能源发展新格局已形成 美丽中国全面发展
- 2013/4/10 10:09:114244
包括煤电油气在内的我国能源工业不但彻底摘掉了60年前世界给中国戴的“贫油”帽子，而且有力支撑了国民经济的高速发展，彻底改变了老百姓的生活方式。国家发改委能源研究所研究员周大地说：“小时候我们管火柴叫“洋火”，谁家要是有台黑白电视机那真是了不起。现在，大部分老百姓家里都有了彩电冰箱洗衣机，大城市里有小汽车的家庭也不少，这都与我国能源的发展密不可分。”
经济社会的发展，同样离不开地质矿产事业的基础支撑。目前我国90％左右的一次能源、80％以上的工业原材料、70％以上的农业生产资料都来自于矿产资源。国土资源部矿产资源储量司司长贾其海说，1949年时，全国只有300座矿山、产量匮乏，经过60年的发展，我国已成为一个名副其实的矿业大国：我国矿产资源储量居世界第三位，已经发现的矿种有171种，全国矿产地达到2万多处。一些能源和金属非金属矿产，比如煤、铅锌、钨、稀土等居世界前列。
能源发展“十二五”规划新亮点
1.和清洁能源将是能源结构调整的主要方向
当前，我国能源结构以煤为主，开发利用方式粗放，资源环境压力加大。煤炭占中国一次能源生产总量比例仍高达78.6%，占一次能源消费量的72.8%。未来相当长时期内，煤炭仍将是中国的主要能源，规划提出清洁发展煤电。在中西部煤炭资源富集地区，鼓励煤电一体化开发，建设若干大型坑口电站，优先发展煤矸石、煤泥、洗中煤等低热值煤炭资源综合利用发电。到“十二五”末，火电每千瓦时供电标准煤耗下降到323克。实现煤炭、石化等传统化石能源的清洁化利用和发展新能源成为中国建立构建安全、经济、清洁的现代能源产业体系的关键环节。规划勾勒了“十二五”期间我国各主要能源的发展路径，提出安全开发煤炭、加快常规油气勘探开发、大力开发非常规天然气资源、积极有序发展水电、安全发展核电、加快发展风能等其他可再生能源。到2015年我国非化石能源消费比重提高到11.4%，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，煤炭消费比重降低到65%左右。新能源发电目标都是呈增长态势。其中水电发电到2015年要达到2.9亿千瓦，平均年增长要达5.7%;天然气发电到2015年要达5600万千瓦，年增长率达16.2%;风电发电到2015年要达到10000万千瓦，平均年增长达26.4%;太阳能发电目标增长快，到2015年将达到2100万千瓦，增长率要达到89.5%;到2015年，运行核电装机达到4000万千瓦，在建规模1800万千瓦，每年增长29.9%，国家核电中长期发展规划确定的到2020年4000万千瓦的核电装机规划目标将提前五年实现。
2.能源总量控制是经济结构调整的倒逼机制
当前的频发的雾霾天气和气候变化对我国能源形势产生重要影响，资源和环境约束进一步加剧，节能减排形势严峻，能源资源对外依存度快速攀升，能源控总量、调结构是当前面临的主要问题。规划显示，“十二五”期间我国将对能源消费总量和强度实施“双控制”，即到2015年，全国能源消费总量控制在40亿吨标煤，年均能源消费增长4.3%，用电量分别和6.15万亿千瓦时，单位国内生产总值能耗比2010年下降16%，能源综合效率提高到38%。能源规划提出，综合考虑各地经济社会发展水平、区位和资源特点等因素，将能源和电力消费总量分解到各省，由省级人民政府负责落实。把能源消费总量控制目标落实情况纳入各地经济社会发展综合评价考核体系，实施定期通报制度。能源总量控制要求各个省份控制甚至减少能源消费数量，这相当于给地方经济增长上了“紧箍咒”。
需要特别指出的是，5个约束性指标“一升4降”也凸显了能源利用对经济发展方式转变的倒逼机制。非化石能源消费比重由2010年的8.6%升至2015年的11.4%，单位国内生产总值能耗由2010年的0.81吨标准煤/万元降至2015年的0.68吨标准煤/万元，单位国内生产总值二氧化碳排放下降17%，煤电二氧化硫排放系数由2010年的2.9克/千瓦时降至2015年的1.5克/千瓦时，煤电氮氧化物排放系数由2010年的3.4克/千瓦时降至2015年的1.5克/千瓦时。要把能源消费总量和强度控制作为转变经济发展方式的手段和工具，让能源消费成为倒逼我国转变经济发展方式的“突破口”。
3.市场化改革是能源行业发展的必然趋势
当前我国能源发展中存在的问题和困难必须通过深化能源领域体制改革加以解决。规划提出要加快推进重点领域和关键环节改革，完善价格形成机制，构建现代能源市场体系，推进电力、煤炭和石油天然气等重点领域改革，建立理顺煤电关系的长效机制，在可再生能源和分布式能源上网、煤炭流通体制、石油进出口管理及油气输配管网改革等方面取得实质性突破。积极推进能源价格改革。逐步形成发电和售电价格由市场决定、输电和配电价由政府制定的电力价格形成机制，深化成品油价格市场化改革，深入推进天然气价格改革，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系。
国家发改委在广东、广西开展了天然气价格形成机制改革，相关经验未来有望得到推广，近期备受关注的成品油价格机制改革方案出台，改革方案重在缩短调价周期，改进调价操作方式，提高机制运行的透明度，预示我国能源市场化改革有望全面铺开。鼓励民间资本进入能源领域，在能源开发利用领域深化合作。2012年10月西气东输三线工程和蒙西华中铁路煤运通道的开工，标志着能源等垄断领域向民资开放迈出实质性一步，意味着我国垄断领域向民资开放“破冰”，提振了民资进入垄断领域的信心，这两个项目民资有望达到467亿元，占比为14.6%。在鼓励外资方面，规划提出中国鼓励外商以合作的方式，进行石油天然气勘探开发，开展页岩气、煤层气等非常规油气资源勘探开发，鼓励跨国能源公司在华设立研发中心。因此，在能源准入方面，我国应以更有效实现资源的开发利用为衡量标准和终目的，吸收国资、民资、外资等多元资金和资源参与，逐步淡化企业的性质。
能源发展“十二五”规划将提高石化行业景气度
“十二五”期间，全国能源领域总投资预计将达到13.5万亿元。其中，能源生产能力建设方面8.5万亿元，能源储运设施建设及民生保障工程方面5万亿元。大规模的投资需求将给石化等相关企业带来众多的机遇。
1.炼化企业的集约化程度将进一步提高
规划提出集约化发展炼油加工产业，统筹新炼厂建设和既有炼厂升级改造，建设若干个大型化、集约化的炼化基地，严格行业准入管理，推进企业兼并重组，提高产业集中度。到2015年，全国一次原油加工能力达到6.2亿吨，成品油产量达到3.3亿吨。《2012年国内外油气行业发展报告》指出，截至2012年底，我国原油一次加工能力为5.75亿吨/年，较2011年底增加3500万吨/年，同比增加6.5%，较上年的5.3%上升1.2个百分点。按照这个速度，到2014年全国原油一次加工能力将会突破6.5亿吨/年，2015年达到7亿吨/年的水平。依托若干炼油集群，集约化发展炼油产业。随着一批消费圈内大炼厂的建成，我国油品的物流平均运输距离将有所缩短，炼油产能与市场将有更好的匹配。在布局方面，未来我国炼油工业布局重点将进一步向进口原油运输便利、市场需求集中以及主要资源地区转移，进一步优化炼油布局。未来几年我国新建的千万吨级炼油基地中，如中科大炼油、台州石化、揭阳石化等配套了百万吨级的乙烯装置。随着这些大炼化一体化项目的投产，我国装置的大型化程度、进口原油加工能力、炼化一体化程度将进一步提高，进而促进大型炼化基地化的建设与发展。未来可借助千万吨级炼油厂和大型乙烯工程改扩建及新建项目，加强公用工程系统的优化整合，实施炼油化工产业链之间的资源整合和优化，提升资源利用效率，提高资源使用价值，降低成本，提高企业的抗风险能力和整体竞争力，实现炼油、化工的协同发展。
2.油气价格改革将提升石化企业的盈利空间
能源发展“十二五”规划指出，我国将推进石油、天然气等重点领域改革，理顺能源价格形成机制。油气领域的市场化改革深受社会各界关注,国家发改委近期推出了汽柴油价格改革方案，改革方向是缩短调价周期，取消了涨跌幅4%的限制，使得国内成品油价格更加贴近市场化。天然气价格改革方面，广东、广西两地开展天然气价格形成机制改革试点，根据政策释放的信号，未来我国天然气价格改革试点有望进一步扩大，建立反映资源稀缺程度和市场供求关系的天然气价格形成机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，建立上下游价格合理传导机制。研究推行天然气季节性差价和可中断气价等差别性价格政策，页岩气出厂价格实行市场定价，促进国内天然气的合理消费。成品油价格改革将稳定炼油业务盈利，提升石化行业估值，新机制的推行，将使得国内成品油调整更加频繁，炼油业务的盈利也会更趋稳定。
自2012年5月以来国内成品油价格实现了及时调整，国内炼厂的盈利大幅改善。2012年第三季度中国石化炼油业务实现盈利30.26亿元，第四季度中石化原油加工量达到5824万吨，环比提升9.3%，加工量创单季新高，原油加工量的大幅提升表明炼油业务盈利状况大幅改善。天然气价格改革越来越急迫。自2012年第二季度以来，中石油的天然气与管道业务出现亏损，而在2010年该业务板块的盈利在50亿元以上，导致天然气业务亏损的主要原因在于进口的高价天然气越来越多，在目前天然气仍是政府指导价且价格偏低的情况下，进口越多，天然气业务的亏损也越大。目前我国进口的天然气价格包括管道天然气和LNG价格，在2.5元/立方米，而目前国内天然气出厂价在1.0-1.5元之间，两者还有较大的差距。2015年我国天然气需求将达到2300亿立方，较2010年增长一倍。除了国内产量的快速增长外，进口也是重要补充。在未来天然气需求量大幅增长的背景下，为保证国内天然气稳定的供应，提高气价将是必然趋势。随着未来天然气价格改革的推进，相关企业的天然气业务将有望实现盈利，提高石化企业的盈利空间。
加快能源结构调整与市场化改革的对策
1.多元化发展能源，确保能源
供应推进煤炭资源整合和煤矿企业兼并重组，发展大型煤炭企业集团;有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展;加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用;优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站;积极发展水电，重点推进西南地区大型水电站建设，因地制宜开发中小河流水能资源和建设抽水蓄能电站;在确保安全的基础上发展核电;积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源，促进分布式能源系统的推广应用。
2.推进能源价格改革和完善财税政策，为企业盈利创造制度环境
继续深化成品油价格市场化改革，将成品油价格调价周期缩短至5个工作日，实现成品油价格一周一调，探索建立原油等期货市场，推进石油进出口管理制度改革;深入推进天然气价格改革，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，总结两广市场回值法定价经验，在更多的省份推广，稳步提高天然气价格;积极推进电价改革，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输电和配电价由政府制定的电力价格形成机制;加快推进能源资源税改革，逐步理顺国家与开发主体、中央与地方资源收益分配关系，逐步推行资源税从价计征;加强信贷政策和能源产业政策的衔接配合，拓宽企业投融资渠道，提高能源企业直接融资比重，为能源投资多元化提供便利。
3.企业加大科技创新投入，积极开发能源市场
加大对掌握压缩机、电机和变频控制系统等关键设备的设计制造投入，实现天然气长输管线大型球阀、电机驱动压缩机组、燃机驱动压缩机组等关键设备自主制造;推进现有燃气轮机制造技术进步，研制小型燃气轮机发电机组，开发重型燃气轮机;建设集煤气化、化工合成、发电、供热、废弃物资源化利用等于一体的多联产示范工程;国内大型能源企业应积极参与境外能源市场，兼并上运营情况较好的能源企业，扩大能源对外贸易和技术合作，发挥我国市场和技术优势，加强海外油气资源合作开发，依托境外能源项目合作，带动能源装备及工程服务出口，加快企业走出去步伐。
4.集约化发展炼油加工产业，加快炼油生产能力建设
企业应依托进口战略通道，建设炼化产业带，统筹新炼厂建设和既有炼厂升级改造，建设若干个大型化、集约化的炼化基地，逐步形成环渤海、长三角、珠三角三大炼油产业集群，提高产业集中度;在环境不断恶化，机动车排放标准不断提升的背景下，现有炼厂应加快提升装置水平，增加加氢裂化、加氢精制或催化重整等二次加工装置，继续推进油品质量升级步伐;加快先进炼油产能建设，重点建设浙江镇海、广东惠州、河南洛阳、新疆克拉玛依改扩建项目，充分利用境外资源，在天津、曹妃甸、浙江、广东、福建泉州等新建一批炼油项目，优化国内炼油产业布局，形成若干个具有较强竞争力的千万吨级炼油基地。