在建设规模高稳期和收缩期，中国能源必须探寻一条能够同时契合“确保能源产业资产负债表安全”、“力求能源综合成本(价格)最低化”和“确保能源开发利用的环境危害降至环境阈值内”这三条战略主线的发展路线。
作者：郝向斌(中国煤炭运销专家)
随着建设规模高稳期和收缩期的两波“低凹负偏异效应”先后显现，中国能源需求及电力需求的增长速度都将趋缓，如果非化石能源扣除财政补贴后的收益率未能明显提高，则中国能源应该走“以煤炭清洁化利用为基本盘、用非化石能源满足新增需求、逐步压减油气进口”的发展路线。
如果非化石能源扣除财政补贴后的收益率能够提高到足以使燃煤发电失去竞争优势、足以在世界市场上大幅挤压石油市场份额的水平，则中国能源应该走“以全面推广非化石能源为主线、以煤炭清洁化利用为策应、逐步压减油气进口”的发展路线。
面对不确定性未来的现实路径，应该将“坚持煤炭清洁化利用与非化石能源并重、严格控制高价油气进口”作为能源发展路线的起始点。偏执于某一方面诉求而不加节制地推高能源综合成本和价格会引发中国煤电路港产业链群体性资产负债表崩溃，引致中国经济陷入滞胀泥沼，对这种不计成本的减排降污应予慎重考量。
一、燃煤发电行业资产负债表在“十三五”末期至“十四五”前期严重恶化，之后即使非化石发电未能突显经济性及竞争力，燃煤发电量也很难大幅增长
主流观点关于“十三五”期间能源总需求及电力需求的预测皆偏于乐观。据权威机构预测，“十三五”期间中国能源需求总量年均增长3%，其中煤炭、石油、天然气和非化石发电年均分别增长1.5%、2.2%、11.1%和7.6%。
关于2020年全社会电力需求量，各机构的预测值存在较大差异，中电联在 2015 年 3 月发布报告预测 2020 年电力需求为 7.7 万亿千瓦时、年均增长5.5%;《中国煤电产能过剩与投资泡沫研究》预测在7.05万亿千瓦时左右、年均增长4.2%;最近某权威机构预测2020 年电力需求为7.4万亿千瓦时、年均增长5.6%。
笔者认为上述对能源总需求和电力需求的预测都偏于乐观，都未能充分考虑建设规模由扩张期到高稳期的转变对能源需求所产生的“低凹负偏异”效应。在建设规模扩张期，重工业是能源消费增量的主要部门，重工业能源消费量占全部能源消费量的50%以上，重工业用电量占全部用电量的60%以上。
“十三五”期间进入建设规模高稳期，建设产业链在高位平台区波动，重工业能源需求总量将小幅下降、电量基本平稳，即使占比重较小的轻工业、第三产业、第一产业和居民生活的能源需求和用电量较快增长，也不存在能源需求总量年均增幅达到3%、电力需求年均增幅达到4.2%的可能性。
笔者预测“十三五”期间能源需求总量年均增长1.5%～2%，预测重工业、轻工业、第一产业、第三产业和生活用电量年均分别增长0%、7.7%、2.5%、7.2%和8%，全社会用电量年均增速在3.2%左右，2020年电力需求量在6.54亿千瓦时左右。
“十三五”期间非煤发电迅猛增长。中国政府对国际社会承诺2020年中国非化石能源占一次能源比例达到15%。国务院《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》提出2020年中国一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右，该预期值所对应的2013年基数为37.5亿吨标准煤;相应地，非化石发电装机的预期目标分别为：水电3.5亿千瓦、风电2亿千瓦、光伏1亿千瓦、核电5800万千瓦，地热能利用规模达到5000万吨标准煤。
根据国家统计局最新数据，2013年能源消费总量已经调整为41.7亿吨标准煤，《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》关于2020年能源消费总量也应该相应调高，进行规划研究的权威机构预测2020年中国能源需求量大约为50亿吨标准煤，其中非化石发电装机分别为：常规水电3.35亿千瓦、核电5800万千瓦、风电2.1亿千瓦、光伏1.1亿千瓦，其它4000千瓦;按各种发电装机的正常出力水平，2020年非化石发电量应该在2.18万亿千瓦时左右，另外，预测天然气发电3200亿千瓦时左右，非煤发电合计2.5万亿千瓦时。
但外围研究机构跟踪非化石发电建设情况的研究结论为，2020年非化石发电装机分别为：常规水电3.4亿千瓦、核电5300万千瓦、风电2.5亿千瓦、光伏1.6亿千瓦。按各种发电装机的正常出力水平，2020年非化石发电量应该在2.36万亿千瓦时左右，另外，预测天然气发电2560亿千瓦时左右，非煤发电合计2.6万亿千瓦时。
“十三五”期间煤电装机还将有所增长。《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出要“推进煤电大基地大通道建设。采用最先进节能节水环保发电技术，重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地”。
根据煤电基地的建设进程，2012年至2014年开工煤电项目1.60 亿千瓦，这些项目全部在2020 年投产，届时煤电装机容量约 10.3 亿千瓦;截至 2015 年 9 月，仍有约2.83 亿千瓦的新建煤电项目得到环评审批或提交审批申请，如果这些煤电项目也于 2020 年投产，届时煤电装机容量将达到 11.51 亿千瓦。权威机构根据其对用电量的预测，认为2020年燃煤发电装机应在11.2亿千瓦左右。
“十三五”末期至“十四五”前期燃煤发电行业资产负债表严重恶化。非化石发电生产成本“固定成本高昂和边际成本近零”的结构特征十分突出，只要发电便有边际利润，成为相对于燃煤发电的天然竞争优势，加之其近零污染的环保优势，在电网输送能力的范围内，非化石发电排在优先位序上。排在劣后位序的燃煤发电的出力情况，类似于反映大宗物资供求关系的库存，成为反映电力供求形势的主要指标。
1992年至2014年期间中国火力发电平均利用小时数为5240小时/年，火力发电量中非煤装机和非煤发电量都很小，出力水平较低，由较长周期的历年均值数据来看，笔者认为燃煤发电平均利用小时数的合理水平大约在5250小时/年左右。
根据笔者对电力需求的预测结果、权威机构对非煤发电量和煤电装机的预测结果，得出2020年燃煤发电量大约为4.05万亿千瓦时、年均增长1.2%，燃煤发电装机年出力3540小时，相对正常水平5250小时低32.6%，燃煤发电产能利用率67.4%，这样的产能利用率水平决定了其平均成本将居高不下，在电力过剩格局下电价也很难提高，可以预见，在“十三五”末期和“十四五”前期，燃煤发电行业资产负债表将严重恶化。
如果电力过剩压力向非化石发电给予一定程度的反馈和传导，则非化石发电也将难以充分出力，平均成本会高于预期，为防止群体性资产负债表崩溃，只能维持较高的电力价格，电价滞胀会增高其它各产业、尤其是制造业的能源成本，阻滞由新兴产业接替建设产业链的结构改革。
即使非化石发电未能突显竞争优势，未来十五年燃煤发电也很难明显增长。“十三五”末期及“十四五”以后，中国经济进入建设规模收缩期，建设产业链发展的第二波“低凹负偏异”效应显现，电力需求仍将维持低速增长态势，在电力过剩格局下，即使非化石发电未能突显其经济性及竞争力、增长速度放缓，燃煤发电量也难有明显增长，笔者预测在非化石发电收益率未能显著提升情景下的燃煤发电量，在“十四五”和“十五五”期间年均分别增长2.3%和3%。
根据燃煤发电量的预测结果，2020年发电耗煤量约16.78亿吨、年均仅增长0.6%，2025年、2030年发电耗煤量分别为16.89亿吨和17.57亿吨。如果非化石发电技术取得重大突破、扣除财政补贴后的收益率大幅提升，则“十四五”以后燃煤发电量及发电耗煤量都将进入下降通道，燃煤发电产业资产负债表崩溃在所难免，但不会对整个经济体的资产负债表安全构成严重不良影响。
二、如果没有新型煤化工、燃煤热电厂等结构性需求来弥补经济终端的煤炭需求减量，则煤路港产业链将面临群体性资产负债表崩溃局面
经济终端以传统利用方式所消耗的煤炭量已经越过峰值，建设收缩期还将大幅下降。
所谓经济终端，是指无需加工转换而直接利用煤炭的经济环节，与其相对的是燃煤发电、煤化工等将煤炭加工转换为其它能源或替代其它能源下游产品的煤炭利用环节。经济终端以传统煤炭利用方式所消耗的煤炭，包括以下几部分：
一是钢铁、建材行业的燃煤窑炉、燃煤锅炉等所消耗的炼焦煤(以其转化形式焦炭用作高炉炼铁)或动力煤，其中有相当一部分燃煤窑炉、燃煤锅炉是高污、低效工艺。
二是烧碱、纯碱、电石、黄磷等基本化学原料制造业用普通工业锅炉供热所消耗的动力煤，或是用作窑炉原料或燃料的煤炭或焦炭。三是除电力、钢铁、建材、化工以外的其它各产业，大部分是用于供热锅炉的动力煤，少部分是中、小型窑炉的燃料或原料。
四是居民用煤和北方地区冬季集中供热用煤，统称为生活用煤。在建设规模高稳期和收缩期，受建设规模趋稳、收缩的影响，上述经济终端中的钢铁、建材等属于建设产业链的产业，也将先后进入高稳期和收缩期，而且最先被淘汰的是高污低效的落后生产工艺，其吨煤排污量明显高于全部煤炭消费量的平均吨煤排污量。
上述经济终端中的其余各产业或是属于制造业，或是为制造业提供基本原料的行业，在中国经济转型过程中总体上还将保持相对较快增长势头，能源需求将继续增长;在城市化深入推进的过程中，北方地区建筑物供热也将较快增长;这些仍具成长性的经济领域，由于其煤炭利用工艺比较落后，燃煤效率低，尤其是单位耗煤量的污染物排放量高，未来几年将陆续被强行关停。
遵循“确保环境危害降至环境阈值内”和“力求能源综合成本(价格)最低化”两项准则，在非化石能源收益率未能大幅提升的情景下，用来替补上述高污低效煤炭利用工艺的清洁能源工艺依次为：
一，近零排污的热电厂供热，煤炭消耗量计入电力行业;二，近零排污的新型高效环保燃煤工业锅炉或窑炉，耗煤量仍计在本行业;三，电窑炉、电锅炉，增加用电量及燃煤发电量，新增发电耗煤量计入电力行业;四，煤制天然气、煤基醇醚燃料，间接增加的耗煤量计入新型煤化工行业;五，天然气或液化气，增加油气消耗量。
据此，预测上述经济终端各行业以传统利用方式所消耗煤炭量将较快下降，详见图1，上述各行业合计耗煤量在2013年已经达到峰值17.43亿吨，预测“十三五”、“十四五”和“十五五”期间年均降幅分别为2.2%、9.3%和4.8%，到2030年将降至7.02亿吨，仅为峰值的40%，详见图2。
煤基氮肥制造业消耗煤量小幅增加。通过煤基氮肥替代油基氮肥和气基氮肥，可在氮肥制造业实现煤炭对石油和天然气的替代。2014年中国氮肥制造业消耗煤量大约在7500万吨左右。未来中国农作物播种面积总体平稳，化肥用量趋稳，从中、长期看，煤炭相对于天然气的比价优势还将增强，气头合成氨将被逐步淘汰，氮肥出口仍有一定增长空间，据此，煤基合成氨产量将平稳增长，氮肥制造业煤炭需求量到2030年达到9770万吨左右，年均增长1.7%、累计增长24.4%。
如果没有新型煤化工、燃煤热电厂等结构性需求来弥补经济终端以传统利用方式消耗煤炭的巨大减量，则煤炭需求将大幅下降。将上述所预测的发电耗煤量、经济终端以传统利用方式所消耗煤炭量、煤基氮肥制造业耗煤量三项加总，其合计量在2020年、2025年和2030年分别为32.2亿吨、26.8亿吨和25.6亿吨，详见图2。
2015年新型煤化工和热电厂供热分别耗煤0.75亿吨和1.94亿吨左右，如果该这两个行业的煤炭需求今后没有明显增量，则2020年、2025年和2030年煤炭总需求分别为34.9亿吨、29.5亿吨和28.3亿吨，详见图3。
如果没有新型煤化工、燃煤热电厂等结构性需求来弥补经济终端以传统利用方式消耗煤炭的巨大减量，则煤炭产能利用率将持续处在很低水平。由于体制问题及监管困难，中国煤矿存在瞒报产能情况，到底有多少煤炭产能很难说得很确切。
据权威机构调查摸底，截至2015年底，全国煤矿产能总规模为57亿吨/年，其中正常生产及改造的产能为39亿吨/年，而新建及扩产的产能为14.96亿吨/年，其中有超过8亿吨为未经核准的违规产能。
按照国家发展改革委核定的2005年煤矿产能、国家统计局公布的各年累计新增煤矿产能和国家能源局公布的各年淘汰产能进行累加计算，2014年末中国煤炭产能应该在45亿吨/年左右，其中包含部分证照不全煤矿产能，不包括瞒报产能和在建产能。
中国煤矿以井工开采为主，井工煤矿生产系统报废后余留在矿井深部的煤炭很难再重新布置生产系统进行复采，壮年期煤矿提前关井意味着煤炭资源的不可逆损失，因此，真正能够关掉的煤矿，通常是一些资源接近枯竭或是资源禀赋很差、外运条件不佳等在供过于求市场中丧失经济性、持续大额亏损的煤矿。
综合考虑在建产能、瞒报产能和今后几年有可能新开工产能等各方面情况，即使未来十五年持续关闭资源枯竭的亏损煤矿，判断2020年、2025年和2030年煤炭产能分别不会少于53亿吨/年、48亿吨/年和43亿吨/年。据此，如果没有新型煤化工、燃煤热电厂等结构性需求来弥补经济终端以传统利用方式所消耗煤炭的巨大减量，在设定煤炭进口与出口基本平衡的条件下，煤炭产能利用率将持续处在70%左右的水平上，详见图4。
如果没有新型煤化工、燃煤热电厂等结构性需求来弥补经济终端以传统利用方式消耗煤炭的巨大减量，则煤路港产业链将面临群体性资产负债表崩溃局面。“十三五”末期以后的几年，如果煤炭行业和燃煤发电行业的产能利用率都降至70%左右，则运煤铁路和煤炭中转港口等煤炭物流业的产能利用率也将大幅走低。
由于煤炭、运煤铁路和煤炭中转港口的生产成本中固定成本占比较高、变动成本所占比例较低，其产能过剩及产能利用率下降的后果必然是价格低迷、平均成本上升及资产负债表恶化，极可能出现资产负债表群体性崩溃局面。这些行业前些年搞建设的资金主要来源于国资控股银行的贷款，其资产负债表崩溃意味着银行体系出现债务危机，危及中国金融体系安全。
三、如果非化石能源收益率未能大幅提升，则发展新型煤化工和近零排污燃煤技术可产生巨大的宏观性、战略性效益
如果非化石能源收益率未能大幅提升，则新型煤化工相对于油气化工存在比价优势。新型煤化工的生产成本以折旧、财务费用等固定成本为主，煤炭采购成本占比较低，在现有建设成本条件下，对应煤制油和煤制烯烃盈亏平衡点的石油价格分别是60美元/桶和40美元/桶左右。
近期部分新型煤化工企业盈利水平下降甚或出现亏损，主要原因是国家征收了巨额消费税，扣除税费因素影响，多数煤化工项目仍有可观盈利。从长远发展来看，一方面，新型煤化工产业终将实现规模化，单位产能的建设成本还将大幅下降;同时，煤炭价格低廉也将成为常态，在沿长江经济带、环渤海地区、黑龙江省等水资源富集地区的煤炭消费价格可控制在0.07元/大卡以下;
另一方面，未来几年，如果非化石发电及其配套储能技术未有重大突破，未能在全球市场上大幅挤占石油的市场份额，则随着石油去产能进程加快，“十三五”期间石油价格重回80美元/桶是大概率事件，相对于80美元/桶的石油价格，新型煤化工产品仍有比价优势。如果非化石能源收益率未能大幅提升，以新型煤化工替代油气进口能够产生巨大效益。
发展新型煤化工，替代部分油气进口，国民经济将产生以下三项边际成本减量或边际收入增量、亦即边际利润：
一是煤炭资源损失的减量，多数计为国有资产损失额的减量。
二是煤矿产能利用率提高所可降低的平均生产成本，该部分成本减量或体现为国家对煤炭行业补贴的减量，或是下游用煤行业边际利润的增量。
三是增加国际油气市场供给所能压低的国际油气价格，其与中国油气进口量的乘积计为中国节约的能源采购成本，再加上替代量与进口价格的乘积，合计为中国对外支付外汇的减量。
四是中国国民收入将因煤炭及新型煤化工产量增加而增加，在有效需求不足的情况下，该部分收入将按凯恩斯乘数放大数倍。
除了上述四项直接的经济收益外，另外还有以下四项战略性收益：一是降低中国能源的综合成本及综合售价，增强中国经济的竞争力。二是提高中国能源供应安全的保障程度，相应减轻国防负担。三是改善中国的国际贸易结构，维持国际贸易良性平衡，提升人民币的国际地位。四是增强中国能源在国际能源市场上的话语权，有利于建立维护新兴经济体利益的、更加合理的国际能源新秩序。
新型煤化工与石油化工完全可以和谐共存、相辅相成，绝非你死我活的恶性竞争关系，与其它相关行业也将融合发展。新型煤化工可与石油化工行业进行原料互补、产品优化调合和公用系统共享，延长石油公司的油煤共炼技术已于2015年1月打通全流程，生产出合格产品，煤化工还可与焦化耦合，可与化纤、盐湖资源开发等相融合，发展成为中国最重要的化学基础原料产业。
发展近零排污的燃煤技术，可产生类似于新型煤化工的结构性经济收益。近零排污的燃煤工艺包括近零排污的热电厂、新型高效环保燃煤工业锅炉或窑炉等，以近零排污的燃煤工艺替代经济终端利用煤炭的传统方式，可直接带来以下效益：煤炭资源损失的减量，提高煤炭行业和燃煤发电行业产能利用率所带来的能源成本下降，替代的高价油气进口量等。
四、一边是雾霾、一边是泥沼，走雾霾稀薄的那一带可以避过泥沼
减少能源开发利用的环境损害是当务之急，但不能不计代价，过高的能源价格会引致中国经济陷入滞胀泥沼甚或暴发金融危机。煤炭及其它化石能源的传统利用方式确实产生了比较严重的环境损害，减少能源利用所致的污染物排放量已是当务之急。
为此，有两种主流观点：一是大力发展非化石能源，二是增加天然气消费;按照国家的有关规划，这两种能源都将较快增长。由于主流观点未能充分认知中国建设规模由扩张期到高稳期、收缩期的转变对能源需求所产生的“低凹负偏异”效应，目前拟定的能源总量已经产生偏大误差，并将导致能源产能利用率低下。
以偏大的能源总量为依据，为使“非化石能源占比不低于15%”，非化石能源和天然气的规划目标也相应存在偏大误差;在雾霾的反复警示下，具有“能源洁癖倾向”的话语音量日渐放大并且获得了越来越多的认同和喝彩，市场主体对非化石能源的投资热情高涨，建设规模大有明显超出拟定规划的势头，并投入巨资大规模建设与之配套的特高压电网。
在重资产、长周期产业的生产成本构成中，固定成本占比极高，平均成本在很大程度上取决于产能利用率，如果扣除财政补贴后的非化石能源收益率持续低于合理水平，非化石发电超常发展不仅是非化石能源本身的成本价格居高不下，还将导致燃煤发电及煤炭产能利用率低下，推高中国能源的平均成本和价格。
另外，中国新增天然气主要来自进口，价格昂贵，但相关机构以减少污染物排放为由仍在义无反顾地增加天然气进口。需要再次强调的是，正如在《中国能源在建设规模高稳期和收缩期的战略主线》所述，中国经济转型及整个经济体资产负债表的安全和良性扩张，需要能源价格保持相对低廉，过高的能源价格会引致中国经济陷入滞胀泥沼甚或暴发金融危机。为了减少污染物排放而引发中国煤电路港产业链群体性资产负债表崩溃，或者引致中国经济陷入滞胀泥沼，对这种不计成本的减排降污应予慎重考量。
在煤炭总需求基本平稳的前提下，加快发展新型煤化工和近零排污的燃煤技术，并不背离“将能源开发利用的环境危害降至环境阈值内”的战略主线。
一，发展新型煤化工只是弥补经济终端以传统利用方式消耗煤炭的巨大减量，减轻经济结构变革对中国能源产业的过度冲击，不会导致煤炭总需求增加，而且能够相应压减油气需求，可以断定，发展新型煤化工不会导致中国温室气体排放量大幅增长，不会违背中国对国际社会做出的“在2030年之前温室气体排放量达到峰值”承诺。
二，现阶段正值新型煤化工技术暴发式发展期，生产技术突飞猛进，“三污”控制及治理技术取得长足进展，在严格的环保监管之下，新型煤化工完全能够达到近零排污状态。
三，在国家施行一系列强制减污政策及严格监管之下，通过全面推广近零排污的高效环保燃煤技术，强行淘汰高污低效窑炉和锅炉，可使单位燃煤的污染物排放量下降70%～90%，在煤炭消费总量基本平稳情况下，煤炭消费所致的污染物排放总量下降50%～70%。
四，未来若干年在沿长江经济带、环渤海地区、安徽省、黑龙江省等水资源富集地区的煤炭消费价格可控制在0.07元/大卡以下，如果石油价格重回80美元/桶，则新型煤化工产品仍有显著的比价优势，这意味着新型煤化工园区也可布局在水资源可承受的消费地，突破煤炭产地水资源瓶颈，不会越过合理配置水资源的环保红线。
走雾霾稀薄的那一带可以避过泥沼，中国能源发展路线的起始点只能是“坚持煤炭清洁化利用与非化石能源并重，严格控制高价油气进口”。上述对未来发展趋势的各项判断，皆以非化石能源扣除财政补贴后的收益率未能明显提高为设定情景，在这一情景下，中国能源应该以高效环保的煤炭利用方式来替代高污低效的煤炭利用方式，以新型煤化工替代高价油气，通过新型煤化工和近零排污燃煤电厂的跃进式发展，来实现能源开发利用的清洁化和能源价格低廉化，维持能源产业资产负债表总体安全，这是一条“以煤炭清洁化利用为基本盘、用非化石能源满足新增需求、逐步压减油气进口”的发展路线。
在该条发展路线上，虽然未能杜绝雾霾，但能使雾霾降至人们可承受的范围内，同时还能确保能源产业资产负债表基本安全和能源综合成本(价格)最低化，从而能够促使中国经济避过滞胀泥沼、避免金融危机。
如果非化石能源及其相关技术取得了重大突破，扣除财政补贴后的收益率能够提高到足以使燃煤电厂失去竞争优势、足以在全球市场上大幅挤压石油市场份额的水平，则非化石能源对化石能源的逐步替代将在全球范围内全面推广，油价将持续低迷，天然气价格也会走低，中国非化石能源不仅能够满足新增需求。还将通过电锅炉、电窑炉、电动车等新型能源利用方式，大规模替代各种高污低效的能源利用方式，中国新型煤化工将因油价持续低迷而不幸“童年夭折”，也不会出现燃煤热电厂跃进式发展的机遇，煤炭行业进入“料理后事”的发展阶段，中国将以非化石能源的显著效益来促进整个经济体资产负债表的良性扩张，这是一条“以全面推广非化石能源为主线、以煤炭清洁化利用为策应、逐步压减油气进口”的发展路线。中国能源发展路线存在上述两种可能性，是由于“非化石能源收益率”这一调节能源配置的主要杠杆尚未完全确定。
决定非化石能源收益率的主要因素，一是风电、光伏发电等新兴非化石能源本身的开发、制造成本，二是决定非化石能源出力水平的关键技术——储能技术。
长期以来，上述两个因素尽管在不断优化，但一直未能达到能以低廉价格大规模替代化石能源的发展水平。就基于比价关系的市场机制而言，目前激发非化石能源实现技术突破及效益提升的市场动力还不够强劲，为了促进经济转型、增强整个经济体系的竞争力，也不宜为了突显非化石能源的比价优势而以税收手段人为抬高其它能源的成本和价格。
面对不确定性未来的现实路径，应该将“坚持煤炭清洁化利用与非化石能源并重、严格控制高价油气进口”作为能源发展路线的起始点，只有如此，才能在“确保能源产业资产负债表安全”、“力求能源综合成本(价格)最低化”和“确保能源开发利用的环境危害降至环境阈值内”这三条战略主线之间寻求最大公约数的过程中相机决择、避免出现重大偏误。
对中国能源经济领域的各种偏误倾向应予以警示。目前中国能源经济领域存在以下偏误倾向：一是对中国建设规模高稳期和收缩期的低凹负偏异效应认识不足，对能源需求总量的预测偏于乐观，将引致能源过剩加剧，而能源过剩的不良后果终将全部由燃煤发电行业及煤炭行业来承受。
二是能源配置观念落后于中国市场经济发展的新形势，仍然停留在“水多加面、面多加水”的低级层次上，能源分析预测模型未能贯彻资产负债表安全的理念，未能反映市场竞争机理，未能建立在对各种能源进行技术经济分析的基础上，背离市场经济的发展规律。
三是受雾霾的反复刺激，偏执于环保诉求而不加节制地推高能源成本，存在以零污染理想来确立能源发展路线的“能源洁癖倾向”。四是将减少能源开发利用的环境污染简单化为减少煤炭消费，有意无意间忽视了煤炭利用方式技术进步和严格环保监管的潜在环境效益。