新旧能源“冰火两重天”

　　随着中国经济进入新常态，能源发展的涵义和前景也出现分化，新旧能源将面临不同的政府政策和成本环境。

　　典型的“旧”能源是煤炭行业，发展进入“寒冬期”。从需求侧看，随着经济增速明显放缓，煤炭需求疲软，而雾霾治理下的煤炭替代和控制也挤压了煤炭能源发展空间。2020年控制在42亿吨的目标，更是给煤炭行业的未来扩张设定了“天花板”。从供给侧看，在2012年前煤炭牛市的推动下，煤炭快速大幅投资。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。一方面，随着在建和技术改造煤矿陆续投产，煤炭行业的供给能力不断增加；另一方面，由于治理雾霾等原因，煤炭需求很难得到提升，甚至在消费峰值出现后绝对量还会开始下降。因此，供给过剩将会成为未来几年煤炭行业的常态。随着庞大的能源消耗带来的环境问题集中爆发，对煤炭进行替代、严格控制煤炭消费，已成为无法回避的问题，煤炭行业发展陷入困局，需要另寻出路。

　　通过限制产能以平衡供需和维持价格确实是短期唯一出路，但具体执行问题很大。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，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，我国煤炭行业集中度较低，各利益方的协调问题会使得限产的有效性大打折扣。

　　因此，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，可能会成为未来发展的方向和煤炭行业自救手段，但需要特别谨慎对待。发展煤化工有很多理由，比如中国“富煤少油贫气”的资源禀赋条件，较低的煤炭成本和人力成本，相对短缺的油气供应等。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。但问题其实没那么简单，主要问题是煤化工面临的约束，取决于是否有利于环境治理。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。

　　因此，在雾霾治理的背景下，基本上可以预期，煤炭野蛮生长已经成为历史。未来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在于煤炭清洁化利用，通过煤炭清洁化利用，减少煤炭利用过程中二氧化硫、氮氧化物等污染物排放，缓解煤炭产业和环境治理之间的矛盾，减轻雾霾治理而导致的煤炭替代压力。

　　作为“新”能源的清洁能源发展似乎前景一片光明，但困难也很多。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限定，风电和太阳能显然需要进一步鼓励，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年前有新的机组开工，乐观估计到2020年核电投产装机5800万千瓦，占2020年一次能源也不过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。生物质和地热等量级相对较小。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。

　　可再生能源发展的核心问题是成本。虽然随着技术进步和规模扩大，风电和太阳能的成本不断下降，但要实现平价上网依然存在距离，特别是考虑到这些可再生能源的并网成本以及配套储能成本。如今煤炭等传统化石能源价格正在下降，清洁能源的成本劣势更加明显，实现大规模可再生能源发展，补贴需要更加有力。

　　分布式是可再生能源的重要发展模式。风电和太阳能等新能源基地基本上集中在西北、蒙东地区，大规模发展风电和太阳能需要建设电力外送通道。由于风电和光伏发电随机性和间歇性特点，大规模并网发展会对电网造成很大的冲击。分布式模式可以解决资源与负荷在地理上逆向分布的问题，而且对电网的冲击比较小。

　　战略上看问题，推动煤炭替代和可再生能源发展，需要长短结合的政策组合。短期靠政策，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等。(厦门大学能源经济中心主任 林伯强)