维护能源资源的长期稳定可持续利用，事关中国经济今后发展的速度、质量乃至安全，是必须确保完成的一项重要战略任务。如何以科学发展观统领中国能源明天的发展?综合业界观点，总体思路可称“稳中求进”，包括两个方面，一是善用现有的能源资源，二是积极开发新能源。加上“能源体制保障”一项，可以说，中国能源安全的路线图牵系于三大“主线”。

传统能源：

全面推进节约和清洁发展

善用现有能源资源，主要指传统的化石能源。推进节约和清洁发展，是其两大关键词。

目前，全球每年160多亿吨标煤的能源消费总量中，90%为煤炭、石油、天然气等化石能源，我国也不例外。据不完全统计，当前我国水电、核电、风电、太阳能等非化石能源占一次能源消费总量比重仅为8.3%左右，化石能源是绝对主力。而从世界范围看，今后相当长时期内，煤炭、石油等化石能源仍将是能源供应的主体。

中国人口众多、资源相对不足，要实现能源资源永续利用和经济社会可持续发展，必须走节约能源的道路。中国始终把节约能源放在优先位置。

2006年和2007年，关于节能方面的专门文件先后发布，即《关于加强节能工作的决定》和《节能减排综合性工作方案》。两个文件全面部署了工业、建筑、交通等重点领域节能工作。“十一五”期间，我国单位国内生产总值能耗下降19.1%。

根据2011年发布的《“十二五”节能减排综合性工作方案》，我国在“十二五”期间将从五大方面继续推动节能：首先是优化产业结构;其次加强工业节能;再次，实施建筑节能和交通节能;此外，倡导全民节能。鼓励引导城乡居民形成绿色消费模式和生活方式，增强全民节约意识。

利用传统石化能源的另一个关键词是清洁发展。根据日前发布的《中国的能源政策(2012)》白皮书，清洁发展主要包括以下几方面：

首先是安全高效开发煤炭。煤炭工业坚持科学布局、集约开发、安全生产、高效利用、保护环境的发展方针。按照控制东部、稳定中部、发展西部的原则，推进陕北、黄陇、神东等14个大型煤炭基地建设。实施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。

其次，清洁高效发展火电。坚持低碳、清洁、高效的原则，大力发展绿色火电。鼓励煤电一体化开发，稳步推进大型煤电基地建设。

再次，加大常规油气资源勘探开发力度，继续实行油气并举的方针，稳定东部、加快西部、发展南方、开拓海域。此外，积极推进非常规油气资源开发利用，加强能源储运设施建设。

新能源和可再生能源：

以科技为推动力

大力发展新能源和可再生能源，是推进能源多元清洁发展、培育战略性新兴产业的重要战略举措，也是保护生态环境、应对气候变化、实现可持续发展的迫切需要。

正因为如此，十二五规划明确提出，到2015年，非化石能源占一次能源消费比重要达到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%;此外，单位国内生产总值能源消耗比2010年降低16%。而到2020年，非化石能源占一次能源消费比重将达到15%左右。

积极发展水电。按发电量计算，中国目前的水电开发程度不到30%，仍有较大的开发潜力。实现2020年非化石能源消费比重达到15%的目标，一半以上需要依靠水电来完成。到2015年，中国水电(3.42,-0.07,-2.01%)装机容量将达到2.9亿千瓦。

安全高效发展核电。目前中国核电发电量仅占总发电量的1.8%，远远低于14%的世界平均水平。到2015年，中国运行核电装机容量将达到4000万千瓦。

有效发展风电。风电是现阶段最具规模化开发和市场化利用条件的非水可再生能源。中国是世界上风电发展最快的国家，“十二五”时期，坚持集中开发与分散发展并举，优化风电开发布局。到2015年，中国风电装机将突破1亿千瓦，其中海上风电装机达到500万千瓦。

积极利用太阳能。“十二五”时期，中国坚持集中开发与分布式利用相结合，推进太阳能多元化利用。到2015年，中国将建成太阳能发电装机容量2100万千瓦以上，太阳能集热面积达到4亿平方米。

开发利用生物质能等其他可再生能源。坚持“统筹兼顾、因地制宜、综合利用、有序发展”的原则，发展生物质能等其他可再生能源。

促进清洁能源分布式利用。坚持“自用为主、富余上网、因地制宜、有序推进”的原则，积极发展分布式能源。根据电监会最新公布的数据，9月份全国清洁能源发电1000亿千瓦时，同比增长43%。其中，水电增长52%，风电增长27%。1至9月，全国共消纳清洁能源电量7157亿千瓦时，同比增长22.5%，占全部上网电量的20%。其中，水电同比增长24.3%，风电同比增长31.8%，核电同比增长10.7%。

大力发展新能源和可再生能源，还需要特别重视能源科技进步的推动作用。《国家能源科技“十二五”规划》，即为此确定了勘探与开采、加工与转化、发电与输配电、新能源等四大重点技术领域，全面部署建设“重大技术研究、重大技术装备、重大示范工程及技术创新平台”四位一体的国家能源科技创新体系。

能源体制改革

为能源安全提供保障

“稳中求进”，善用现有的能源资源，积极开发新能源，还需要完善的能源体制机制保驾护航。深化能源体制改革，需要充分发挥市场机制作用，统筹兼顾，标本兼治，加快推进重点领域和关键环节改革，构建有利于促进能源可持续发展的体制机制。

《中国的能源政策(2012)》白皮书指出，要坚定地推进能源领域改革，加强顶层设计和总体规划，加快构建有利于能源科学发展的体制机制，改善能源发展环境，推进能源生产和利用方式变革，保障国家能源安全。

首先是加快能源法制建设。中国高度重视并继续积极推进能源法律制度建设，目前正在研究论证制定能源法以及石油储备、海洋石油天然气管道保护、核电管理等方面的行政法规，修改完善《煤炭法》、《电力法》等现行法律法规，推进石油天然气、原子能等领域的立法工作。

其次是完善市场体制机制。中国积极推进能源市场化改革，充分发挥市场配置资源的基础性作用。凡是列入国家能源规划的项目，除法律法规明确禁止的以外，均向民间资本开放。鼓励民间资本参与能源资源勘探开发、石油和天然气管网建设、电力建设，鼓励民间资本发展煤炭加工转化和炼油产业，继续支持民间资本全面进入新能源和可再生能源产业。

再次，加强能源行业管理。重视能源发展的战略谋划和宏观调控，综合运用规划、政策、标准等手段实施行业管理。

来自：证券日报 熊欣

10月25日，由国家能源局和中国工程物理研究院共同主办、中国工程物理研究院化工材料研究所承办的国家能源新材料技术研发中心揭牌仪式暨能源材料发展研讨会在四川绵阳举行。

据了解，该中心于2011年9月由国家能源局批准成立，依托中国工程物理研究院建设。该中心将以打造具有国际影响力的能源新材料科技创新平台、成果转化平台、人才集聚平台和合作交流平台为目标，致力于能源新材料前沿关键技术和装备的自主研发，积极开展能源发展战略、光伏材料、储能材料、生物质能材料和核能等相关材料研究，为国家能源结构优化升级和低碳发展战略提供科技支撑。

国家能源局能源节约与科技装备司副司长修炳林在仪式上表示：“材料是工业发展的基础，能源新材料是能源科技进步的前提。中国工程物理研究院瞄准新材料领域加强研发，符合国家新材料科技发展需求和能源发展战略，是非常正确的选择，国家能源局将一如既往地支持该中心的发展建设。”

来自：中国能源报 贾科华

备受关注的《环保法》修改再起波澜。

10月31日，环保部公布了致全国人大法工委的《关于报送对〈环境保护法修正案（草案）〉意见和建议的函》（以下简称《意见和建议》）。

全国人大常委会2012年8月对《环境保护法修正案（草案）》（以下简称《草案》）进行首次审议之后，公开《草案》，并向社会征求意见。根据《意见和建议》，环保部对此高度重视，先后召开省级环保部门、市县级环保部门、企业代表、环保专家、环保组织代表等各类座谈会，并通过环境保护部门户网站和《中国环境报》等平台，组织专题讨论，征求系统内外意见。

“在法律的修订过程中，人大一般会向国务院主管部门、国务院其他相关部门、地方、相关学者和社会公众征求意见。”一位接近全国人大的法律学者对本报表示。

但像环保部这样自己在如此大范围组织各方讨论，并向社会公布其对人大法工委的修法意见的例子，并不多见，这说明环保部对《草案》十分不满。

对此，一位地方环保厅官员对本报透露，在《草案》制定的过程中，环保部曾向全国人大环资委提交过一个版本的草案，但全国人大环资委不但对其意见采纳较少，而且还在一定程度上削弱了环保部的权力。

《环保法》应主要约束政府行为

在《意见和建议》中，环保部向全国人大法工委提了四点意见。

首先，《草案》在科学处理经济发展与环境保护的关系上，缺乏切实有力的措施保障。《意见和建议》称，草案在第4条提出了“使经济建设和社会发展与环境保护相协调”的理念，但这一理念没有得到充分贯彻。

比如，草案删除了现行《环保法》第4条关于“环保规划必须纳入国民经济和社会发展计划”的规定，并在第12条规定“根据国民经济和社会发展规划纲要，编制国家环境保护规划”。

一位参与环保部讨论的环保专家称，表面上《草案》第4条与12条并不冲突，但在环保部看来，二者难以相容，第12条在一定程度上隐含了“使环境保护要与经济建设和社会发展相协调”的意思，与第4条完全相反。

其次，《草案》在合理界定环境保护法与专项法的关系上，基本定位不够清晰。“具体来说，各专项环保法律应当以企业事业单位为其主要调整对象，而《环境保护法》则不宜再以企业事业单位为其主要调整对象。”《意见和建议》指出。

对此，上述环保专家解释，在这里环保部没有或者不便明说的基本意思是，《环保法》作为基本法应该主要约束和规范政府的行为。

第三，在配置环保监管职能上，会对现行体制造成冲击。根据《意见和建议》，目前《草案》对监管体制做了重大改变。如第10条规定环保部门“会同有关部门”制定排放标准、第11条规定环保部“会同有关部门”建立监测制度、第19条规定由“发展改革部门”提出总量控制指标分配意见等修改条款，不仅与现行有效的职责分工和管理体制相违背，而且弱化了环保部门的综合宏观职能，将对环保工作带来不利影响。

再者，《意见和建议》指出，《草案》没有充分吸收各地方各部门的成功经验，比如可持续发展、市场手段、排污许可、战略环评、公众参与、环境权益、公益诉讼等。

建议补充10项制度和措施

在《意见和建议》中，环保部汇总了社会各界和环保系统对《草案》的具体建议，包括需要补充的环境管理制度和措施（10项）、需要完善的环境管理制度和措施及相关规定（14项）、关于法律责任部分的修改建议（10项）。

其中，第一类建议尤其值得关注。

这10项需要补充的制度和措施分别为，保障公众环境权益；跨部门、跨区域的环保协调机制；乡镇政府的环境管理；政策制定过程的环境影响论证；环境质量状况评价指标体系；环境功能区划、生态功能区划；污染物总量控制与环境质量管理；排污许可、排放指标交易；环境保险、绿色信贷、环境税等经济政策；生态补偿机制。

“对照上述建议不难发现，《草案》的内容相当单薄，环保部门在实践中实践的很多管理制度都未涵盖。”前述地方环保厅官员对本报介绍。

如果全部采纳的话，那么涉及到大修大改，《草案》的修订工作就特别浩大，建议全国人大权衡之下选择一些特别重要的制度进行增补，比如保障公众环境权益的环境公益诉讼制度。

《意见和建议》呼吁，全国人大应根据新修订的《民事诉讼法》关于公益诉讼的授权性条款，明确规定有关环保机关和社会组织针对损害环境公共利益的行为，提起环境公益诉讼的资格。

“目前，全国人大已经搜集到关于《草案》的意见已过万条。”全国人大的一位官员对本报介绍，对来自主管部门的意见，会更加慎重，因为如果处理不当，以后法律的执法可能会遇到障碍。

来源：21世纪经济报道

来源：中国能源报 作者：于欢

　　​欧洲市场对俄罗斯的吸引力还在继续弱化。在10月23日举行的俄罗斯能源委员会大会上，总统普京要求业界重新审视俄罗斯的天然气出口战略，提出俄罗斯当前形势下应将眼光转向亚洲市场，特别是中国、韩国和印度，并点名要求俄罗斯天然气工业股份公司(以下简称”俄气“)向委员会上报公司现行的出口政策。

　　
　　目前油气出口收益已占到俄罗斯财政收入的一半，因此该国经济在很大程度上受到天然气巨头俄气运营效率的影响。面对美国页岩气大爆发带来的冲击，俄气的应对迟缓而乏力，同时在欧洲市场萎靡不振时，并未审时度势进入亚洲市场，屡遭业界诟病。普京早前也已多次要求俄气作出战略调整。
　　
　　事实上，自从欧盟对俄气天然气售价发起正式调查以来，普京已开始加快俄天然气出口战略调整。过去几年，普京一直在敦促俄气升级出口战略，提高液化天然气(LNG)的海运能力。“我们的优先考虑是国内需求，在此基础上要拓宽出口渠道，特别是亚洲市场。”普京在23日会议上强调。
　　
　　俄罗斯目前是仅次于美国的全球第二大天然气生产商，此前一直在同中国就天然气出口事宜展开谈判，但因气价、路线等细节难以谈拢而迟迟没有下文。
　　
　　能源委员会是克里姆林宫近期新成立的政府组织，由普京直接领导。会议当天所有俄罗斯能源界的企业领袖及政府官员全部到场，只有俄气高层因参加博瓦年科沃气田的生产启动仪式而缺席。
　　
　　位于北极区域的大型气田博瓦年科沃储气量达4.9万亿立方米，大约能够满足全球1年的天然气需求，是亚马尔半岛上天然气储量最大的一块气田。预计2013年的产气量可达460亿立方米，5年后的年产量可升至1150亿立方米。
　　
　　博瓦年科沃气田生产的大部分天然气都将输往欧洲，但普京强调，这并不意味着俄罗斯的天然气出口将一如既往地倚重欧洲。
　　
　　俄罗斯联邦储蓄银行分析师内斯特洛夫指出，在博瓦年科沃气田的开发过程中，天然气市场出现了巨大变化。欧洲乃至俄罗斯的需求都在大幅下降，且看不到短期内复苏的迹象，很可能“2020年前欧洲市场已不需要博瓦年科沃气田的供应”。
　　
　　事实上，博瓦年科沃气田早在上世纪60年代就已探明，但具体的开发工作却屡遭拖延，主要原因就是市场需求低迷。
　　
　　然而一个让克里姆林宫难以释怀的事实是，即便是在欧洲市场，俄罗斯的统治力也在下降。由于俄气的输欧天然气价格始终处于高位，导致其他气价相对较低的国家，如卡塔尔和挪威，正在不断蚕食俄罗斯在欧洲市场的出口份额。
　　
　　俄罗斯出口欧洲的天然气价格与油价挂钩，希望借此避免远景气价下降的趋势，特别是抵御美国页岩气对价格的剧烈冲击，但这显然对欧洲不利。布鲁塞尔方面也一直在通过各种渠道瓦解由俄气主导的这种定价机制。
　　
　　值得注意的是，欧盟2007年制定的“第三次能源一揽子改革方案”目前在欧洲的执行范围正在逐步扩大。该规划明令禁止天然气和电力生产企业同时控制电网或输气管道系统，这意味着俄气这样的产、输、销一体化巨头将无法在欧洲立足。尽管该规划在执行过程中遭遇了来自俄方的强大阻力，欧洲方面也多次作出妥协，但整体看来，这个问题仍将是俄罗斯天然气出口的一大羁绊，不可能完全向有利于俄罗斯的方向发展。
　　
　　有鉴于此，早前已有多名俄罗斯能源专家提出放宽出口限制，让更多俄企得到出口权，而不是俄气一家独大，从而帮助俄罗斯夺回流失的市场份额。
　　
　　在23日的会议上，普京特别提到了这个问题：“我认为我们必须在行动上保持谨慎，但同时也要更加灵活。”俄媒分析认为，这意味着政府正着手制定新的出口政策，俄气在出口市场上一家独大的局面很有可能随之瓦解。与此同时，普京也抨击了欧盟试图摧毁俄现行出口气价定价机制是“不理智行为”。“(第三次能源一揽子改革方案)绝对不是一个长久之策，今天的油价或许很高，但明天也有可能降下来，届时俄气将独自承担损失，而欧洲的买家却将获利。”
　　
　　有消息说，俄罗斯独立能源公司Novatek当前正准备同潜在的客户签署LNG供销合同，这家公司将欧洲视为核心出口市场，并多次强调有能力与俄气直接竞争。
　　
　　Novatek并非个例，同样的情况也可能发生在俄罗斯国有石油公司(Rosneft)身上。Rosneft总裁谢钦在会后已明确表示，通过与俄气签署“佣金协议”，该公司已开始酝酿承接天然气出口。
　　
　　除了调整出口战略，俄罗斯也在积极发力上游。近些年来，随着俄罗斯传统油气产区——西伯利亚的资源日益衰减，克里姆林宫逐渐将开发北极列为实现油气增产的优先手段。但在这些气候条件恶劣的地区开发油气需要超乎寻常的海量投资。以博瓦年科沃气田为例，尽管俄气并未透露相关开发费用，但据俄罗斯当地媒体报道，这座气田未来几年的开发支出预计将超过100亿美元。

来源：中国经济新闻网

　　一个被认为最富有潜力的能源，在上周正式向所有的资本打开了大门。

　　
　　２０１２年１０月２５日，北京，国土资源部举办第二轮页岩气招标会上，蜂拥而至的企业代表们挤在一间小小的会议室里。主办方严格限制进场人数，会场里只有参与投标的企业代表们。
　　
　　在现场投标的一位人士说，晚到的人都没有座位，不得不站在后排听着，许多人站着举着本子记录信息。
　　
　　打开的大门
　　
　　自降门槛的页岩气，就像一个巨大的集市，吸引各路资本涌入。包括三大国有石油公司、五大国有电力集团、煤炭企业、地方国有能源企业以及大量的民营企业都参与到国土资源部举办的第二轮页岩气公开招标中。
　　
　　页岩气的大门已经向所有的人敞开。
　　
　　２０１２年９月１０日，国土资源部宣布，凡在中国境内注册，注册资本金在人民币３亿元以上，具有石油天然气或气体矿产勘查资质、或与已具有资质的企事业单位建立合作关系的内资企业和中方控股的中外合资企业，均可投标。
　　
　　３亿元的门槛看似不低，但与中国国内单口气井的勘探开采成本相比却并不高。中国经济时报记者获悉，目前国内一口深度在３０００米左右的气井，其勘探开采成本已经接近１亿元。
　　
　　自降门槛的页岩气，就像一个巨大的集市，吸引着各路资本涌入。包括三大国有石油公司、五大国有电力集团、煤炭企业、地方国有能源企业以及大量的民营企业都参与到投标中。
　　
　　最终国土资源部公布的数据显示，缴纳２００万元保证金的投标企业中民营企业占到１／３，如浙江航民股份、新疆广汇集团、北京兆泰置地、武汉凯迪电力、江苏永泰能源等。
　　
　　盖房的、发电的、采煤的、做工程的，不管有没有“一把能干出好瓷器活来的金刚钻”，企业们都在拼命地向页岩气的大门口挤去，生怕错过了这个千载难逢的机会。
　　
　　国土资源部油气资源战略研究中心李玉喜研究员曾对中国经济时报记者说，中国的页岩气开发有点儿过热了。
　　
　　第二轮页岩气招标共推出２０个区块，分布在重庆、贵州、湖北、湖南、江西、浙江、安徽、河南８个省（市），共收到８３家企业投出的１５２套合格的投标文件，一些热点区块投标的企业数量高达１３家，唯一流标的区块是安徽南岭区块。
　　
　　企业与地方的合谋
　　
　　企业们看上了地方的页岩气资源，地方政府看上了企业的投入，双方各取所需、一拍即合。
　　
　　在新一轮的页岩气开发中，五大国有电力集团表现最为踊跃。以他们为代表的油气产业的外行们，在国内首次公开的页岩气招标会上显现出炙热的积极性。
　　
　　１０月２５日的招标会上，五大电力集团集体现身。国电集团投标代表表示，国电投标了４个区块，从整体竞争力看，湖南区块最有希望中标。
　　
　　早在正式的招标会之前，电力企业已经提前布局页岩气。
　　
　　五大电力集团官方网站上的信息显示，华电、国电、华能已经与地方政府签订合作协议，其中华电签约湖南、贵州、江西；华能布局安徽、湖南、云南；国电与湖南地方企业组成联合体；中电投集团早已入主具备页岩气勘探开采能力的吉电股份。
　　
　　中国经济时报记者向五大电力集团求证与各地合作的相关情况，几乎所有记者联系采访的电力企业都不配合，要么委婉拒绝，要么表示对最新的进展情况并不清楚。
　　
　　一位五大电力集团新闻宣传部门的人士告诉记者，目前大部分电力企业与地方政府的合作都只是一个意向，最终是否能够落到实处还是未知数。
　　
　　企业们看上了地方的页岩气资源，地方政府看上了企业的投入，双方各取所需、一拍即合。一些没有任何开发页岩气经验的民营企业也涌入其中，其目的都是为了抢占页岩气的开发先机，从中分得一杯羹。
　　
　　１０月２５日的招标会上，民营房地产企业北京兆泰置地和主营纺织品的浙江航民股份引起了媒体的关注。两家公司不约而同地表示，由于公司的主营业务面临挑战，决定参与页岩气的第二轮投标。
　　
　　依据国土资源部的规定，没有开发经验的企业，只要与具备石油天然气或气体矿产勘查资质的单位合作，就可以参与投标。
　　
　　地方政府的私心
　　
　　一场关于页岩气的“卡位战”正在上演，地方政府试图以更独立的方式从页岩气中分得更多的蛋糕，他们并不愿意受制于外来的企业，不少页岩气资源富集的地方都组建了地方能源公司，进军页岩气产业。
　　
　　地方政府显然并不愿意把筹码全部压在“外来户”身上。
　　
　　据中国经济时报记者不完全统计，第二轮页岩气招标所在的８个省份，不少省份组建了地方的能源企业和勘探队伍。
　　
　　２０１２年５月，河南省地矿局与省煤层气开发利用有限公司签订战略合作框架协议，双方联手进军页岩气资源勘查开发领域；５月，全国首支页岩气专业地质调查队伍在江西挂牌成立；７月，由湖南华菱集团牵头，联合湘煤集团、湖南发展集团共同在长沙组建华晟能源投资发展有限公司，专门从事湖南省页岩气勘查开发工作。
　　
　　一场关于页岩气的“卡位战”正在上演，地方政府正在试图以更独立的方式从页岩气中分一杯羹，他们并不愿意受制于外来企业，不少页岩气资源富集的地方干脆组建地方能源公司，进军页岩气产业。
　　
　　中国页岩气理论储量最大的四川省干脆不出现在第二轮页岩气招标的名单中，地方政府早在２０１０年就组建了地方能源企业——四川能源投资集团，从事页岩气开发。
　　
　　四川省发改委的一位人士告诉中国经济时报记者，四川省的页岩气区块大多属于中国石油和中国石化，省政府虽然对页岩气开发非常重视，希望能够借机打造出一个产业，但地方政府与企业们在页岩气的开发速度上判断并不一致。
　　
　　如果一切顺利，四川省开发页岩气的“十二五”后三年的中长期规划将在今年年底出台，这也将是国内第一个省级的“十二五”页岩气规划。现在这个规划是否能够及时推出依然存在不确定性。
　　
　　中部地区某省发改委的人士向记者分析说，地方政府虽然知道“十二五”期间页岩气很难形成大规模的产业化发展态势，但当地的主政者看到了美国页岩气革命的发展前景，视之为一个战略性新兴产业。
　　
　　页岩气资源相对优越的重庆，市长黄奇帆明确表示，将依托页岩气开发，打造上下游一体化的页岩气产业链，刺激当地经济的增长。
　　
　　着急寻找新经济增长点的地方政府，不约而同地将页岩气视为未来的地方支柱产业，多个地方已经形成一把手主抓，上下齐心配合的开发局面。
　　
　　企业各打不同的算盘
　　
　　除了少数拥有开发经验的油气企业外，大部分新手都是盲目地进入。其中电力企业出于长远的战略考虑，布局页岩气；民营企业们则希望能够借机掌握资源。
　　
　　一位资深的业内人士说，参与第二轮招标的页岩气区块中，除了重庆等地的区块相对优质外，其他省份的优质区块并不多，却依然吸引了大批的企业进入，电力企业的热情尤为高涨。
　　
　　中国社科院可持续发展研究中心特约研究员张安华告诉中国经济时报记者，五大电力集团看上了页岩气的巨大市场空间，他们希望能够通过参与页岩气的开发，弥补一部分缺乏上游资源的劣势，并补足一些清洁能源的发电比例。
　　
　　进军页岩气或许只是电力企业们的一个长远战略布局。
　　
　　张安华说，页岩气在开发初期必然面临成本高、市场不成熟等问题，但从长远看，形成产业化的规模后，页岩气的开发成本会降下来，但是资源的区块却不会一直存在。
　　
　　与其他没有开发经验的企业相比，国有石油企业在页岩气第二轮投标中的目标性很强。其中中国石化投标的区块最少，只有一个目标区块。
　　
　　这种少而精的投标模式，让投标变成了一个技术活，石油企业大多在最后一刻才提交投标书。
　　
　　知情人士说，石油公司的前期投入在同一地块的标书中并不高，甚至某些热点区块中，石油企业报出的投入总额排在末尾三位，但这并不影响企业的竞争力。因为大部分企业对标书进行精心的设计，从技术使用、钻井数量、探井深度、前期勘探的地震面积指标等都有精细化的设计。
　　
　　目前，国内在页岩气勘探开发上实践经验相对较丰富的为中国石油、中国石化和陕西延长石油。陕西延长石油已经有超过７口页岩气井获得井口气流；中国石油与壳牌在四川合作开发页岩气；中国石化方面向本报记者透露，第一口正式投入工业化生产的页岩气井将在今年１１月投产。
　　
　　一家国有石油公司参与投标的人士告诉记者，国有石油公司全部参与到第二轮页岩气的招标中，大多在投标的最后一天才将精心设计的标书提交给国土资源部。
　　
　　该人士说，虽然石油企业的投入额不是最高，但技术比其他竞争者强，因此具有一定的优势。
　　
　　在国土资源部本轮招标中，技术使用情况在评标时占比较大。一些缺乏技术优势的民营企业认为此举并不公平。
　　
　　为了弥补劣势，一些民营企业和地方国有企业采取与国外技术型企业合作的方式投标。北京的房地产公司兆泰置地就透露已经和美国具备页岩气勘探技术的公司接洽。
　　
　　好看不好吃的蛋糕
　　
　　从２０１０年开始，页岩气的概念在中国大热起来，伴随而来的担忧一直没有停止过。人们认为，企业盲目进入将面临较大的成本压力。
　　
　　２０１０年后，页岩气在中国瞬间热了起来。
　　
　　各种关于页岩气的研讨会、论坛几乎每月都在各地密集召开，蜂拥而去的企业们相信，只有提前挤入政策打开的大门，才能比别人更早地看到明天的希望。而地方政府也乐见其成，一场“跑马圈地”运动正在兴起。
　　
　　但是大部分企业并没有充分预计到勘探前的风险。中国国际工程咨询公司咨询委员会专家张抗判断中国页岩气产业化尚需时日。他对中国经济时报记者说，从目前我国页岩气勘探状况、开发政策、开采技术等多种因素考量，２０１５年之前，大规模商业开发还难以实现。
　　
　　中国做出的页岩气储量预测只是在全国范围内钻探了６０多口实验井，而美国的全国页岩气储量数据却是建立在全国几万口井的基础上。因此中国理论上的可采储量是否能够在“十二五”期间实现还有待施工方的落实，这必然是一个漫长的过程。原石油部勘探局副司长查全衡就对中国的页岩气储量持怀疑态度。
　　
　　一些民营企业已经萌生退意。中国经济时报记者调查之前一部分有意参与到第二轮投标中的民营企业，四川民营企业宏华集团明确表示不参与第二轮招标。
　　
　　宏华集团在美国有着一定的页岩气开采实践经验，又与四川省属国企四川能源投资集团关系密切。该企业的负责人直言，中国的地理条件与美国的地理条件差异很大，开采一口页岩气井的成本远高于美国，开发企业还将面临３到５年的前期勘探投入期，因此普通的中小企业根本无力支付前期的勘探开发支出。
　　
　　依据国土资源部的要求，本轮招标出让的探矿权有效期为３年，相关投标企业在中标后，必须每年投入一定的勘探资金，约为每年每平方公里投入１万元以上，钻达目的层的预探井等钻探工程量最低应满足每５００平方公里两口。如果在３年后没有能够落实上述目标，国土资源部将收回区块的勘探开采权。
　　
　　然而，少数企业的临场退缩并非普遍现象，页岩气作为一种独立的矿种，依然吸引了一大批头脑发热的企业展开“卡位战”。
　　
　　截至今年４月底，我国共钻探页岩气气井６３口，其中３０口井获得页岩气气流，也就是说成功率不足５０％。
　　
　　中国国土资源经济研究院研究员张维宸在《国土资源报》上撰文指出，按照目前国内天然气价格，以一口日产量能稳定在１００００立方米的页岩气井计算，一年企业的收入不超过几百万元，投资成本的回收至少需要２０年以上，而一口气井能否稳产２０年很难说，此外还存在政策原因及极高的环保风险。
　　
　　公开信息显示，德国、法国和保加利亚为了防止页岩气开采对水资源的影响，已叫停使用开采页岩气必需的水力压裂技术。而在中国页岩气富集的地区水资源并不丰富，“一方（立方米）水万方（立方米）的气”的开采模式已经超出中国环境的承受力。
　　
　　一位知情人士告诉记者，虽然一些国外的企业号称可以通过重复使用水，减少对地下水的使用量，但实际上这种方式并未被证明就如相关企业宣传的那么环保，还存在一些漏洞。
　　
　　中国的现实选择
　　
　　一场“跑马圈地”运动，正在地方政府和相关企业的合力推动下，快速运转起来。这让中国的现实选择——开发页岩气变得挑战十足，相关的制度设计亟待迅速完善。
　　
　　第二轮页岩气招标设置的史无前例低门槛，折射出中国对能源独立的渴求。
　　
　　１０月２４日，国务院新闻办公室发布的《中国的能源政策》白皮书称，近年来中国能源对外依存度上升较快，特别是石油对外依存度从本世纪初的３２％上升至目前的５７％。
　　
　　页岩气被认为是破解这一依存度困局的武器。
　　
　　以美国为例，２０００年时美国的页岩气产量还为零，而今天其产量已经占到美国天然气市场总量的四分之一。有美国专家估算，到２０３０年，页岩气在美国天然气市场中的总量将达到一半以上，而美国已因此进一步实现了“能源独立”。
　　
　　这对于中国绝对是个好消息，中国希望借机实现能源产业的华丽转身。
　　
　　早在２００５年，国内的石油企业就开始了在页岩气方面的研究，并明确了页岩气确实在国内广泛存在。
　　
　　２００９年，国土资源部正式启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目，以川渝黔鄂地区为主，兼顾中下扬子和北方地区，开展页岩气资源调查，优选页岩气远景区，并在重庆市彭水县实施了我国第一口页岩气资源战略调查井——渝页１井。
　　
　　２０１１年，国土资源部在全国油气资源战略选区项目中，设置了“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目。
　　
　　依据计划，“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目将在２０１３年结束。２０１２年３月“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”正式对外公布，并成为第二轮招标中投标企业的资料之一。
　　
　　依据这一成果，全国页岩气可采资源潜力为２５．０８万亿立方米（不含青藏区）。
　　
　　官方的数据甚至超过了头号页岩气生产国——美国的２４．４万亿立方米。
　　
　　然而，中国想要复制美国的页岩气发展模式并不容易。来自全球最大的油田技术服务公司斯伦贝谢的专家指出，北美非常规气快速发展主要得益于技术突破，水平钻井、水力压裂技术的进步很重要。
　　
　　截至目前，中国在页岩气开采的关键技术上依然存在缺失。“这还不是最主要的”，张抗认为，“技术的发展就是后发优势，后来者可以通过借鉴先行者的经验，用更快的速度，取得更快的增长。”
　　
　　中国页岩气发展缺在了“软环境”的建设上。
　　
　　张抗说，国家需要对经济体制进一步进行改革，以体制改革换“千帆竞发”。“不同公司可以发挥不同的作用：如大公司应该常规、非常规油气开发兼顾；中小石油公司可以多种形式联营、兼营；油服公司则可以考虑在配套体系中‘一招鲜吃遍天下’。”
　　
　　美国非常规油气的发展主要依托其成熟的市场经济环境，企业有充分的自主权去获得勘探开发区块，有公平准入、遍及全国的管网系统，更有活跃的金融市场和便利的融资条件，最终，数千家公司从不同环节以不同方式参与到页岩气开发中，形成了美国的页岩气产业革命。但是在中国，目前这些配套的官网和相应的制度建设依然是一片空白。
　　
　　接近国内石油公司的人士向本报记者透露，与页岩气开发的相关配套措施正在制定中，原计划年内出台，但有关方面认为应当谨慎、细致地制定相关的政策，或将推迟配套政策出台的时间。
　　
　　张安华说，在相关制度没有完善之前，要防止企业盲目地、无序地投资页岩气，避免出现下一个“风电产业”。
　　
　　依据媒体报道，第二轮开标仪式结束后，将转入评标阶段，最终的结果有望在１１月下旬公布。

　　10月31日，数位国内多晶硅企业高管对记者证实，中国多晶硅企业自8月份向中国商务部提交申诉，要求对产自欧盟的多晶硅实行“双反”（反补贴、反倾销）调查，目前已获得重大突破，“立案程序已经启动，对外公告也即将出炉”。

　　“双反”申诉由中国国内最大的四家多晶硅企业共同发起，分别是：江苏中能硅业、江西赛维LDK光伏硅科技、洛阳中硅高科技、重庆大全新能源。2012年1-6月，这四家企业总产量为28484吨，占据国内36230吨总产量的79%。

　　2011年中国自欧盟进口多晶硅14643 吨，中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，平均价格60美元/千克，总价值超过55亿元人民币。

　　此前的9月6日，欧盟委员会对原产于中国的晶体硅光伏产品正式发起反倾销立案调查——2011年中国对欧洲光伏产品出口高达204亿美元，直接从业人口超过50万人，带动间接就业人口超过100万人。

　　“二季度中国还有两三家多晶硅企业可以满产，但现在没有一个企业满产。”光伏市场调研公司Solarbuzz高级分析师廉锐对此形容，美国、韩国、欧盟的多晶硅企业对中国市场的低价策略，加之市场行情平淡，使得国内多晶硅企业目前能够开工的数目已降至个位数。

　　来自欧盟的多晶硅冲击

　　中国有色金属工业协会硅业分会统计，在A股上市的7家多晶硅企业中已有3家停产。从全国来看，目前，在已投产的43家多晶硅企业中，仅剩下7-8家企业尚在开工生产，其余均已关闭生产线，停产率超过80%。

　　2012年初，作为申请人的4家企业尚可维持开工。而到2012年第二季度，2家申请企业中有两家——洛阳中硅和赛维LDK已接近完全停产状态。

　　“遭遇十年所未有之困境。”一位多晶硅企业高管感慨，由于受国外多晶硅倾销冲击，国内多晶硅企业处于停产和半停产状态，由此导致库存增加“资金周转困难”银行信贷收紧、对新项目不贷款，甚至是对停产企业收紧贷款，由此波及行业过千亿投资、影响上万就业工人。

　　2008年，中国自欧盟进口的多晶硅为3932吨，但至2011年上升至14643吨，3年时间增长至3.7倍。

　　前述多晶硅企业高管说，2012年以来欧盟国家的光伏下游企业基本停产，其原料100%输出，加上德国瓦克的新生产线在2011年底前投产，2012年欧盟多晶硅总产量会超过2万吨，“多出的产量只能让中国市场来消化”。

　　海关统计数据显示，仅德国一国，今年前九月出口至中国的多晶硅总量达16046.795吨，超过去年欧盟全年出口总量；从价格上来看，九月德国出口的价格为26.8美元/千克，低于年初35.5美元/千克的价格，已降低22.3%。

　　廉锐强调，德国1月份仅向中国出口1213吨，8月份也刚为1567吨，但至9月迅增至3991吨，增幅超过255%，“可能是受到8月份中国企业提交双反申诉影响，加速向中国市场出口”。

　　记者在四家企业提交中国商务部的申诉书中看到，在2011年7 月-2012年6月的一年调查期内，剔除

　　运输、保险、关税、增值税、仓储等各环节费用影响，原产于欧盟的被调查产品的倾销幅度为 11.47%。

　　根据四家企业提出的诉求，此次涉及低价倾销的欧盟多晶硅企业共有11家，其中：德国5家，意大利4家，法国和西班牙各1家。

　　“不仅仅是低价倾销，包括瓦克等欧洲企业在过去10年中获得多项政府补贴和政策性贷款，使得其在面对中国多晶硅企业时拥有成本方面的竞争力，这也是我们提起反补贴诉讼的缘由。”该高管称，以瓦克为例，其在过去10年中，获得超过4亿欧元的政府补贴，并在2002年、2008年和2009年从欧洲银行获得了3笔政策性贷款，贷款本金总额为8.5亿欧元。

　　提出追溯期

　　随着中国光伏产业的发展，国内市场对太阳能级多晶硅需求量不断攀升，2008年表观消费量为16544吨，2011年为146131吨，四年内增幅高达783%。

　　“国内电池组件企业目前用量料不超过1万吨/月，目前提出申请的国家4家企业完全可以供应，而这四家企业同时也是全球十大多晶硅企业之一。”前述光伏高管说。

　　该高管举例，目前国内厂商提供给市场的价格在17美元/千克，“已经完全随行就市”，目前进口多晶硅总体平均价格在26美元/千克，执行的部分长单价格更高达35-40美元/千克。如果不是（欧盟企业）在现货市场倾销，国内企业完全可以与国外企业竞争，“纵使双反之后，我们也不会提价，仍然与国际价格并轨”。

　　如果此次对欧盟多晶硅企业双反立案得以成行，那么这将成为7月份之后对国外多晶硅行业的又一重要举措。7月20日，商务部决定对进口自美国和韩国的多晶硅进行反倾销调查，对进口自美国的多晶硅进行反补贴调查。

　　记者同时注意到，7、8月份美韩两国对中国多晶硅的进口并没有减少。以美国为例，8月份中国多晶硅进口7124吨，与7月份等同，但美国产品占据比例则从41.2%升至45.5%。

　　“但从9月份的数据来看，9月进口多晶硅8719吨，创历史新高，德国占据近5成的进口比例，说明美韩的比例下降得很厉害。”廉锐指出。

　　前述高管告诉记者，对美韩多晶硅双反调查之后，商务部根据企业提出的情况，观察到7、8月两个月进口激增情后，9月份商务部做出追溯征收裁定，“10月份对美韩企业的影响才开始显现。”

　　“因为9月以来，欧盟多晶硅企业突击向中国出口，所以我们立即要求提交了立案之后的追溯征收申请，以堵住调查期间的空档期，从立案到初裁一般要历时三个月的调查期。”该高管说。

　　有中国多晶硅企业高管认为，多晶硅价格从2008 年最高点300美元/千克，下跌到目前的17美元/千克，中国企业功不可没，“而且以低于10%的国内市场占有率起步，实现2011年50%左右的占有率”，企业要求的是公平竞争。该高管指，商务部通过调查也认可了企业的诉求，“9月份受理对欧盟多晶硅的反倾销申请，10月份受理反补贴申请”。

来源： 21世纪经济报道

在经过一年半的停顿后，中国决定重启核电建设。自日本福岛核泄漏事故以来，中国暂停了核电项目的审批。
10月24日，国务院常务会议讨论并通过了《核电安全规划(2011-2020年)》（下称“核安全规划”）和《核电中长期发展规划(2011-2020年)》（下称“核长期规划”）。

会议明确，“十二五”时期只在沿海安排少数经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目。

除上述的布局要求外，此次国务院常务会议对当前和今后一个时期的核电建设措辞谨慎，并作出三点部署。国务院常务会议称，在建设节奏上要“合理把握”、“稳步推进”，“稳妥恢复正常建设”；在准入门槛上，“新建核电机组必须符合三代安全标准”，“按照全球最高安全要求新建核电项目”。

“这两个规划出台的意义就在于，以后核电的发展规模和速度都会放缓，国家在很短时间内批1000万千瓦或者2000万千瓦的时代已经过去了。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受时代周报采访时如是说。

中投顾问新能源行业研究员沈宏文接受时代周报采访时指出，此次核电项目重启，许多核电相关企业已经摩拳擦掌等待重新进入市场，而整个重启过程始终强调核电站的安全性，这对核电站承建商的技术安全性提出了更高要求。

长期规划中的新变数

11月初的西安，秋风萧瑟，气温已明显下降，陕西某核电设备供应公司的总经理刘辉的心情也像此刻的天气一样，多少有点凉。

这源于两个规划中的规定，“十二五”时期只在沿海安排少数经过充分论证的核电项目厂址，并按照全球最高安全要求新建核电项目。

这让刘辉的心情从期盼跌到谷底，“今后的订单会越来越少，本以为核电重启后会好转，但现在看来短期内是不可能了。”

福岛核事故发生以前，我国核电建设正以世界上绝无仅有的速度突飞猛进，每年上马七八座核电站。2007年正式颁布的《核电中长期发展规划》所确定的目标“2020年核电装机达到4000万千瓦”，到2010年已激增至8600万千瓦，之后核电业界又力挺1亿千瓦。

截止到2011年底，我国核电机组已建15台、在建26台（两者累计装机达4141万千瓦），拟建机组21台（累计装机2272万千瓦），上述运行以及在建核电站都只限于沿海地区。但由于现有核电机组已把沿海地区基本布满，内陆地区出于种种考虑，电项目规划极多，不仅是江西、湖南、湖北、安徽、河南、四川、重庆等地都已纷纷宣布了当地的核电规划。

对于我国发展内陆核电站，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员王亦楠是坚决的反对者，“国外科学界的最新研究报告表明，欧美的诸多内陆核电站经过多年实践后已经遇到冷却水的难题，已经认识到内陆核电是没有前景的方向，我国必须充分关注这一国际最新态势，绝不能重蹈覆辙。”

“福岛事故之前，中国核电一直在高速发展，到底要发展到什么样的规模，以什么样的速度发展，新出台的规划显然比以前的调子降下来了，一个是装机目标和建设速度降下来了，再一个是对安全性的标准也提高了。”王亦楠说。

国内一家核电集团的资深人士也指出，实际上，中国现有的能力一年也就建4-5个反应堆。按照之前核电的建设速度，是在国情、技术条件、人才管理等方面的脱离，“实际上，原来的目标是超出中国国情的。”

王亦楠用“饮鸩止渴”来形容核电如果在不安全的状况下高速发展，“核电并不是中国要解决能源紧张、减排压力的最好选择，中国要依靠核电的话，无异于走入了一个歧途。”

核电在整个世界的发展是几起几落，在前苏联发生核电事故以后，世界核电产业已经陷入了一个衰落。不过从本世纪开始，核电又开始复苏，这次复苏主要是包括中国在内的亚洲国家兴起的，但就是在这次复苏的过程中，日本福岛的核事故再次重重打击人们的自信心。

“实际上，新的核电中长期发展规划在出台以前经过了很长时间的讨论，我国2020年的核电装机目标该如何调整，一直有不同的声音，而争论的核心就是因为福岛核事故而暂停审批的20多座内陆核电站要不要上。”王亦楠说。

“政府部门考虑到民众对内陆核电计划的排斥情绪，以及核电站可能造成的辐射威胁，不安排内陆核电计划在情理之中。”沈宏文说，尽管福岛核事件已经过去一年，该事件就其恶劣影响提醒核电国家，核电站的建设运行必须围绕安全性来展开，“既然核电站最好在靠近水源的地方建立，那么沿海地区发展核电是我国目前唯一的选择。”

数个核电项目或年内开工

在核电重启的背景下，处于漩涡中心的中国核工业集团公司（下称“中核”）此前一直静悄悄，没有对核电重启的话题作出明确回应。

但这并不意味着中核无所事事，种种迹象表明，中核正在摩拳擦掌，为新一轮建设大潮的到来储蓄力量，中核正在各地招兵买马，所招聘地区涉及到上海、广东、浙江、河北、福建等多省市。

10月18日，中核集团三门核电工程1号机组装卸料机组装工作正式启动。装卸料机主要用作燃料在燃料运输系统、反应堆堆芯和堆内燃料存贮搁架之间的运输，是燃料运输系统最主要的设备之一，也是钢制安全壳顶封头就位前需要引入的主要设备之一。

中核甚至抢滩风电项目，10月15日，广西壮族自治区发改委批复同意富川长春风电场项目由中核汇能有限公司承接。这是中核集团在广西开发的首个风电项目，共规划装机容量15万千瓦，其中，一期4.95万千瓦项目已获得国家能源局及广西壮族自治区发改委核准。

10月19日，中核甘肃风电一期第一个49.5MW风电项目33台风机全部吊装完成。该项目是中核集团首个风电项目，由中核甘肃风力发电有限公司负责开发，计划于年底前实现并网发电。

中核集团一位知情人士向时代周报介绍：“现在大家还是摸不清上面政策的最终走向，都在观望，所以不敢向外界做什么表态，但是事情还是需要做，也在继续做。”

该人士称，中国面临着一些发达国家的压力，“欧洲最大的核电国家德国，现在正在准备全面去核，这些都对中国继续进行核电发展的意志造成影响。”

10月30日，中核集团发布消息称，国家能源局局长刘铁男近日在田湾核电站视察时表示，核电发展对于促进国家节能减排和保障能源可持续发展方面具有重要作用，田湾核电站3、4号机组有望成为我国在两个规划批准后首个启动的新建核电项目。

此前，中国核能行业协会网刊工作部主任汪兆富在接受媒体采访时也表示，两个规划获批后，业内专家和该协会一致认为，年内可能开工3-4个（核电）项目，分别是中核集团福建福清核电站4号机组、中广核集团广东阳江核电站4号机组、华能集团山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站项目。

汪兆富分析称，福清核电站4号机组和阳江核电站4号机组都属于二代改进型技术，由于福清4号机组是和3号机组是共用公共设施的，所以4号机组是必须建的，高温气冷堆的先进性和安全性比较可靠，所以年内也能获批（动工）。

“中国的核电项目其实并没有暂停，原来进行的一些工程仍在继续，现在出台了一些新标准，为下一步一些新的核电项目的审批提供一些框架。”中国能源网首席执行官韩晓平告诉时代周报。

核燃料供应缺口大

根据国务院统一部署，2011年3月至12月，环保部会同有关部门组织开展了全国民用核设施综合安全检查，并研究编制了核安全规划。今年5月31日，国务院常务会议审议并原则通过了该规划，同意公布并向社会征求意见。

该规划认定，半个多世纪以来，我国已经形成较为完整的核工业体系，核技术在工业、农业、国防、医疗和科研等领域得到广泛应用，核安全保障体系渐趋完善我国已基本建立了覆盖各类核设施和核活动的核安全法规标准体系。核安全水平不断提高。

该规划也承认，中国核电工业安全形势不容乐观。我国核电多种堆型、多种技术、多类标准并存的局面给安全管理带来一定难度，运行和在建核电厂预防和缓解严重事故的能力仍需进一步提高。

不过，在韩晓平看来，中国的核电安全系数还是很高，在福岛核电站出事后，中国对核安全问题更重视了，“核电还是目前最干净的发电方式，比风电、太阳能都干净。”

核安全规划也对新建核设施提出具体目标，新建核电机组具备较完善的严重事故预防和缓解预防，每堆年发生严重堆芯损害事件的概率低于十万分之一，每堆年发生大量放射性物质释放事件的概率低于百万分之一。

“完善核电站配套技术的安全性，力争达到国家安全标准，将是未来核电市场的竞争主题。”对于核电的安全问题，沈宏文如是说。

10月16日，国家环保部公布了国务院批复的《核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标》。根据此规划，“十二五”期间核安全及污染防治重点项目投资需求约798亿元。

实际上，核电发展不仅存在安全问题，还有核燃料的供应问题。王亦楠认为，目前制约中国核电大发展的主要因素除了安全问题、核废料处理难题外，我国还面临着核燃料的供应问题。

“中国是贫铀国，供需缺口很大，如果中国核电再次发展，铀的供应将是个很大的问题，目前已建和在建的41座核反应堆如果全部投入运行的话，已经让我国核燃料的对外依存达到了85%，已经远远高于石油的对外依存度，如果装机容量再大的话，那就意味着核燃料可能全部都要依赖进口，而铀的进口和国际运输将要比石油困难得多、敏感得多。”王亦楠说。

对于核燃料的供应，沈宏文也表示担忧，“若是要达到2020年4000万千瓦的目标，国内对天然铀的需求量为6000-7200吨。其中，将有绝大部分的天然铀从国外进口，中核已经加快对国内天然铀的开采，并且在提高天然铀的利用率上已见成效，相比国内对天然铀的巨大需求，国内铀的矿藏量还是太少。”

未来核电降速？

对于核电重启，林伯强认为，重启很容易，但是关键要看批多少，如果重启后，只批两台机组，那和不重启也没什么差异，“如果重启后能批20个甚至30个机组，那才算是真正的重启。重启的关键在于以后规模的有多大，会以什么方式来做。”

在林伯强看来，中国不得不选择核电的一个很重要原因，是中国要完成15%清洁能源的承诺，“没有核电，完成这个承诺会比较困难，所以核电是一个很难避免的选择。”

沈宏文则认为，规划对市场起到了一定的推动作用，核电市场在我国核电项目停止审批这一年遭遇冷藏，这次重启再次激起了行业的活力，“发展核电的优势明显，不像风电、水电会受时间限制，核电站的供电时段更加灵活，并且回收成本的效率更高。”

一名要求匿名的核电设备供应商，对于规划出台后的市场，同样持乐观的态度，“核电建设是一个很慢的过程，规划出台要变成订单的话，还需要一两年的时间，所以现在没有订单是很正常的事情。”

按照新的规划，中国将要求新的核电站采用“第三代”技术建造，这指的是由日本东芝旗下西屋和法国阿海珐开创的最新技术。

中国是当今世界上最活跃的核电站建设者，占目前在建反应堆的40%以上，因此中国转向第三代技术对于推动采用此类新技术具有重大意义。

上述设备供应商由此认为，以后建设核电站的门槛会提高，目前核反应堆的堆型都是按照2代或者2代半的技术建的。现在如果要建设，必须上第三代核电技术，“这就意味着目前二代的或者二代半的技术都不能用，所以在财力和人力上都要大幅度地投入，如果想占的市场份额多一些，那就得多投入一些。”

不过，目前很多公司确实不愿意投钱，一是没钱投，二是怕投的钱全都白投，“如果国内的公司无法生产三代的东西，那就只能依靠进口了。”该设备供应商称。

王亦楠称，核电原来的发展速度很快，目标很高，现在速度放慢，目标调低，市场份额势必就会减少，中国的核电在降温，原来的发展是过热过快，“大家都在抢建，忽视了核电中安全、技术等风险，现在核电发展回归理性谨慎，这是好事情。”

王亦楠说，在近几年核电装机“井喷”式增长下，很多核电设备都供不应求，但实际上这都是不健康的现象，现在把技术标准提高了，那就是说，肯定会对相当多厂商的设备、生产线等造成一定的冲击，当然这也同时会推动整个行业的技术进步和升级。

国金证券新能源行业研究员邢志刚则表示，“两个规划对于市场的影响是看空的”。他认为，未来核电行业会走入没落，“对于核电来说，订单比较关键”。

在核电规划的白皮书里，2015年要达到装机4000万千瓦，现在已经在运行的有1300万千瓦，在建是3100万千瓦，还有规划中的3300万千瓦，全部数字加起来已经超过了7000万千瓦。而根据已知信息，在这7000万千瓦中已经招标的机组是5500-6000万千瓦，所以未来招标就很少，“这样一来，整个核电行业的订单会大幅度下降，毕竟核电是个长周期产品。”

邢志刚分析，按照规划未来五年不会审批多少核电项目，这也意味着订单没有多少了，“其实目前这些企业都处于一个消耗订单的过程，从2012年的规划来看，现在每年交付使用的大概在1200万千瓦，如果规划不变，2015年以后，平均每年新增的机组会降到300万千瓦，这会形成很大的断层，也就是说整个市场容量会大幅度下滑，很多企业在未来根本就会有订单。”

“很多能源工程都是先上车再买票，现在看来，未来三年都买不到票了。”王亦楠这样形容核电行业未来的发展状况。

来源：时代周报 

中国证券报 

　　运销协会摸底煤炭资源筹谋运力安排

　　据行业协会人士介绍，煤价并轨方案已经基本确定，待国务院最后批准。方案实施后，重点电煤合同将被完全市场化的长期合同取代。除此之外，有关部门同时在酝酿电价和铁路运力方面的配套措施。煤炭运销协会近期已经启动2013年煤炭资源调查，为明年运力安排做准备。

　　运力将向长期合同倾斜

　　近期煤炭价格虽有所回升，但总体幅度不大，仍是动力煤市场价和重点合同价“并轨”的好时机。“重点合同取消后运力怎么分配还没有最后确定，以前运力都是向重点合同倾斜。如果长期合同取代重点合同，运力分配可能也会向长期合同倾斜。”业内人士对中国证券报记者表示。

　　近期，煤炭运销协会向各煤炭生产企业下发通知称，今年以来，受国内宏观经济增长趋缓的影响，煤炭供需形势发生了较大变化，为做好2013年煤炭产运需衔接准备工作，经研究，决定开展2013年煤炭资源调查工作。据了解，调查内容包括2012年煤炭产量、销售量预计完成情况；2012年煤炭铁路运量预计完成情况；2013年煤炭产量、销售量安排；2013年矿井核定能力；2013年煤炭铁路运量需求；以及2013年煤炭分行业供应情况。

　　通知要求各省(区)煤炭行业管理部门组织所属煤炭企业落实调查工作，如实填报各项数据，并以省(区)为单位统一汇总；各煤炭生产企业需要充分考虑到煤炭市场发生的变化，对调查内容进行科学预计，并对做好2013年煤炭产运需衔接工作提出意见和建议。其中，2013年煤炭产量、销售量、运量变化较大的单位要提供文字说明材料；对省外煤矿的产运销数据要单独填报。

　　据了解，每年煤炭产运需衔接会前夕，煤炭运销协会都会进行类似调研，以确定第二年的煤炭运力分配框架。今年来看，由于重点合同取消，煤炭运力分配框架可能会对煤电企业长期合同的签订产生影响。

　　中电联在《2012年前三季度全国电力供需形势及全年分析预测报告》提出，所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。

　　电企要求煤电联动

　　“煤价并轨我们没有意见，只要能够解决电价联动的问题，不至于在煤价上涨后又让电厂承担所有的成本。”一位电力企业的人士表示。

　　电力企业的担忧不无道理。过去的重点电煤合同价格尚在国家发改委干预之下，每年的衔接会总免不了需要发改委出面协调，并适时上调电价来弥补电力企业因煤价上涨带来的损失。但并轨后的新方案将使得煤价彻底市场化，近期煤炭价格已经有所回暖，若方案实施，电力企业过去的重点合同价格在明年很可能上涨。

　　中电联表示，应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨，完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动。

上海证券报 

　　发改委酝酿电煤价格彻底市场化办法 电企主张电价同步联动

　　一年一度的煤电谈判又到关键时点。国家发改委正在酝酿电煤价格彻底市场化的办法。电煤价格市场化之后，电价政策如何衔接？中国电力企业联合会(中电联)昨天在一份电力经济运行分析报告上透露了电力行业的意见。业内人士称，这份意见实际上就是电企的电改主张。

　　中电联在昨天发布的《2012年前三季度全国电力供需形势及全年分析预测报告》提出，电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容。应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨：一是完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动；二是所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。

　　电企的态度与主张

　　中电联一位人士说，上述内容实际上是电企对当前电煤价格并轨改革的态度和主张，即电价也应市场化，这样才能彻底解决“市场煤”与“计划电”的长期矛盾。

　　电煤是煤炭最主要的一个品种，占煤炭总量的八成左右。2012年，重点合同电煤的量已经从最初的占电煤总量的七成以上降至30%左右。随着今年电煤价格下降，秦皇岛市场煤价格与重点合同煤价之间逐渐接轨，电煤彻底市场化的机会也来临了。

　　按往年规矩，2013年煤电谈判将在12月开启。新政策一般会提前发布。记者独家获悉，国家发改委正在酝酿《煤炭中长期合同管理办法》(本报9月份《电煤价格并轨方案征求意见 重点合同将成历史》一文中曾有报道)，《办法》取消了电煤重点合同，代之以中长期合同，而中长期合同煤价由煤电供需双方协商确定，国家不设置基础价格，这意味着电煤真正彻底实现市场化。一位业内人士透露，电煤彻底市场化今年应该就会体现。

　　实际上，电煤价格改革应有一整套方案，即除了煤炭价格定价机制外，还有下游电价定价机制及铁路运输的配套措施。中电联上述主张即是电企对应此次改革的主张，核心为：电价同步联动；电煤全部纳入铁路运输重点计划并配置给发电集团。若最终方案如电企所愿，则电力定价也将完全市场化。

　　其实在2005年底，我国就制定了一个煤电联动的电价政策。不过由于电价与CPI关联度较大，当CPI涨幅很高时，提电价往往有巨大压力。中电联人士称，这几年火电严重亏损，投资意愿降低，与电价不能相应上涨有直接关系。因而，此次电企特别明确：清晰明确煤电联动的触发启动点；取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素。

　　要求一次性“算旧账”

　　面对这次较大的制度性变革，电企还要求一次性“算旧账”。他们提出，推进电煤价格并轨还要解决如下几个具体问题：一是妥善解决好并轨过程中发电企业增加发电成本的补偿问题。二是通过财政注入资本金解决发电企业的历史欠账问题，降低企业资产负债率，提高企业可持续发展能力。三是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费。四是解决好局部地区性问题。如，“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高，且煤热价格目前已倒挂，电煤价格并轨后将进一步增加企业的经营压力。

　　补偿上述“旧账”对于亏损严重、负债率较高的电力行业相当重要。统计显示，今年前三季度五大发电集团火电业务仍然累计亏损，亏损面接近50%。若能如愿以偿，改革后火电企业可以轻装上阵。

　　不过，这需要相当大的一笔钱。

　　据悉，中电联已就上述意见以书面形式反映至国家发改委。

　　煤电定价完全市场化后，不同煤电企业受影响程度不同。如果重点合同量多，且价格远低于市场价的火电企业，将受到最大的冲击。相反，重点合同煤价格低于市场价的煤炭企业，则是受益者。