林伯强：能源革命将变革行业模式
发布日期：2015-09-16 来源：上证报 浏览次数：612
低能源价格有益于中国能源改革。能源改革有两个基本前提条件：一是能源供需必须宽松。事实上很难在能源短缺的时候进行改革，因为这个时候，满足能源需求是首要任务，效率是其次；二是能源价格必须是稳定的或者是下行。因为能源价格改革的最大阻碍在于改革后价格可能上涨，从而影响经济增长。
更加市场化的“争电量”，可能是今后几年电力行业发展模式。更重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼中长期发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。
石油企业应改变以往重扩张模式，走更有质量有效益的发展路径，以改革创新为动力，更加突出市场导向和降本增效。油价今后的走势可能会改变。低油价会刺激石油需求，降低石油产量，从而达到新的石油供需平衡和供需格局。
过去几十年，中国能源行业为了支持经济快速增长，满足能源需求是其首要发展目标。能源行业的主要矛盾是供给能力不足，因此能源行业重在规模扩张。随着经济增长放缓，能源供需已经由不足转为相对过剩，提高效率逐渐成为能源发展的发展目标。中国一次能源需求从2011年的7.1%大幅度降低到2014年的2.2%，2015年上半年进一步下降到0.7%。2011年以前能源需求的大幅度增长使得产能快速扩张，导致了目前产能大幅度过剩。
能源供需大环境的改变，使得能源市场更加动荡，传统的能源企业需要重新寻找发展模式。为此需要通过能源市场化改革，促使能源产业链的有效竞争，从而提高能源效率。供大于求背景下的能源改革，将使能源行业的发展模式产生巨大的变化。
电力改革对发电企业非常有吸引力
2014年全国电力需求下降，仅增长了3.8%，今年上半年全社会用电量同比也仅增长1.3%。相对应的发电设备平均利用小时大幅度下滑，其中火电发电利用小时降幅最大，今年1-6月火电发电利用小时为2158小时。近日国家能源局公布7月份全社会用电量同比降了1.3%，如果电力需求没有尽快回升，简单计算可得今年火电发电利用小时应该不会超过4300小时。我国火电系统先进高效，发电利用小时比较正常应该是5300小时以上，从这个意义上说，应该有20%的过剩。
另一方面，由于2012年以前电力增长速度一直比较快，2013年全社会用电量还增长了7.5%，和GDP大致是一比一的关系，相对应电力需求预测就很高，所以当时电源规划也做得比较高。因此，目前虽然电力过剩，火电装机量还在大幅度增长，在建的火电项目也还比较多，今年1-6月火电投入运营2343万千瓦，据说火电在建规模还有7686万千瓦。即使火电产能已经明显过剩，今明年还会有比较多的火电项目建成，形成产能。
对于火电装机而言，雪上加霜的是还将受到清洁能源的挤压。为了满足政府到2020年清洁能源占能源消费总量的15%的目标，近几年清洁能源的发展脚步不会停下来。风电、太阳能、水电、核电的装机量还会比较大幅度增长。由于政府将采用清洁能源优先发电和优先购电权，火电的发电量将受到挤压。由于火电提供的电量占据我国总用电量的75%以上，目前火电利用小时数的确说明电力已经有比较多的过剩，除非对今后的电力需求非常乐观，发电企业不可能再像以前那样追求火电项目，相应的项目投资会减缓，火电“圈地盘”的兴趣将大打折扣。
近两年发电企业业绩很好，主要原因是煤炭价格持续下降，而且下降的速度超过电量下行的幅度。从2012年5月份开始，环渤海动力煤价格指数5500大卡综合平均价格从每吨787元持续下降至2015年7月的每吨417元，给火电装机为主的发电企业提供了很好的盈利空间。目前煤价疲弱依然，似乎没有走高迹象；如果电量没有进一步下降，而且上网电价没有很快下调，发电企业下半年盈利应该不用担心。
但是，煤炭行业也有成本底线，煤价进一步大幅度下跌的空间应该不大了。而且按照煤炭联动机制的要求，电价可能需要相应下调。此外，政府可能也会考虑降低电价来支持实体经济。所以，如果用电量不很快大幅回升，电力行业明后年盈利增长将减缓。因此，电力需求低迷可能成为今后发电企业经营业绩的重要约束。如果短期内社会用电量增速无法显著提升，单个发电企业的发电量多寡将决定其盈利空间，“争电量”对于发电企业显得日益重要。
发电企业如何“争电量”？在过去计划调度的背景下，电量基本上采取平均计划调度，因此，“争电量”现实中难以进行。最近的电力体制改革方案（9号文）提出放开计划调度电量和放开售电侧，允许发电企业参与售电。有报道说国家发改委有望于近期发布电改五个配套文件，其中就包括《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》两个文件。放开发用电计划为发电企业“争电量”提供了可行性，而售电侧放开则为发电企业提供了自己卖电的可能性。
因此，对于目前的发电企业而言，电力改革最大的利好是放开售电侧和计划电量管制，而且这个蛋糕不小。目前在深圳市试点实施新电价机制，2015年至2017年深圳市电网输配电价比2014年每千瓦时下降1分多钱。粗略计算，2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便每千瓦时有1分钱的空间，就意味着超过500亿元的市场。在目前电力增长缓慢、电力产能过剩的背景下，因此电力改革对发电企业非常有吸引力。所以，激烈竞争将不可避免，低成本发电和更强的销售将获得竞争优势。发电企业将出现分化，环保高效的机组将得到更大的电量空间，发电企业的核心竞争力塑造也将带来挑战和风险，需要其改变之前“靠政府”的习惯，改为“跑客户”和“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争力来获得发展空间。
煤炭行业发展“以时间换空间”
煤炭市场近几年来供大于求，价格持续下降，今年继续恶化，上半年全国规模以上煤炭企业利润只有2012年同期的10.5%，据说企业亏损面已经达到70%以上，剩下的在亏损边缘。
传统的“迎峰度夏”用电高峰也没有使煤炭需求好些，也没有使煤炭价格企稳向好。国内煤炭约50%集中用于发电，生产性用电接近整体用电的80%，其他非生产性用电约占20%（其中居民用电占比大约13%），由于工业尤其是重工业需求不足，电力需求就趋弱。
那么，煤炭企业如何应对目前需求低迷、量价齐跌的局面？煤炭消费峰值已经非常接近，所以解决的根本之路在于减少产能以平衡供需，主要通过主动平衡和被动平衡，被动平衡由政府主导，主要指政府从生产安全和环境保护出发，关停落后产能；主动平衡则主要指企业自我限产。煤炭企业有短期应对和中长期应对的措施。中长期的选择比较多，包括寻找新的增长点、转型、煤炭清洁化、煤炭走出去等等，但这些措施的实施都需要时间，属于今后企业的发展方向，难以解决目前企业面临的短期困境。所以，对煤炭企业来说，寻求短期措施更加迫切，不幸的是短期应对的选择其实并不多，比较通俗地说就是“熬时间“，套句时髦话是”以时间换空间”，具体办法无非是“限产和降成本”。事实上，“限产和降成本”都是企业面临短期困难时最基本的市场化应对，现在应该是煤炭行业最困难的时候，这个时候煤炭企业需要用正面积极的态度来面对困境。
主动的限产不容易。由于煤炭产业集中度较低，煤矿停工和复工相对灵活，让所有的煤炭企业都遵约限产基本上不可能，因此集体限产的效果很差。煤炭企业盈利主要包括三个要素：成本、价格和销售量。目前价格不断走低，煤炭企业越亏损，就需要增加产量，所以不但要继续生产，甚至可能超产能生产，导致价格更低。对于煤炭而言，这是个“恶循环”，现实中更可能出现的是“限产”下的恶性竞争。
因此，降成本应该更为可行。但是降成本也不容易，企业在行业低迷时通常采用降低成本（无非是减少投资和裁员减薪）来熬日子，煤炭企业也不会例外。国际上的很多公司面对行业低迷，第一个措施就是裁员，但我国中大型煤矿基本上是国企，降成本的主要困难是不能裁员。因此，“熬时间”意味着企业管理者和职工需要同甘共苦，能够理解处于非常境地，必须以非常规的形式来压缩成本，才是正确的态度。
被动的限产也不容易。虽然通过行政手段限产一般短期有效，但是，政府鼓励煤矿关停和限产似乎也没有对煤炭产能过剩产生很大影响。去年年底国家为治理雾霾，要求到2017年底，仅京津冀鲁的煤炭消费量需要在2012年基础上减少8300万吨；最近政府还出台《关于对违法违规建设生产煤矿实施联合惩戒的通知》；近日国家安全生产监督管理总局重申关停煤矿目标，到今年年底前将煤矿总数控制在1万座以下。这个对煤炭企业和地方政府来说都不容易。对企业来说，停产可能意味着破产，资金链一旦断裂将会破产，而地方政府将面临社会问题。尤其是煤炭行业以国有企业为主，承担着相应的社会职能（如就业和社会福利），真正退出产能其实相当困难。
所以，短期煤炭市场不容乐观。下半年冬季的用煤高峰或许会给煤炭行业带来需求增量，但是这种季节性需求增加，不足以抵消经济运行对煤炭需求的影响，所以还是期望下半年在政府财政和货币政策的刺激下，稳增长措施逐步到位，使煤炭需求有所好转，包括工业尤其是重工业能够走出比较好的态势，提供比较好的煤炭和电力需求，煤炭基本面改善才有希望。煤炭行业产能过剩和供大于求需要相当长的一段时间才能得到真正改善，因此煤炭企业的困境仍将持续。短期煤炭企业的关键在于在非常时期，采取非常规的降低成本手段，熬过这段最困难的时间。显然，时间不会解决煤炭行业的所有问题，但是中国煤炭行业毕竟己锁定了巨大的消费量，时间可以解决煤炭的供需平衡和价格稳定。
低国际油价迫使石油企业
采取不同的发展方式
由于伊朗的石油出口解禁使得原本回稳的国际石油价格近日重新下跌，全球石油市场供大于求的预期更加强烈，石油市场更加动荡。由于国内油价与国际油价联动，中国石油（8.81，-0.03，-0.34%）企业会更多地受到国际市场的影响。因此，石油企业将面对复杂严峻的内外部形势，油价下行压力很大。另一方面，国内油气市场需求低迷，2014年上半年石油需求仅增加了3.2%，而一直是两位数增长的天然气消费增幅则大幅度下降为1.4%。整体油气行业供过于求。与石油价格联动，近期天然气价格可能下调，石油公司经营已经更加注重质量效益和降本增效。
低油价将阻碍非常规油气发展。如果油价持续维持在目前的每桶40美元，中国天然气价格由于与油价联动，也会相应大幅度走低，因此，非常规油气的经济性将成为投资的主要障碍，中国的页岩气技术进步也将由此受到阻碍。每桶40多美元的低油价已远远超出大多数美国页岩油公司的承受能力，中国页岩气就更不具备经济开采价值。因此，除非对今后油价上涨有把握，中国页岩气投资和发展进程将放缓。
低油价还将影响全球能源供需格局和地缘政治，从而使得中国油气行业面临更加不确定的发展环境。如果油价长时间维持在40美元左右，美国的页岩油公司将开始破产，页岩油产量将不可避免减少。而另一方面，低油价会刺激美国石油消费，因此美国或将更加依赖石油进口，其石油对外依存度会相应提高，从而减缓其能源独立进程。俄罗斯与中国的能源合作会更密切，在石油供大于求的大环境下，俄罗斯会前所未有地更加需要中国市场，可以预见今后越来越多的中俄油气合作项目。欧佩克国家将面临更严峻的社会经济问题，财政支出困难将使社会稳定受到挑战，地缘政治或再一次成为推高油价的重要因素。石油企业需要分析和利用国际石油市场形势变化。
总的来说，低油价有益于中国经济发展，但的确会大幅度降低油企的盈利能力。较低的油价可以降低整体的工业成本，从而有益于中国经济增长。中国石油进口依存度60%左右，低油价每年可以节省数千亿美元，低油价还可以提供比较低成本的石油战略储备，有益于石油“走出去”战略，使得国际能源合作更加顺畅。由于中国成品油价格与国际油价挂钩，意味着国内生产的原油只能按国际油价卖，因此低油价虽然减少油企的盈利，却有益于国内石油下游产业，因为中国生产的原油基本上都在国内消费，所以从国家整体经济而言，肥水并没有流入外人田。
能源现状将阻碍新能源发展
直观地看，低能源价格对风电太阳能的发展应该影响不大。事实上，非化石能源（包括风电太阳能）2015年上半年增长了16%。因为中国目前采取风电太阳能标杆电价，这是政府根据新能源的成本来确定的，不会因为传统能源价格的高低而调整标杆电价。另一方面，为了满足到2020年清洁能源占能源消费总量15%的目标，考虑到水电核电施工周期较长，增长受禀赋限制，风电太阳能的发展潜力还很大，可以预见近几年政府还将继续推进清洁能源的发展。但是，目前风电太阳能的发展的确会受到传统能源供大于求的影响，更多的挑战来自于中国比较低的电量增长和火电过剩。
目前中国煤炭发电利用小时数很低，估计火电可能有近20%的过剩。与风电太阳能发电相比，煤炭发电除了稳定，还有益于减少煤炭行业大面积亏损，所以现实中很难舍弃已经过剩的火电，而去大规模并网风电太阳能。简单说，中国今后可以减少、甚至不再建火电，但是已经建成的火电，利用小时数过低会造成巨大浪费。因此，无论政策如何支持，风电太阳能的问题是必须直面能源供需过剩以及来自火电的竞争，而不是低能源价格的影响。新能源企业需要重视这个问题，减缓装机增长速度，并做好设备利用小时下降的准备。风电太阳能短期扩张应该尽可能投资分布式，避免与火电竞争。
能源发展需要改革
低能源价格有益于中国能源改革。能源改革（尤其是其中更为敏感的能源价格改革）有两个基本前提条件：一是能源供需必须宽松。事实上很难在能源短缺的时候进行改革，因为这个时候，满足能源需求是首要任务，效率是其次，而改革是为了提高效率，满足需求可以没有改革；二是能源价格必须是稳定的或者是下行。因为能源价格改革的最大阻碍在于改革后价格可能上涨，从而影响经济增长和社会稳定。而在低能源价格的背景下进行改革，不会导致价格上涨，无非只是改变以前错误的定价方式，采取正确的定价方式。如果改革之后价格不变，甚至降价，必然受到欢迎，因为，相对而言，消费者关心的是改革是否导致价格上涨，而不是政府以何种方式定价。在能源价格低时进行改革，可以使改革对经济增长和社会稳定的影响最小化。另一方面，目前政府采取积极的财政政策和宽松的货币政策，加快基础设施建设投资，促进工业特别是重工业的复苏，从而增加电力和煤炭需求，市场预期能源需求在明年初开始好转。
煤炭企业面对市场变化的确需要调整心态，应树立更长远的经营思路、制定更为长期的发展战略。由于扩展的空间受限，煤炭行业必然更加规模化和规范化，没有实力和缺乏长期规划的煤炭企业将难以生存。煤炭企业需要积极寻求变革转型，通过自身努力提高生产和管理水平，或者通过联合提高管理水平。
更加市场化的“争电量”，可能是今后几年电力行业发展模式。更重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼中长期发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。根据最近可再生能源发电的建设和投资数据，可以明显看出发电企业的确在转变发展方向，清洁能源和智能电力（互联网）是有效的发展契机。
石油企业也将改变以往重扩张模式，采取更有质量有效益的发展模式，以改革创新为动力，更加突出市场导向和降本增效。油价今后的走势可能会改变。低油价会刺激石油需求，降低石油产量，从而达到新的石油供需平衡和供需格局，中国油企需要考虑其在新供需格局中的地位和作用。另外，低油价也会对欧佩克国家社会稳定产生影响，如果有某个欧佩克国家需要大幅度削减财政开支而导致社会动荡，就会引爆地缘政治危机。地缘政治危机对油价的影响从来都是立竿见影，因此需要更加关注。
更加市场化的“争电量”，可能是今后几年电力行业发展模式。更重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼中长期发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。
石油企业应改变以往重扩张模式，走更有质量有效益的发展路径，以改革创新为动力，更加突出市场导向和降本增效。油价今后的走势可能会改变。低油价会刺激石油需求，降低石油产量，从而达到新的石油供需平衡和供需格局。
过去几十年，中国能源行业为了支持经济快速增长，满足能源需求是其首要发展目标。能源行业的主要矛盾是供给能力不足，因此能源行业重在规模扩张。随着经济增长放缓，能源供需已经由不足转为相对过剩，提高效率逐渐成为能源发展的发展目标。中国一次能源需求从2011年的7.1%大幅度降低到2014年的2.2%，2015年上半年进一步下降到0.7%。2011年以前能源需求的大幅度增长使得产能快速扩张，导致了目前产能大幅度过剩。
能源供需大环境的改变，使得能源市场更加动荡，传统的能源企业需要重新寻找发展模式。为此需要通过能源市场化改革，促使能源产业链的有效竞争，从而提高能源效率。供大于求背景下的能源改革，将使能源行业的发展模式产生巨大的变化。
电力改革对发电企业非常有吸引力
2014年全国电力需求下降，仅增长了3.8%，今年上半年全社会用电量同比也仅增长1.3%。相对应的发电设备平均利用小时大幅度下滑，其中火电发电利用小时降幅最大，今年1-6月火电发电利用小时为2158小时。近日国家能源局公布7月份全社会用电量同比降了1.3%，如果电力需求没有尽快回升，简单计算可得今年火电发电利用小时应该不会超过4300小时。我国火电系统先进高效，发电利用小时比较正常应该是5300小时以上，从这个意义上说，应该有20%的过剩。
另一方面，由于2012年以前电力增长速度一直比较快，2013年全社会用电量还增长了7.5%，和GDP大致是一比一的关系，相对应电力需求预测就很高，所以当时电源规划也做得比较高。因此，目前虽然电力过剩，火电装机量还在大幅度增长，在建的火电项目也还比较多，今年1-6月火电投入运营2343万千瓦，据说火电在建规模还有7686万千瓦。即使火电产能已经明显过剩，今明年还会有比较多的火电项目建成，形成产能。
对于火电装机而言，雪上加霜的是还将受到清洁能源的挤压。为了满足政府到2020年清洁能源占能源消费总量的15%的目标，近几年清洁能源的发展脚步不会停下来。风电、太阳能、水电、核电的装机量还会比较大幅度增长。由于政府将采用清洁能源优先发电和优先购电权，火电的发电量将受到挤压。由于火电提供的电量占据我国总用电量的75%以上，目前火电利用小时数的确说明电力已经有比较多的过剩，除非对今后的电力需求非常乐观，发电企业不可能再像以前那样追求火电项目，相应的项目投资会减缓，火电“圈地盘”的兴趣将大打折扣。
近两年发电企业业绩很好，主要原因是煤炭价格持续下降，而且下降的速度超过电量下行的幅度。从2012年5月份开始，环渤海动力煤价格指数5500大卡综合平均价格从每吨787元持续下降至2015年7月的每吨417元，给火电装机为主的发电企业提供了很好的盈利空间。目前煤价疲弱依然，似乎没有走高迹象；如果电量没有进一步下降，而且上网电价没有很快下调，发电企业下半年盈利应该不用担心。
但是，煤炭行业也有成本底线，煤价进一步大幅度下跌的空间应该不大了。而且按照煤炭联动机制的要求，电价可能需要相应下调。此外，政府可能也会考虑降低电价来支持实体经济。所以，如果用电量不很快大幅回升，电力行业明后年盈利增长将减缓。因此，电力需求低迷可能成为今后发电企业经营业绩的重要约束。如果短期内社会用电量增速无法显著提升，单个发电企业的发电量多寡将决定其盈利空间，“争电量”对于发电企业显得日益重要。
发电企业如何“争电量”？在过去计划调度的背景下，电量基本上采取平均计划调度，因此，“争电量”现实中难以进行。最近的电力体制改革方案（9号文）提出放开计划调度电量和放开售电侧，允许发电企业参与售电。有报道说国家发改委有望于近期发布电改五个配套文件，其中就包括《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》两个文件。放开发用电计划为发电企业“争电量”提供了可行性，而售电侧放开则为发电企业提供了自己卖电的可能性。
因此，对于目前的发电企业而言，电力改革最大的利好是放开售电侧和计划电量管制，而且这个蛋糕不小。目前在深圳市试点实施新电价机制，2015年至2017年深圳市电网输配电价比2014年每千瓦时下降1分多钱。粗略计算，2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便每千瓦时有1分钱的空间，就意味着超过500亿元的市场。在目前电力增长缓慢、电力产能过剩的背景下，因此电力改革对发电企业非常有吸引力。所以，激烈竞争将不可避免，低成本发电和更强的销售将获得竞争优势。发电企业将出现分化，环保高效的机组将得到更大的电量空间，发电企业的核心竞争力塑造也将带来挑战和风险，需要其改变之前“靠政府”的习惯，改为“跑客户”和“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争力来获得发展空间。
煤炭行业发展“以时间换空间”
煤炭市场近几年来供大于求，价格持续下降，今年继续恶化，上半年全国规模以上煤炭企业利润只有2012年同期的10.5%，据说企业亏损面已经达到70%以上，剩下的在亏损边缘。
传统的“迎峰度夏”用电高峰也没有使煤炭需求好些，也没有使煤炭价格企稳向好。国内煤炭约50%集中用于发电，生产性用电接近整体用电的80%，其他非生产性用电约占20%（其中居民用电占比大约13%），由于工业尤其是重工业需求不足，电力需求就趋弱。
那么，煤炭企业如何应对目前需求低迷、量价齐跌的局面？煤炭消费峰值已经非常接近，所以解决的根本之路在于减少产能以平衡供需，主要通过主动平衡和被动平衡，被动平衡由政府主导，主要指政府从生产安全和环境保护出发，关停落后产能；主动平衡则主要指企业自我限产。煤炭企业有短期应对和中长期应对的措施。中长期的选择比较多，包括寻找新的增长点、转型、煤炭清洁化、煤炭走出去等等，但这些措施的实施都需要时间，属于今后企业的发展方向，难以解决目前企业面临的短期困境。所以，对煤炭企业来说，寻求短期措施更加迫切，不幸的是短期应对的选择其实并不多，比较通俗地说就是“熬时间“，套句时髦话是”以时间换空间”，具体办法无非是“限产和降成本”。事实上，“限产和降成本”都是企业面临短期困难时最基本的市场化应对，现在应该是煤炭行业最困难的时候，这个时候煤炭企业需要用正面积极的态度来面对困境。
主动的限产不容易。由于煤炭产业集中度较低，煤矿停工和复工相对灵活，让所有的煤炭企业都遵约限产基本上不可能，因此集体限产的效果很差。煤炭企业盈利主要包括三个要素：成本、价格和销售量。目前价格不断走低，煤炭企业越亏损，就需要增加产量，所以不但要继续生产，甚至可能超产能生产，导致价格更低。对于煤炭而言，这是个“恶循环”，现实中更可能出现的是“限产”下的恶性竞争。
因此，降成本应该更为可行。但是降成本也不容易，企业在行业低迷时通常采用降低成本（无非是减少投资和裁员减薪）来熬日子，煤炭企业也不会例外。国际上的很多公司面对行业低迷，第一个措施就是裁员，但我国中大型煤矿基本上是国企，降成本的主要困难是不能裁员。因此，“熬时间”意味着企业管理者和职工需要同甘共苦，能够理解处于非常境地，必须以非常规的形式来压缩成本，才是正确的态度。
被动的限产也不容易。虽然通过行政手段限产一般短期有效，但是，政府鼓励煤矿关停和限产似乎也没有对煤炭产能过剩产生很大影响。去年年底国家为治理雾霾，要求到2017年底，仅京津冀鲁的煤炭消费量需要在2012年基础上减少8300万吨；最近政府还出台《关于对违法违规建设生产煤矿实施联合惩戒的通知》；近日国家安全生产监督管理总局重申关停煤矿目标，到今年年底前将煤矿总数控制在1万座以下。这个对煤炭企业和地方政府来说都不容易。对企业来说，停产可能意味着破产，资金链一旦断裂将会破产，而地方政府将面临社会问题。尤其是煤炭行业以国有企业为主，承担着相应的社会职能（如就业和社会福利），真正退出产能其实相当困难。
所以，短期煤炭市场不容乐观。下半年冬季的用煤高峰或许会给煤炭行业带来需求增量，但是这种季节性需求增加，不足以抵消经济运行对煤炭需求的影响，所以还是期望下半年在政府财政和货币政策的刺激下，稳增长措施逐步到位，使煤炭需求有所好转，包括工业尤其是重工业能够走出比较好的态势，提供比较好的煤炭和电力需求，煤炭基本面改善才有希望。煤炭行业产能过剩和供大于求需要相当长的一段时间才能得到真正改善，因此煤炭企业的困境仍将持续。短期煤炭企业的关键在于在非常时期，采取非常规的降低成本手段，熬过这段最困难的时间。显然，时间不会解决煤炭行业的所有问题，但是中国煤炭行业毕竟己锁定了巨大的消费量，时间可以解决煤炭的供需平衡和价格稳定。
低国际油价迫使石油企业
采取不同的发展方式
由于伊朗的石油出口解禁使得原本回稳的国际石油价格近日重新下跌，全球石油市场供大于求的预期更加强烈，石油市场更加动荡。由于国内油价与国际油价联动，中国石油（8.81，-0.03，-0.34%）企业会更多地受到国际市场的影响。因此，石油企业将面对复杂严峻的内外部形势，油价下行压力很大。另一方面，国内油气市场需求低迷，2014年上半年石油需求仅增加了3.2%，而一直是两位数增长的天然气消费增幅则大幅度下降为1.4%。整体油气行业供过于求。与石油价格联动，近期天然气价格可能下调，石油公司经营已经更加注重质量效益和降本增效。
低油价将阻碍非常规油气发展。如果油价持续维持在目前的每桶40美元，中国天然气价格由于与油价联动，也会相应大幅度走低，因此，非常规油气的经济性将成为投资的主要障碍，中国的页岩气技术进步也将由此受到阻碍。每桶40多美元的低油价已远远超出大多数美国页岩油公司的承受能力，中国页岩气就更不具备经济开采价值。因此，除非对今后油价上涨有把握，中国页岩气投资和发展进程将放缓。
低油价还将影响全球能源供需格局和地缘政治，从而使得中国油气行业面临更加不确定的发展环境。如果油价长时间维持在40美元左右，美国的页岩油公司将开始破产，页岩油产量将不可避免减少。而另一方面，低油价会刺激美国石油消费，因此美国或将更加依赖石油进口，其石油对外依存度会相应提高，从而减缓其能源独立进程。俄罗斯与中国的能源合作会更密切，在石油供大于求的大环境下，俄罗斯会前所未有地更加需要中国市场，可以预见今后越来越多的中俄油气合作项目。欧佩克国家将面临更严峻的社会经济问题，财政支出困难将使社会稳定受到挑战，地缘政治或再一次成为推高油价的重要因素。石油企业需要分析和利用国际石油市场形势变化。
总的来说，低油价有益于中国经济发展，但的确会大幅度降低油企的盈利能力。较低的油价可以降低整体的工业成本，从而有益于中国经济增长。中国石油进口依存度60%左右，低油价每年可以节省数千亿美元，低油价还可以提供比较低成本的石油战略储备，有益于石油“走出去”战略，使得国际能源合作更加顺畅。由于中国成品油价格与国际油价挂钩，意味着国内生产的原油只能按国际油价卖，因此低油价虽然减少油企的盈利，却有益于国内石油下游产业，因为中国生产的原油基本上都在国内消费，所以从国家整体经济而言，肥水并没有流入外人田。
能源现状将阻碍新能源发展
直观地看，低能源价格对风电太阳能的发展应该影响不大。事实上，非化石能源（包括风电太阳能）2015年上半年增长了16%。因为中国目前采取风电太阳能标杆电价，这是政府根据新能源的成本来确定的，不会因为传统能源价格的高低而调整标杆电价。另一方面，为了满足到2020年清洁能源占能源消费总量15%的目标，考虑到水电核电施工周期较长，增长受禀赋限制，风电太阳能的发展潜力还很大，可以预见近几年政府还将继续推进清洁能源的发展。但是，目前风电太阳能的发展的确会受到传统能源供大于求的影响，更多的挑战来自于中国比较低的电量增长和火电过剩。
目前中国煤炭发电利用小时数很低，估计火电可能有近20%的过剩。与风电太阳能发电相比，煤炭发电除了稳定，还有益于减少煤炭行业大面积亏损，所以现实中很难舍弃已经过剩的火电，而去大规模并网风电太阳能。简单说，中国今后可以减少、甚至不再建火电，但是已经建成的火电，利用小时数过低会造成巨大浪费。因此，无论政策如何支持，风电太阳能的问题是必须直面能源供需过剩以及来自火电的竞争，而不是低能源价格的影响。新能源企业需要重视这个问题，减缓装机增长速度，并做好设备利用小时下降的准备。风电太阳能短期扩张应该尽可能投资分布式，避免与火电竞争。
能源发展需要改革
低能源价格有益于中国能源改革。能源改革（尤其是其中更为敏感的能源价格改革）有两个基本前提条件：一是能源供需必须宽松。事实上很难在能源短缺的时候进行改革，因为这个时候，满足能源需求是首要任务，效率是其次，而改革是为了提高效率，满足需求可以没有改革；二是能源价格必须是稳定的或者是下行。因为能源价格改革的最大阻碍在于改革后价格可能上涨，从而影响经济增长和社会稳定。而在低能源价格的背景下进行改革，不会导致价格上涨，无非只是改变以前错误的定价方式，采取正确的定价方式。如果改革之后价格不变，甚至降价，必然受到欢迎，因为，相对而言，消费者关心的是改革是否导致价格上涨，而不是政府以何种方式定价。在能源价格低时进行改革，可以使改革对经济增长和社会稳定的影响最小化。另一方面，目前政府采取积极的财政政策和宽松的货币政策，加快基础设施建设投资，促进工业特别是重工业的复苏，从而增加电力和煤炭需求，市场预期能源需求在明年初开始好转。
煤炭企业面对市场变化的确需要调整心态，应树立更长远的经营思路、制定更为长期的发展战略。由于扩展的空间受限，煤炭行业必然更加规模化和规范化，没有实力和缺乏长期规划的煤炭企业将难以生存。煤炭企业需要积极寻求变革转型，通过自身努力提高生产和管理水平，或者通过联合提高管理水平。
更加市场化的“争电量”，可能是今后几年电力行业发展模式。更重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼中长期发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。根据最近可再生能源发电的建设和投资数据，可以明显看出发电企业的确在转变发展方向，清洁能源和智能电力（互联网）是有效的发展契机。
石油企业也将改变以往重扩张模式，采取更有质量有效益的发展模式，以改革创新为动力，更加突出市场导向和降本增效。油价今后的走势可能会改变。低油价会刺激石油需求，降低石油产量，从而达到新的石油供需平衡和供需格局，中国油企需要考虑其在新供需格局中的地位和作用。另外，低油价也会对欧佩克国家社会稳定产生影响，如果有某个欧佩克国家需要大幅度削减财政开支而导致社会动荡，就会引爆地缘政治危机。地缘政治危机对油价的影响从来都是立竿见影，因此需要更加关注。