* 中国能源工业七十年回顾与展望

China Economist - - Articles - 朱彤中国社会科学院工业经济研究所

摘 要:

由于不同能源资源禀赋和开发利用程度差异,我国能源工业中的煤炭工业、石油工业、天然气工业和电力工业的阶段划分与当前所处阶段不完全相同。目前,煤炭工业进入产量稳中有降和清洁利用结构优化期,石油工业处于产量停滞的瓶颈期,天然气工业和电力工业都处于快速增长期。我国能源管理体制也伴随着能源工业的发展变化而变化,从部门管理到综合管理尝试,从政监分离到政监合一的变化,在特定时期促进或抑制能源工业高效发展。但无论如何,经历七十年的曲折发展,我国能源工业对经济社会发展的保障供应能力显著增强,能源工业技术能力与装备水平大幅提升,能源清洁高效利用与节能减排水平明显改善,成为全球能源清洁低碳转型的领先者之一。展望未来,我国能源工业发展应高度重视短期内以化石能源内部结构优化为主的能源转型策略对我国能源安全的不利影响,而解决这一问题的关键在于通过深化能源体制改革,使能源转型成为改善我国能源安全的助推器,而非恶化能源安全的加速器。

关键词:能源工业;回顾;展望JEL分类号: Q43; Q47; O13

一、中国能源工业发展历程

1949年以来我国能源工业的发展经历,从制度变革角度,可以分为计划经济时期和向社会主义市场经济 转型时期。然而,由于不同能源资源禀赋及其开发利用程度差异,煤炭、石油、天然气和电力工业的阶段划分 及其起始点并不完全相同。

(一)煤炭工业

煤炭是中国经济发展的主力能源。无论是“文化大革命”动荡的十年期间,还是在改革开放经济快速增长 时期,煤炭产量都保持相对较高的增长。我国煤炭工业近七十年发展历程大致可以分为四个时期(见图1)。 作者邮箱:[email protected]国家社会科学基金重点项目“促进能源转型的能源体制革命理论框架与实现机制研究”(18AGL016);中国社会科学院登峰战略优势学科(产业经济学)成果。

第一个时期是恢复与初步发展时期( 1949~ 1977年)。这一阶段,煤炭工业先后经历了三年恢复期(1949~1952年)、1958年开始的“大跃进”,以及1966~1976年的“文化大革命”,煤矿工业发展受到极大干扰。但煤炭供应短缺会促使中央政府放宽政策(比如,1972年鼓励地方煤矿和小煤矿发展政策),地方政府也尽力保护煤矿生产,从而使煤炭产能稳步增加(中国煤炭志编纂委员会,1997)。1976年,全国煤炭产量达到了4.84亿吨,1977年达到5.5亿吨,与1949年的3000万吨相比,增加了将近16倍,为我国煤炭工业发展奠定了初步基础。

第二个时期是转型发展期(1978~2000年)。1978年,中共中央十一届三中全会召开,煤炭工业随之进入了转型发展时期。这一期间,煤炭体制从完全的计划经济体制过渡到初步的市场经济体制。1985年开始实施

1的煤炭行业投入产出总承包政策是这一时期关键性的制度变革因素。1992年7月,国家取消了计划外煤价限制,放开指导性计划煤炭及定向煤、超产煤的价格限制,出口煤、协作煤、集资煤全部实行市场调节。1994年7月,取消了统一的煤炭计划价格,除电煤实行政府指导价外,其他煤炭全部由企业根据市场需要自主定价。1995年,我国煤炭企业开始探索建立现代化企业制度,1998年,国务院改革了煤炭管理体制,下放原煤炭部直属的国有重点煤矿,推进政企分开(《新中国煤炭工业》编辑委员会,2006)。

体制变革使煤炭工业效率得到提升,企业活力得到增强,煤炭产量以每隔2~5年增加一亿吨的速度增

其核心内容是对煤炭产量、基本建设投资及规模、财务三项指标进行承包,国家赋予煤炭企业部分自主经营权,比如企业有权按照当年承包指标,自主安排季度、月度生产计划,有权招聘所需人才等。同时,国家对国有重点煤矿采取了一些优惠政策。比如,以1984年分配计划为基数,对不同的煤炭产量实行不同的煤价政策:对每年递增的包干产量,按国家调拨价格加价50%,在此基础上超产的煤炭,按国家调拨价格加价100%,或者由企业自主议价销售。

长,2000年达到13.84亿吨,22年间增加1.23倍,产量年均增加3500万吨。

第三个时期是超常发展期(2001~2012年)。我国煤炭工业这一时期进入超常发展阶段的根本原因是我国工业进入重化工业阶段。2001年,以收入计算,我国重工业比重为62%,2012年达到历史峰值72%,增加了10个百分点。重化工业快速增长拉动对煤炭需求快速增长,从而使煤炭年产量在10亿吨级以上的规模上能够持续十年的高速增长(9.4%)。从图1可以看到,从2001年开始,煤炭产量曲线变得非常陡峭。煤炭产量连上几个台阶:2004年突破20亿吨,2009年突破30亿吨,2012年产量接近40亿吨。十一年间煤炭产量增加1.87倍,产量年均增加2.25亿吨。

第四个时期是结构优化期(2013~2017年)。2013年,我国煤炭产量达到39.74亿吨的峰值后,2014~2016年已经连续三年出现绝对产量下降,分别为37.47亿吨、34.11亿吨和35.24亿吨。三年期间煤炭产量减少了4.65亿吨。2017年虽然煤炭产量相比上一年增加了1.13亿吨,但持续增加并超过2013年峰值的可能性不大。我国煤炭工业步入结构优化期,其基本特征是产量和消费量稳中有降,煤炭利用清洁化,排放清洁利用低排放的结构优化期。

这是因为,一方面,我国建材、钢铁等高耗能行业能源消费先后达峰,对煤炭需求将进入缓慢下降期;另一方面,为了减少能源消费的常规污染物和二氧化碳排放,近几年来中央和地方政府出台了一系列限制煤炭消费增加的政策,包括把城市区域划定为“禁煤区”,推动电力或天然气替代“散煤”,规定重点省区每年煤炭减量消费的数量,推动煤炭清洁利用和低排放等。

(二)石油天然气工业发展历程

与煤炭相比,石油天然气勘探开采难度更大。而一旦发现大型油气田,产量会快速上升。所以,尽管从一般意义上,我国石油天然气工业发展面临的体制环境与煤炭工业大体相同,但阶段划分与煤炭工业不完全相同。

1.石油工业

1949年以来中国石油工业发展历程可以划分为四个时期(见图2),即探索起步期(1949~1959年)、快速发展期(1960~1978年)、稳定发展期(1979~2010年)和瓶颈期(2011~2017年()朱彤,2014)。

1949~1959年是我国石油工业探索起步期。这一期间,一方面通过组建了中苏石油股份公司(1950年),全面恢复新疆独山子油矿,培养石油技术与管理人才;另一方面,积极在全国有重点地开展石油勘探工作。石油勘探工作很快在西北取得成效。1955年,克拉玛依第一口井——克1井喷油;1957年玉门成为我国第一个包括地质勘探、钻井工程、油田开发、原油炼制在内的石油工业基地;1958年,青海石油勘探局在冷湖打出日产800吨高产油井。此外,在四川发现了南充、桂花等七个油田。到50年代末,全国已初步形成玉门、新疆、青海、四川4个石油天然气基地。1959年9月,大庆松基3井喷油,标志着中国石油工业发展探索起步期的结束。

1960~1978年是我国石油工业的快速发展期。大庆油田的发现是中国石油工业发展的历史性转折点,它

是我国第一次发现世界级大油田,大大加快了我国石油工业发展进程。我国石油产量从1960年的520万吨很快增长到1965年的1132万吨,结束了对石油进口的依赖。此后,我国利用勘探开发大庆油田积累的技术和经验,相继建成了胜利油田、大港油田、长庆油田等一批较大型油气田,我国石油产量连上新台阶:1969年突破2000万吨,1972年突破4000万吨,1976年突破8000万吨。1978年,我国石油产量突破1亿吨大关,进入世界主要产油大国行列。

1979~ 2009年,我国石油工业进入稳定发展期。我国石油产量突破一亿吨之后,进入稳定发展时期。主要是因为在此期间,大部分油田进入高含水期,同时没有发现新的大型油田,产量增长主要依靠既有大油田的挖潜和技术创新,以及海上油气田开发。主要措施包括:一是1979年开始与国际石油公司合作勘探

2开发海上石油。二是1981年国务院决定对原石油工业部实行原油产量1亿吨包干政策,刺激了油田生产积极性。三是改善老区油藏开发条件,增加钻井密度,以及采用二次开采技术增加产量;引进、消化吸收新技术开发稠油和低渗油藏。四是加大对西部,特别是塔里木盆地的开发。通过上述措施,我国石油产量从1亿吨稳步增长到2009年的1.89亿吨,年均增长2%。同时,三十年的稳定发展促进了我国石油工业形成了比较完备的石油装备制造体系,大部分装备产品实现了国产化(中国油气田开发志编纂委员会, 2011)。

1981年6月3日,国务院办公厅发出《国务院办公厅转发国家能源委关于协调组织石油部超产原油、成品油出口安排问题报告的通知》,即“一亿吨原油产量包干政策”,其主要内容是:原石油工业部承包年产原油1亿吨,超出部分允许原石油工业部出口,所得差价的85%作为石油勘探开发的基金,15%作为职工的集体福利和个人奖金基金,所得外汇金额留成,用于进口器材与技术。1亿吨原油产量包干政策改变了过去国家对油田的统收统支,收入全部上缴,花钱再靠拨款的办法,变为多超产多分成,激发了企业活力。

2010年开始,我国石油工业发展进入瓶颈期。我国前期主要大型油田都进入开发后期,含水量高,产量峰值已过,或者即将达峰。以大庆油田为例,其产量1997年达到峰值5600万吨后,逐年下降。2017年年产量已经减少到3400万吨。所以,2010年以来,中国石油产量突破两亿吨后,一直在两亿吨上下波动。而且,2015年石油产量达到2.16亿吨的最高值后,已经连续两年出现绝对量的下降。2017年产量1.92亿吨,与2017年相比减少了11.1%。因此,除非再有类似大庆油田一类的大型油田发现,否则未来我国石油工业可能进入一个较长的瓶颈期,产量稳中有降。

2.天然气工业

与石油工业发展经历了四个阶段不同,我国天然气工业的发展历程到目前为止可以分为三个阶段(见图3)。同样,与石油产量进入瓶颈期不同,我国天然气开发目前处于快速增长期。

1949~1975年是天然气工业的发展起步期。在此期间,我国从四川盆地开始,到陕甘宁和塔里木盆地及沿海地区,都进行了大规模的天然气勘探活动。1958年在四川盆地铺设了第一条输气管道,长20公里。1967年,威远震旦系整装大气田投产,威远——成都输气管线建成。这一时期天然气产量主要来自四川盆地多个小型气田。1949年,我国天然气产量仅700万立方米,1960年突破10亿立方米,1969年产量接近20亿立方米, 1973年产量接近60亿立方米,到1975年,天然气产量达到88.5亿立方米。

1976~2000年属于天然气工业的缓慢增长期。二十四年间,天然气年产量从100亿立方仅增加到272亿立

方米,主要是因为这段时间中国石油天然气勘探开发重心在石油上。从20世纪90年代开始,为满足市场需求,我国在鄂尔多斯、塔里木、柴达木、东海和莺琼地区加大了天然气勘探开发力度。1995年启输的海气登陆管线和1997年靖边气田投产、陕京输气管线启输,推动了全国天然气生产,改变了全国用气靠四川的单一源头供气局面(中国油气田开发志编纂委员会,2011))。2000年,我国天然气年产量达到272亿立方米,比1990年增加122亿立方米,年均增长12亿立方米。

2001年以来,天然气工业进入快速增长期。从2001年开始,以“西气东输”和“川气东送”工程建设为标志,我国天然气的勘探开发进入快车道。克拉2气田、长庆油气区的靖边气田和苏里格气田、四川普光气田等一批大型整装气田发现和投产,建成了以鄂尔多斯、塔里木、四川和南海四大天然气生产基地,推动了天然气产量快速增长。2001~2017年天然气年产量由300亿立方米快速增长到 1480亿立方米,年均增加74亿立方米。

(三)电力工业发展历程

电力工业一直是我国工业发展和投资的重点,经过近七十年的发展,我国电力工业已经建成了世界上最大的国家电网,拥有世界最大的发电能力。我国电力工业的发展历程,大致可以分为三个发展时期(见图4)。

第一个时期是恢复与初步发展期(1949~1980年)。这一时期的共同特点是电力工业在完全的计划体制下运行,并且经历了1958年“大跃进”,1966~1976年“文化大革命”的动荡,但由于电力供应短缺一直是能源供应的短板,电力工业始终是国家投资优先保障的领域。几乎每一个五年计划中,都有一批大中型火电站、水电站或者电网建设工程规划。因此,电力供应能力和发电量依然保持稳定增长。1949~1980年,我国电力装机

容量从185万千瓦增加到6587万千瓦,增加了35倍,年均增长206万千瓦;发电量从43亿千瓦时增加到3006亿千瓦时,增加了69倍,年均增长95亿千瓦时。装机容量和发电量跃居世界第8和第7。

第二个时期是稳定增长期(1981~2000年)。这是电力工业稳定增长,同时电力工业体制变动较大的时期。为解决电力工业投资严重不足问题,从1981年开始,国家逐步放松行业的政策限制,推动行业和企业改革。“七五”期间(1986~1990年),按照国务院提出的“政企分开,省为实体,联合电网、统一调度,集资办电”的

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方针,改革电力投资体制,明确了一系列有利于集资办电的政策。1988年10月,国务院印发电力工业体制改

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革方案,推动电力工业的公司化改组,成立中国电力联合会,实现了电力工业的行政管理、企业管理和行业自律性管理职能的初步分开。1998年,撤销电力工业部,电力行业企业职能由新成立的国家电力公司承担,电力集团公司改组为国家电力公司的集团公司(中国电业史志编纂委员会,1998)。

电力投资政策放松与体制改革,极大地调动了各方电力投资积极性。1981~2000年,我国电力发电装机从6913万千瓦增加到31932万千瓦,增加了3.6倍,年均增加1300万千瓦;发电量从3093亿千瓦时增加到13556亿千瓦时,增加了,年均增加550亿千瓦时。电网结构与运行稳定性不断改善,电力系统基本上进入了大电网、大电厂、大机组、高电压输电、高度自动控制的时代。

2001年,我国电力工业进入快速增长时期。2001~ 2017年,我国电力装机容量从33849万千瓦增加到177708万千瓦,增加了4.3倍,年均增加将近9000万千瓦;发电量从14808亿千瓦时增加到64951亿千瓦时,增

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加了3.4倍,年均增加3100亿千瓦时,相当于英国或者意大利的年发电量。

电力工业进入加速发展时期的基本推动力是我国工业进入重化工阶段带动电力需求的快速增长。此外,这一时期实施的两次电力体制改革对电力工业快速发展也起到一定推动作用。第一次是2002年以“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”为改革内容的电力体制改革。但这次改革仅仅实现了“厂网分开”就停滞不前。第二次是2015年启动的以“放开两头,管住中间”为主要内容的电力体制改革,目前正在推进之中(冯永晟,2018)。

二、中国能源工业管理体制的演变

中国能源工业七十年发展也伴随着管理体制的变化。能源工业管理体制可能是我国变动最为频繁的体制之一。1949~2017年间,能源工业管理机构的重大变动(相关机构的设立、撤销、拆分或合并)将近20次(金碚,2010))。能源管理机构变动次数远远超过政府换届的次数。从中央层面能源管理机构变化角度,我国能源管理体制自1949年迄今可以划分为四个时期。 比如,由国家拨款改为贷款的政策,全国每度电加收两分钱的办电政策,有利于办电资金回收的还本付息电价政策,以及卖用电权的政策,还有电价随煤价、运价协同等调整等一系列政策。电力工业成立了六大企业集团,即华能集团、华北电力集团、东北电力集团、华东电力集团、华中电力集团和西北电力集团。根据BP世界能源统计的数据,2017年意大利和英国的发电量分别为2954亿千瓦时和3359亿千瓦时。

(一)能源工业部门管理为主阶段(1949~1979年)

1949年10月,中央人民政府政务院成立燃料工业部作为统一的能源工业管理机构,下设煤炭管理总局、电力管理总局、石油管理总局和水利发电建设总局,分别管理煤炭、电力、石油工业。“一五”计划完成后,为加快煤炭、石油和电力行业发展,1955年国务院撤销了燃料工业部,分别成立了煤炭工业部、石油工业部、电力工业部,实行能源行业分业管理,管理权高度集中于中央。

此后,中央政府经历了多次机构膨胀和机构精简的轮回,能源工业管理部门也经历了多次撤销、合并和重新设立的过程。1958年在国务院机构精简改革中,电力工业部与水利部合并为水利电力部。1960年中央再次强调集中统一管理,政府机构再度膨胀。1970年国务院撤并部分机构,煤炭工业部、石油工业部和化学工业部合并为燃料化学工业部。1975年,国务院重新恢复、建立部分部委机构。撤销燃料化学工业部,成立煤炭工业部和石油化学工业部。1978年以后,为适应“文革”后国民经济调整任务,国务院再次增设了部分机构,其中与能源工业管理有关的中央管理机构为:1978年3月撤销石油化学工业部,成立石油工业部和化学工业部; 1979年2月水利电力部分拆为电力工业部和水利部(周凤起、王庆一,2002)。

(二)尝试推动能源综合管理(1980~1998年)

1980~1998年间中国先后两次在中央一级进行能源综合管理体制改革,但遗憾的是没有获得成功。1980年成立了国家能源委员会。委员会主任由传奇的独臂将军余秋里担任,石油部、煤炭部和水利电力部的部长担任副主任。国家能源委员会成立的背景是经过十年“文革”动乱,电、油、煤都很缺乏。中央希望通过加强能源综合管理来加快推动能源工业发展,改善能源供应。但仅仅两年后,也就是1982年,国家能源委员会因为没有起到预期作用被撤销。

尽管能源领域第一次统一管理的试验遭遇失败,但在改革开放后能源短缺的现实压力下,能源管理体制的市场化改革开始萌芽。1985年,国务院提出政企分开,要求政府机构减少直接干预企业经营活动的职能,加强宏观调控职能。这为再次成立综合的能源管理部门提供了新的可能。1988年6月实施的国务院机构改革中,撤销了煤炭工业部、石油工业部、核工业部,成立了能源部,以加强宏观管理和统筹规划。能源部不再直接管理企业,主要职能是制定并实施能源发展战略和执行政策、法令和计划。同时在煤炭行业成立了三家公司,即煤炭统配煤矿总公司,东北内蒙古煤炭工业联合公司,中国地方煤矿联合开发经营公司,油气行业成立了中国石油天然气总公司和中国海洋石油总公司,核能行业成立了中国核工业总公司。撤销水利电力部,电力部分归能源部(周凤起、王庆一,2002)。

然而,由于上述国有能源企业基本属于“行政性总公司”,还承担一定的行业管理职能,没有真正实现政企分离。这些国有能源“总公司”基本都是直属于国务院的“部级公司”,级别上与能源部平级,能源部难以实施有效管理。同时,由于能源项目的审批权仍在国家计委,这在相当程度上削弱了能源部的管理权威。因此,在1993年的政府换届中,能源部被撤销,再次组建了电力工业部和煤炭工业部。至此,1980年以来尝试的能源综合管理体制改革基本失败,能源管理又回到了以煤炭、石油和电力工业分部门管理主导的阶段。这种状况

直到1998年的政府机构改革才逐步变化。

(三)构建专业化监管与综合管理相结合的能源管理体制(1999~2013年)

1998年3月,国务院进行新一轮大规模机构改革。这次改革的目标是建立办事高效、运转协调、行为规范的政府行政管理体系,完善国家公务员制度,建设高素质的专业化行政管理队伍,逐步建立适应社会主义市场经济体制的有中国特色的政府行政管理体制。根据改革方案,能源部门撤销了煤炭工业部和电力工业部,煤炭工业部改组为国家煤炭工业局,归国家经贸委领导。国家经贸委还设立了电力司和国家石油化工总局,承担电力与石油天然气工业的行业管理职能。

2000年,中国在实行政企分开的基础上,按照精简、统一、效能的原则,改革了现行煤矿安全监察体制,设立国家煤矿安全监察局。该局实行垂直领导,与国家煤炭工业局一个机构,两块牌子。国家煤矿安全监察局是国家经济贸易委员会管理的负责煤矿安全监察的行政执法机构,承担由国家经贸委负责的煤矿安全监察职能(张祥福,2003)。

2001年2月日,国家经贸委根据国务院的部署和要求,宣布撤销了9个委管国家局,包括煤炭工业局、石油化学工业局。2003年3月国务院决定撤销国家经济贸易委员会,煤炭、电力、石油工业的管理职能合并到国家发展和改革委员会。同月,国家发改委组建能源局。

2002年2月,国务院印发5号文件,决定在电力工业实行以打破垄断、引入竞争为目标的市场化改革。作为与电力市场化改革配套的一项措施,国家对电力工业管理体制进行了改革,成立了专门的监管机构——国家电力监管委员会(朱成章,2004)。

2005年,针对我国能源需求增长过快,供需矛盾紧张,以及各能源行业发展不协调等问题,中国政府从战略高度加强了对能源工作的宏观调控,成立了由国务院总理任组长,国家发改委、外交部、国防科工委、国资委、商务部、电监会等政府部门领导参加的国家能源领导小组,作为国家能源工作的高层次议事协调机构,对能源战略规划和重大政策等前瞻性、综合性、战略性工作进行指导。同时成立副部级的国家能源领导小组办

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公室作为办事机构。

2008年,第十一届全国人民代表大会审议通过了组建国家能源委员会和国家能源局。国家能源委员会是高层次的议事协调机构,负责研究拟定国家能源发展战略,审议国家能源安全和能源发展中的重大问题。国家能源局主要负责能源行业管理,将国家发展与改革委员会的能源行业管理有关职责及其机构(发改委下属的能源局),与国家能源领导小组办公室的职责、国防科学技术工业委员会的核电管理职责进行整合,划入国家能源局。

(四)能源工业管理体制从“政监分离”转向“政监合一”

在2013年推行“大部制”改革中,电力监管委员会被撤销,其职责并入国家能源局。原来的国家能源局也

因此而重新组建。电力监管委员会作为我国唯一的能源专业监管机构的撤销,标志着我国能源工业管理体制从“政监分离”转向“证监合一”。

在政监合一的格局之下,新组建的国家能源局不仅继承了原国家电监会电力市场监管方面的职能,还增加了国家能源规划、计划、产业政策和重大项目在地方执行情况的监管职能。但是,执行专业监管的内设机构和人员数量减少了。而且,地方电力监管职能在并入国家能源局派出机构后,监管力量和监管能力受到明显影响。因此“,证监合一”能源管理体制下如何更加有效地进行能源监管还需要进一步探索和完善。

三、中国能源工业七十年发展的成绩

我国能源工业经过发展,特别是1978年改革开放后的四十年间,为我国经济快速增长提供能源支撑。从能源是经济和社会发展的基础条件这一视角看,可以从如下三个方面来概括能源工业发展的成绩:一是能源供应保障能力,二是能源技术与装备水平,三是清洁高效利用与节能减排水平。

(一)煤炭与电力工业供应保障能力显著增强

1949年至2017年,中国能源工业从一个能源生产“小国”变成世界第三大能源生产国和第一大能源消费国,煤炭与电力工业供应保障能力显著增强。

我国煤炭工业经过七十年发展,已经成为世界最大的煤炭生产国。2017年,我国煤炭产量为35.2亿吨,占全球煤炭产量的45.6%,我国经济发展所需一次能源的60.4%来自煤炭。煤炭生产从最初的小而散转变为大型现代化煤矿为生产主体,全国煤矿数量从20世纪80年代的8万多家大幅减少到2017年底的7000家以下。其中,年产120万吨及以上的大型现代化煤矿达到1200多处,产量占全国的75%以上。目前,14个大型煤炭基地产量占全国的94.3%。内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、河南、安徽8个亿吨级(省区)原煤产量占全国产量的86.8%。

目前,我国是电力供应保障能力最强的国家之一。2009年我国电网规模超过美国,跃居世界第一。2011年,中国发电装机容量与发电量超过美国,成为世界第一。到2017年底,中国电力总装机和年发电量分别为17.7亿千瓦和6.4万亿千瓦时;电网主网架由220千伏提升至500(750)千伏,实现了全国联网,特高压1000千伏交流、±800千伏直流输电线路相继投运,35千伏及以上输电线路长度达到182.6万千米,变电设备容量66.3亿千伏安。中国电网从覆盖率低、联通性低、电压低的“三低”电网,发展成为世界上能源资源配置能力最为强大、并网新能源装机规模最大、高压输电线路最多的电网;从安全运行水平低的电网,发展成为世界安全运行水平最高的电网之一。

(二)能源工业技术能力与装备水平大幅提升

七十年来,中国能源工业技术装备水平有大幅提高,通过引进、消化、吸收、创新和集成创新,部分技术实

现原始创新,为我国能源工业发展和能源供应提供了技术保障。

我国煤炭工业技术装备整体处于国际先进水平。煤矿综合机械化水平快速提升,大型煤炭企业采煤机械化程度由1978年的32.5%提高到2017年的97.1%。综采放顶煤技术日益成熟,一些关键技术取得突破性进展。比如,电液控制阀关键技术结束了长期依赖进口的局面,首座T B M施工长距离煤矿斜井建成启用,首台全断面矩形快速掘进机投入使用,首台矿用全断面硬岩快速掘进机、首套煤矿大型护盾式快速掘锚装备研制成功,8米大采高采煤机、8.2米超大采高智能输送系统、3~4米煤层千万吨级智能化综采成套装备实现了国产化,一批千万吨级矿井群和智能化开采工作面已经建成,具有国际先进水平和自主知识产权的煤矿综采成套装备开始向俄罗斯、澳大利亚等采煤国家输出(中国煤炭工业协会,2018)。

我国石油天然气工业技术创新从点的突破向系统性开发转变。多年来,我国石油工业不仅实现连续型油气聚集等地质理论的创新,还发展完善了低渗及稠油高效开发、三次采油等世界领先的技术系列,大型成套压裂机组、近钻头端地质导向系统等核心技术装备国产化取得突破。掌握了300 米水深勘探开发成套技术,具备了1500米水深自主勘探开发能力和 3000 米水深工程技术装备及作业能力,建成投运“海洋石油“981”深水半潜式钻井平台。许多技术装备打破了国际垄断,达到或接近世界先进水平(国家发展改革委、国家能源局,2016b)。天然气工业初步掌握了页岩气综合地质评价技术、3500 米以浅钻完井及水平井大型体积压裂技术等,桥塞实现国产化。形成了复杂气藏超深水平井的钻完井、分段压裂技术体系。形成了高煤阶煤层气开发技术体系,初步突破了煤矿采动区瓦斯地面抽采等技术(国家发展改革委、国家能源局, 2016a)。

2017年8月6日,塔里木盆地的顺北油气田“顺北评2H井”完钻井深达8433米,创下亚洲最深井、最深定向井两项纪录,攻克了平均埋藏深度超7000米,超深、超高压、超高温世界钻井难题,标志着中国油气田超深井钻井技术走在了世界前列。

我国电力工业技术装备总体处于国际先进或领先水平。我国电力工业以拥有自主知识产权的大型发电成套装备、特高压输变电成套装备、智能电网用成套装备等为代表的电力装备已经达到国际领先水平;超超临界机组实现自主开发,主要参数达到世界先进水平;百万千瓦空冷发电机组、二次再热技术、大型循环流化床发电技术世界领先,大型整体煤气化联合循环发电( I G C C)、大型褐煤锅炉具备自主开发能力。中国水电在规划、设计、施工、设备制造等方面均处于世界领先地位,80万千瓦、100万千瓦水轮机组制造技术中国独有。中国“华龙一号”三代核电技术研发和应用走在世界前列。中国风电已形成较完整的大容量风电机组设计、制造体系,单机容量5兆瓦风电机组已批量投产、6.7兆瓦机组已投入试运行(范思立,2018)。

(三)能源清洁高效利用与节能减排水平明显改善

能源的清洁高效利用与节能减排水平对实现经济高质量发展和低碳社会至关重要。近年来,我国能源清洁高效利用与节能减排水平明显改善,部分指标达到世界先进或领先水平。

能源清洁高效利用水平的提高,主要体现在:一是原煤入选率大幅提高。我国原煤入选率从1978年的16.7%提高到2017年的70.2%,接近世界先进水平。二是火力发电装机规模结构改善有效降低发电能耗。1978 ~2017年,我国30万千瓦及以上火电机组装机容量占全国火电装机容量的比重,从3.82%提升到2017年的73.69%,总装机百万千瓦以上的发电厂数量,从2座增加到2017年的449座。

我国煤电机组的发电效率、资源利用水平、污染物和二氧化碳排放控制水平,均达到世界先进水平。2017年,每千瓦时火电发电量的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量,分别为0.06克、0.26克、0.25克,处于世界先进水平。燃煤电厂100%实现脱硫后排放,92.3%火电机组实现烟气脱硝,70%的煤电装机容量已经完成超低排放改造(天然气电厂排放标准()齐正平、林卫斌,2018)。

此外,通过大力发展非化石能源装机,推动电力结构清洁低碳化,也是实现能源清洁利用和减排的一条路径。2017年,中国非化石能源装机6.9亿千瓦、发电量1.9万亿千瓦时,约占总装机容量的38.8%、年发电量的30.3%。

四、中国能源工业未来展望

长期以来,“能源供应安全”一直是影响我国能源工业发展最重要的政策变量。进入21世纪,特别是最近十年来,随着应对气候变化日益上升为国际共识,“低碳、清洁、环保”在我国能源政策目标中的地位日益上升,成为影响能源工业当前和未来发展的关键政策目标。这意味着,当前以及未来的相当长一个时期,”能源转型与结构优化“将成为我国能源工业发展最重要的“关键词”。

(一)近期内我国能源清洁低碳转型重点是化石能源品种优化

能源转型的最终目标是要减少能源利用过程中二氧化碳排放量,抑制全球气温变暖的趋势。大力发展无碳或碳中性的可再生能源替代高碳的化石能源,才是根本解决之道。当然,这种替代是一个长期过程。由于化石能源利用中排放的常规污染物(颗粒物、氮氧化物、二氧化硫等)导致的空气污染已经成为我国当前迫切要解决的问题,加上可再生能源短期内难以实现对煤炭的大规模替代,用相对清洁的能源(如天然气)替代排放更高的煤炭,实现化石能源品种结构优化,就成为当前和未来3~5年能源清洁低碳转型的一个可行策略。

化石能源品种结构优化的抓手,目前主要是两个,一是控制煤炭消费总量增长,推动煤炭消费减量;二是在中小燃煤锅炉和民用散煤领域大力推动“煤改气”“煤改电”。这在2013年国务院发布的《大气污染防治行动计划》中(国发[2013]37号)有明确表述。《大气污染防治行动计划》明确提出“制定国家煤炭消费总量中长期控制目标,实行目标责任管理,规定到2017年,实现煤炭占能源消费总量比重降低到65%以下,京津冀、长三角、珠三角等区域力争实现煤炭消费总量负增长”;同时提出“要加快推进集中供热、“煤改气”、“煤改电”工程建设,到2017年,除必要保留的以外,地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的

燃煤锅炉,禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉;其他地区原则上不再新建每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉”。2014年,国务院办公厅发布《2014~2015年节能减排低碳发展行动方案》(国办发[2014]23号)进一步强调了这一政策。2014年国家发改委的《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》则将煤炭减量目标细化到每一个省。

上述政策措施对抑制煤炭消费、促进天然气消费起到了积极的促进作用。如表1所示,2012~2017年期间,我国煤炭消费量从2013年的峰值44.2亿吨下降到2017年的37.1亿吨,四年减少煤炭消费量7.1亿吨,减少幅度为16.1%;天然气消费则快速从1471亿立方米增加到2373亿立方米,五年间增加了61.3%。

总之,未来3~5年,我国煤炭消费减量政策方向不会逆转,天然气替代煤炭的进程虽然由于天然气价格相对较高,可能会出现短期减速的可能,但天然气消费比重进一步上升可期。

(二)能源清洁低碳转型短期策略进一步提高了我国能源对外依存度

在减少二氧化碳排放量这个长期目标约束下,为了解决空气污染这一迫在眉睫的问题,我国能源转型在近期实施了减少煤炭消费,鼓励天然气消费的政策。在可再生能源短期难以大规模替代煤炭的情况下,这种基于化石能源内部品种结构优化的短期策略将持续一段时间。

然而,需要注意的是,能源清洁低碳转型的短期策略进一步提高了我国能源对外依存度,加大了能源安全风险。如图5所示,从1992年开始,我国的一次能源生产量已经不能完全满足一次能源消费。2004年以后一次能源消费量增长加速,加大了与生产量的缺口,2008~2012年产消缺口基本维持在4.3~5.1亿吨标准煤之间。

2013年开始,我国开始实施煤炭减量消费,以及“煤改电”“煤改气”政策后,一次能源生产消费缺口快速

扩大,从2012年的5.1亿吨标准煤扩大到2016年的9亿吨标准煤。

我国煤炭资源和产量完全能够满足消费,因此,能源清洁低碳转型短期策略对能源安全的影响主要表现为天然气的对外依存度大幅度增加。2008年以来,我国天然气产量尽管进入快速增长阶段,但依然远远跟不上天然气消费速度,天然气对外依存度从2008年的1.2%猛增到2017年的37.9%。而我国2013年以来实施的煤炭消费减量,推动天然气替代燃煤中小锅炉和民用散煤的政策,显然对2013年以来天然气对外依存度快速上升有积极的推动作用。并且,这一推动作用仍将持续一段时间。

(三)协调能源安全与能源转型的关键在深化能源体制改革

由于石油和天然气资源在全球分布不均,很少有能源消费大国的石油天然气能够保持长期自给。比如,欧洲对俄罗斯天然气供给的长期依赖,日本对进口油气的依赖,美国历史上也经历过多次油气出口国和进口国角色的转换。因此,能源安全的本质是尽可能降低一国能源的对外依存度,或者尽可能不长期保持对进口能源的高度依赖。

从根本上讲,能源转型与能源安全不仅没有矛盾,能源转型的推进反而有利于能源安全的改善。为了减少二氧化碳排放量抑制全球变暖趋势,现有的以化石能源为主导的能源系统最终要转向以可再生能源为主导的能源系统。为推进能源系统的这一转型,一方面要通过提高能源效率,减少化石能源消费量,另一方面要大力发展可再生能源替代化石能源。随着可再生能源比重在能源结构中大幅度上升,对进口能源的依赖度就会下降,因为可再生能源属于本地化能源。从这个意义上,向可再生能源转型可以降低能源对外依存度,从根本上改善一个国家的能源安全。

2017年,我国水电、光伏发电和风力发电装机规模都居世界第一,包括水电在内的可再生能源发电量占全部发电量的比重为26.4%,可再生能源占一次能源消费的比重为11.4%。虽然比重与欧洲一些国家相比不突出,但因为能源消费量极大,可再生能源发展总体规模较大,因而被世界很多国家寄予厚望,希望中国能够作为推动世界能源转型的领导者。然而,虽然中国向可再生能源转型刚刚处于起步阶段,风力发电、光伏发电这些波动性可再生能源电力

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的份额并不高,但全国很多省区已经出现了“弃光”“弃风”甚至“弃水”的现象,而导致这种现象的根本原因

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不是技术问题、成本问题,而是电力体制问题。目前的电力体制不能很好地约束电网企业的垄断行为,无法要求电网企业落实可再生能源“优先上网,全额收购”的法律义务。另外,在国际上通行的,对促进可再生能源

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电力有积极作用的分布式电力交易,也因为损害电网企业利益而难以落地。

因此,电力体制因素阻碍了我国能源转型的进程和可再生能源发展的速度与规模,从而强化了短期内政府出台加快天然气替代煤炭的政策,虽然天然气因为价格高必须有补贴政策才能真正刺激消费,而这又增加了天然气消费的对外依存度,加大了我国能源安全风险。所以,通过深化能源体制,特别是电力体制改革,一方面,可以消除可再生能源发展的政策障碍,加快可再生能源发展,实现对化石能源的更多替代;另一方面,化石能源结构内部优化,不应该过度依赖天然气对煤炭的依赖。相反,在实施煤炭减量消费的同时,大力推动煤炭清洁高效利用,同样也能起到减少污染物和二氧化碳排放的效果。由此,能源转型就转变为改善我国能源安全的助推器,而非恶化能源安全的加速器。

参考文献

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[2] 周凤起、王庆一主编《:中国能源五十年》,北京:中国电力出版社2002年版。

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[9] 国家发展改革委、国家能源局(2016b):《石油发展“十三五”规划(》公开发布稿),2016年12月

[10] 范思立《:从大到强:中国电力四十年成就辉煌》《,中国经济时报》,2018年10月16日。

[11] 中国煤炭工业协会《:2017年中国煤炭行业发展年度报告》,2018年3月。

[12] 中国煤炭志编纂委员会《:中国煤炭志》,北京:煤炭工业出版社,1997。

7 2017年风力发电和光伏并网发电量占社会用电量比重不到7%。8 事实上,风力发电和光伏发电成本近十年来分别下降了60%和90%以上。目前,分布式光伏发电已经具备在工商业用户侧平价上网(电价零补贴)的条件。业界普遍看法是,2020~2022年,风力发电和光伏发电具备与燃煤发电竞争的能力,实现上网侧平价上网。

9 类似国外的电力采购协议(PPA)。

[13] 中国油气田开发志编纂委员会《:中国油气田开发志(综合卷)》,北京:石油工业出版社2011版。

[14] 中国电业史志编纂委员会《:中国电力工业志》,北京:当代中国出版社1998年版。

[15] 齐正平、林卫斌:《改革开放40年我国电力发展的十大成就》,2018年11月下载于北京师范大学创新发展研究院网站:h t t p : / /

chi­naiid.bnu.edu.cn/jj/55520.html。

数据来源:国家统计局。 图1:中国煤炭产量增长与煤炭工业发展阶段划分(1949~2017年)

数据来源:国家统计局。 图2:中国石油产量增长与石油工业发展阶段划分:1949~2017年

数据来源:国家统计局。 图3:中国天然气产量增长与天然气工业阶段划分(1949~2017年)

图4:中国发电量增长与电力工业发展阶段(:1949~2017年) 数据来源:国家统计局。

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