任务显得更加紧迫。
3.4 新能源产业产值效益突出，而能源收益不足
发展新能源产业的最终目的是开发利用可再生能源，提高可再生能源在能源消费中的比重，而我国许多地方把发展风电设备与太阳能电池板等设备制造业等同于发展新能源。近年来，我国光伏产业经历了爆发式的增长，已基本形成涵盖多晶硅材料、铸锭、拉单晶、电池片、封装、平衡部件、系统集成、光伏应用产品和专用设备制造的较完整的产业链，是全球第一大太阳能电池生产国。2008年生产光伏电池片1.78GW，居全球之首，占全球总产量的26%。但与此形成鲜明对比的是，2008年我国太阳能光伏装机容量仅为34MW，仅占全球总装机容量的0.57%；全国历年累计装机容量为140MW，尚不足西班牙2008年装机容量2511MW的5.58%。2009年数据显示，我国太阳能光伏产品出口154.4亿美元，同比增长147.75%，其中出口至欧洲市场约为87.9亿美元，同比增长489%，光伏产品出口成为拉动经济增长的重要力量之一。但我国光伏产业约有98%的生产容量依赖出口，产值效益较高，而太阳能实际利用很低。
我国风电近年来也是爆发式的发展，年均装机增速都在100%以上。我国发展风电的模式与国外截然不同，国外是小容量分散型发展，就地消化；而我国是大容量集中发展，并且长距离输送电能，电源远离负荷中心。2009年8月8日，第一个千万千瓦级风电基地在甘肃酒泉正式开工建设，这是目前我国乃至世界上规模最大的风电工程。我国计划在甘肃、新疆、内蒙古、河北、吉林、江苏沿海等地区建设7个千万千瓦级风电基地，发展规模令人瞩目，但发展中存在的问题越来越突出。首先，装机容量很大，但发电量还很低，有效发电时间短，不能形成对电力网的有效补充，也不能形成对电力网的稳定输出；其次，风电并网稳定性没有保证，特别是风电大规模并网，对电网的冲击和损害是非常严重的，必然造成并网困难；第三，故障率很高，维护成本大，风电机组的安全性也没有保证。这些都已成为风电产业发展面临的重要问题。对于可再生能源的消纳，不仅是个技术问题，更是与传统能源竞争的问题，如外送风电的质量、价格对传统电力的影响。此外，不同利益主体的利益分配是否均衡，也影响到当前风电发展模式的实现[4]。
国家发改委于2009年7月20日下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，多年来阻碍我国风电行业发展的最大因素之一的上网问题有望得到实质性解决。该通知规定：按照风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
太阳能发电目前处于起步阶段，随着光伏发电成本的下降，光伏产业的发展空间非常大，前景非常明朗。受国际金融危机影响，2008年我国光伏产业产能利用率大幅下降。为促进光伏产业持续健康发展，2009年3月23日，财政部、住房和城乡建设部联合发布了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》和《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，支持开展光伏建筑应用示范，实施“太阳能屋顶计划”，城市光伏建筑一体化应用，对农村及偏远地区建筑光伏利用等给予定额补助，2009年补助标准原则上定为20元／W。
2009年7月16日，财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，决定采取财政补助、科技支持和市场拉动的方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2～3年内，采取财政补助方式支持不低于500MW的光伏发电示范项目。该通知规定：对并网光伏发电项目，原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助；其中偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助；对于光伏发电关键技术产业化和基础能力建设项目，主要通过贴息和补助的方式给予支持。
上述一系列政策如能落实，将进一步促进我国风电和太阳能产业的发展。
4 后危机时期我国能源发展的重点
4.1 把水电、天然气、核电作为优先发展的清洁能源
在各类清洁和可再生能源中，近10年能大规模稳定供应的是水电、天然气、核电。我国水电资源丰富，水电设备制造和水电工程建设水平居世界前列，技术非常成熟。相对非水可再生能源，水电在经济上、技术上都具有明显的优势，近20年要把水电作为发展可再生能源的优先选择。当前，影响我国水电开发的主要有三方面的问题：一是库区移民安置，二是水库与流域的生态环境保护，三是开发跨境河流的国际关系。对于库区移民安置问题，要积极探索移民安置的新模式，中央政府对于水电建设区要加大转移支付，当地政府可代表当地居民持有水电开发公司的股份，对水电建设征收生态补偿基金。所得的收入主要用于增加移民利益补偿，加大生态环境保护投入。要加强与周边国家的能源外交，减少摩擦。
天然气是最简便的石油替代品，也是清洁的化石能源，我国要把发展天然气作为优化能源结构的重要途径。要调整当前的天然气依附于石油的发展战略，出台扶持天然气产业发展的政策。要建立公正、合理的天然气价格形成机制，实行天然气生产、净化、输送、配送分开核算，并按照天然气产业链不同环节的特点实行不同的定价方式。协调好天然气上、中、下游发展，做到统一规划、合理布局。要研究制定进口天然气和国产天然气价格协调办法。
要立足长远发展，积极采取措施，加速核电发展。当前要加强国家核安全局的监督管理，推进核电建设中机型设计和建设项目的许可证制度，既确保核电的安全，又有利于核电的快速发展。按照核工业的特点，科学合理地组织整合我国的核工业产业体系，提高我国核电的国际竞争力。加快核电设备设计和制造的自主化步伐，构建以核电机型设计为龙头的中国核电设计、生产、供应产业群。
4.2 煤炭行业要实现高效生产、清洁供应
尽管可再生能源发展速度远远大于煤炭等化石能源，但近几十年内煤炭在我国能源构成中的主导地位不会改变。当前我国煤炭生产与供应存在的主要问题是资源开采率低；煤炭伴生气利用率低；原煤洗选率低，这是造成煤炭生产、运输、消费过程中环境污染和终端利用效率低的主要原因。转变煤炭的生产与供应方式是我国能源实现可持续发展的关键。
造成我国煤炭资源回采率低的主要原因是煤矿企业尤其是小煤矿企业技术投入不足，生产技术水平低和经济激励不到位。提高煤炭资源回采率要从体制与技术两方面同时入手——优化煤炭产业组织结构，提高煤炭生产的机械化水平。当前，政府应支持和鼓励煤炭行业的产业重组，提高煤炭生产集中度，为机械化生产创造条件。同时注意运用经济杠杆引导煤炭企业采用先进技术，提高资源采收率。国家对煤矿的技术改造应给予贴息或减息贷款优惠，尽快改革资源价格定价机制和税收办法。要积极加快煤层气的开发与利用，煤层气是与煤炭共生的资源，应坚持先开发煤层气后采煤。煤层气的利用方式要根据资源条件和输送条件，宜发电则发电，宜作为燃气供应则燃气供应，不应搞一刀切。要鼓励煤炭企业与油气企业的合作。煤炭与煤层气共生的煤田必须要有煤炭与煤层气开发的规划方案和明确的开发单位，允许煤炭企业与油气企业跨业经营。对于没有煤层气开发规划的煤矿不发放生产许可证。
提高煤炭洗选率不存在技术障碍，国外已基本做到100%。我国要研究制定煤炭进入终端消费的质量标准，禁止原煤直接进入消费市场。政府对采用清洁煤的企业给予一定的奖励或补贴。要建立监管制度，规范煤炭市场运作，运煤企业必须要持有业主提交的由市场监管部门开具的煤炭洗选验证。
4.3 加强油气资源的勘探勘测投入，稳定国内油气供应
我国的能源供应要坚持立足国内的方针，加强煤炭、石油、天然气、铀资源的勘探开发，稳定我国基础能源的供应。同时，也要加强可再生能源资源的勘测工作，摸清家底，实现可再生能源有效开发利用。国家要有计划、有组织地全面展开能源资源的勘探和勘测，增加经费投入，制定能源资源勘探、勘测的专项规划。
4.4 加快非水可再生能源的产业化进程
科学计算表明，要把全球气温上升超过2℃的概率限制在50%之内，就需要把大气层中温室气体的浓度稳定在450μL/L二氧化碳当量左右。在此情景中，全球与能源相关的二氧化碳排放量在2020年之前达到峰值309×，随后下降，在2030年降到264×——比2007年的水平低24×，这需要全球共同努力。目前，我国能源消费量居世界第二位，由于经济发展正处于工业化的中期阶段，未来几十年我国能源消费仍将处于上升阶段。我国要实现减排目标，就要最大可能地实现能源增量结构的优化，扩大清洁和可再生能源的实际利用。
人类社会的发展主要是通过工业化极大地提高了劳动生产率和物质生产水平，而工业化过程也是大量消耗能源与资源的过程，只有经过多年积累的化石能源的能量恰好可以满足这一时期爆发性的能源需求。从时间上看，可再生能源是永续的，但资源分散，不能自然储备，不可能像化石能源那样在某一阶段集中、稳定、大规模供应。因此，如果没有像煤炭、石油这样多年沉积的化石能源的能量，人类社会的发展也不可能进入工业化阶段，即生产率和生产规模在短期内大规模扩张。当前，由于可再生能源还没有进入大规模商业化利用阶段，人类经济社会的发展正处于化石能源存量约束和可再生能源流量约束的转换关头。在未来5～10年内，风电和太阳能发电的大规模商业化应用可能依次到来；生物质能源是人类最早使用的能源，但改变其运用方式和能量密度的技术，例如纤维素液体燃料、秸秆发电技术等最近才有所发展，技术日趋成熟；海洋能、地热能等利用技术进步加快。
目前非水可再生能源发展仍然处于政策扶持阶段，在现阶段要创造有利于加快产业发展的技术环境、法律环境和市场环境。促进可再生能源发展，法律要先行，要根据各种可再生能源产业发展的特点及产业发展的不同阶段，调整和修订可再生能源法，为可再生能源产业提供法律保障。要加快可再生能源行业标准的制定，凭借技术标准提高行业门槛，促进市场的优胜劣汰，规范市场秩序，通过技术标准消除可再生能源进入大能源系统的技术障碍。要依靠技术进步推动可再生能源成本的下降，并从可再生能源就地利用和发电上网两个方面增加扶持政策的力度。要努力探索有利于新能源产业化的商业模式和管理制度，以制度创新促进新能源的技术突破和产业化发展。逐步整合风电、太阳能发电等新能源产业设备制造，培育大型新能源企业。
4.5 积极探索新兴能源供给系统，提高能源收益
风电、太阳能发电具有不连续性，不能储备，因此，可再生能源的发展，不仅会改变能源结构，而且对现有的能源集中供应方式也是一个冲击。在发展非水可再生能源的同时，要积极探索智能电网和分布式供电系统等新兴的能源供应系统，要并网与离网共同发展，离网可采用联网不并网和分散独立系统两种方式。“融入大电网、建设大基地”的发展思路近期不宜大规模推广，因为在可再生能源开发利用成本较高的情况下，大规模、长距离输送会进一步增加可再生能源的利用成本，从而由于电网接受能力有限，影响可再生能源的实际利用。当前要根据最经济、最方便、最少利益摩擦的原则，最大限度地增加可再生能源的实际利用，提高我国发展可再生能源产业的能源收益。
发展可再生能源产业的最终目标之一是替代化石能源，提高可再生能源在能源消费中的比重。因此，制定产业政策时要注重可再生能源的实际利用，要从生产和消费两大环节同时加大财政和税收支持力度，鼓励可再生能源的实际利用。
4.6 做好能源产业与其他产业的发展和布局协调
作为国民经济的基础产业，能源产业的发展和布局要与国民经济其他产业相协调。为此，需要做好我国能源各类规划的协调和能源发展规划与经济社会发展规划的协调。协调各类能源主要包括：能源总体规划与各能源产业规划的协调，长期发展战略与五年规划的协调衔接，能源产业布局与区域能源规划的协调。能源产业发展战略规划与经济社会发展规划的协调重点包括：与高耗能产业、物流运输规划和城市交通规划的协调，各类发展规划增加节能内容审核。为了做好衔接工作，建议开展国家能源五年规划前期目标与后期评估工作，制定目标责任制，落实我国能源发展战略目标，逐步改变我国高耗能、低产出的能源发展路径。
4.7 建设能源科技平台，加快能源重大科技攻关
历史经验表明，能源利用技术是影响人类生产和生活方式的关键因素，能源利用技术的重大变革和技术进步对经济发展具有巨大的推动作用。而新能源技术的突破和广泛运用，不仅可能拉动世界经济走出低谷，而且有可能有效地解决气候变化与环境污染等问题。当前能源技术正处于革命性变革的前夜，世界各国都高度重视能源技术的发展。我国必须抓住这一重要的历史机遇，加强能源技术尤其是新能源技术的研发。一是通过组建国家能源科技和工程技术中心，构建能源共性技术研发平台，研究和跟踪重大能源技术的变化趋势，实施重大能源工程的技术论证。二是抓住能源科技重大问题，集中人力、物力和财力，组织重大能源问题科技攻关，明确能源科技发展目标和技术攻关时间表。三是加快能源科技人才和能源管理人才的培养，增加能源科技投入，发展能源科技服务业。四是要增加能源科技成果产业化的扶持力度，努力降低能源技术商业化应用的成本。新技术的发展与应用往往需要建立与之相适应的经济体制，良好的制度设计是技术发展的催化剂，发展新能源产业必须重视体制、机制建设。
4.8 深化能源体制改革，完善能源价格机制
要从根本上解决能源产业发展不协调等问题，必须深化能源体制改革，理顺管理体制，打破市场垄断，规范能源产业发展，建立竞争、有序、公平的能源市场，形成良性的产业发展机制。
推进能源产品价格改革，必须坚持市场化的改革取向，加快建立能够充分反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的资源性产品价格形成机制，更大程度、更大范围地发挥市场在配置资源和保护环境中的基础性作用，强化全社会的资源节约意识和环保意识，为建设资源节约型和环境友好型社会、转变经济发展方式创造良好的体制条件和政策环境。
当前，要继续深化电力工业市场化改革，改革电价的形成机制。协调好电煤价格与电力生产、输送、终端的价格关系，协调好火电、水电、核电及新能源发电的上网电价。按照有利于可再生能源发展和经济合理的原则，形成可再生能源产品的定价机制。建立水电全成本上网电价机制。优化销售电价结构，全面实施峰谷分时电价，对居民用电实行阶梯价格，逐步建立反映市场需求和能源短缺的销售电价机制。
以提高煤炭资源采收率和安全保障水平为核心，规范煤炭产业发展，通过兼并、重组促进煤炭工业的集约化和机械自动化生产，鼓励煤炭产业和其他产业的融和。完善市场化的煤炭价格形成机制，电煤价格由煤、电企业双方根据需求情况和国际煤价水平自行确定。完善煤炭市场体系，推行长期交易合同，建立健全煤炭交易市场，完善政府宏观调控及市场监管。
加快石油和天然气价格体制改革，协调好国有、民营企业在石油进口与海外投资方面的关系。建立以市场为基础的定价机制，促进天然气工业的快速发展。
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