国家能源局官网发布2014年能源工作指导意见(38号文)，意见支持启动核电重点项目审批，沿海核电建设将进一步提速，但内陆核电则仍难有实质性破冰；新增光伏发电10GW，远低于此前33号文14GW的目标；多处提及能源改革，但无论是云南电改还是油气改革都牵扯多方利益，困难重重。
该意见提出的四大目标包括：
(一)提高能源效率。2014年，单位GDP能耗0.71吨标准煤/万元，比2010年下降12%。
(二)优化能源结构。2014年，非化石能源消费比重提高到10.7%，非化石能源发电装机比重达到32.7%。天然气占一次能源消费比重提高到6.5%，煤炭消费比重降低到65%以下。
(三)增强能源生产能力。2014年，能源生产总量35.4亿吨标准煤，同比增长4.3%。其中，煤炭生产38亿吨，增长2.7%；原油(96.73, -0.16, -0.17%)生产2.08亿吨，增长0.5%；天然气生产(不含煤制气)1310亿立方米，增长12%；非化石能源发电1.3万亿千瓦时，增长11.8%。
(四)控制能源消费。2014年，能源消费总量38.8亿吨标准煤左右，同比增长3.2%；用电量5.72万亿千瓦时，同比增长7%；煤炭消费量38亿吨，增长1.6%；石油表观消费量5.1亿吨，增长1.8%；天然气表观消费量1930亿立方米，增长14.5%。
该意见中有三大看点引人关注：
1. 启动核电重点项目审批，稳步推进沿海地区核电建设
意见提出，安全高效发展核电。2014年，新增核电装机864万千瓦。而为了实现这一目标，国家能源局将适时启动核电重点项目审批，稳步推进沿海地区核电建设，做好内陆地区核电厂址保护。同时，加快推进国内自主技术研发和工程验证，重点做好大型先进压水堆和高温气冷堆重大科技专项示范工程建设，加快融合技术的论证，避免多种堆型重复建设。制订核燃料技术发展总体战略规划，保障核电安全高效可持续发展。
经济参考报援引业内人士的话表示，这意味着2014年沿海核电建设将进一步提速，内陆核电则仍难有实质性破冰，而要达到2017年5000万千瓦的装机目标，2014年至少要开工建设4台百万千瓦级的工程，以目前国内百万千瓦核电机组综合造价150亿元计算，投资将达到600亿元。
自2012年年底中国核电谨慎重启之后，2013年中国核电建设开始逐渐“解冻”，田湾核电二期1号机组成为日本福岛核事故后，国务院审议核准的第一个新建核电项目，之后福清4号、阳江4号、山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程等三台机组也先后开工建设。与此同时，台山核电、广西防城港等多个在建项目也进入到调试和设备安装高峰期。
目前中国商运核电机组17台，装机容量1474万千瓦；在建核电机组共29台，装机容量达3166万千瓦，预计将于2015年前后投产；而根据2013年9月10日国务院发布的《大气污染行动防治计划》，到2017年，中国运行核电机组装机容量达到5000万千瓦，非化石能源消费比重提高到13%。考虑到核电建设周期通常在50个月左右，如不加快审批，减排目标尚有400万千瓦装机的缺口。
2. 10GW还是14GW，光伏业迷茫
意见提出，新增光伏发电装机1000万千瓦(其中分布式占60%)。这与之前公布的33号文中“14G瓦”的目标存在显著差异。据第一财经的报道称，33号文中专门说到，对2014年的新增光伏备案总规模是14G瓦，其中分布式8G瓦(60%)，而光伏(地面)电站为6G瓦。
据相关数据，2013年中国的新增光伏装机约是12G瓦，而其中甘肃占24%、新疆占18%、青海占17%，如果按照14G瓦的目标，那么意味着相关部门拟定的计划目标要高于去年；而以10G瓦的数字来看，则又有所下降。
进一步来看，由于10G瓦和14G瓦的不确定，还会导致分布式电站的拟定目标也不太明确。两类数据对比来看，分布式的电站拟定目标分别将是6G瓦、8G瓦左右(后者是33号文中公布的拟定量)。
多位行业人士对于上述数据都感到有些迷惑。尤其是，落实到各地的省市光伏装机发展目标到底应定为多少，也可能会有问题。而且，无论是电站的项目投资商，还是组件及原材料供应商、EPC厂商，都会对自己实际的产能、产量方案判断带来困难。
不过38号文和33号文中还是有差别的，比如33号文中提到了备案量的说法，在38号文中没有体现。也就是说，可能14G瓦是一个最高量，先采用10G瓦的目标来执行。
3. 能源改革虚实
此次意见出现了多处能源改革的提法，张旭东在第一财经对此评论称：
首先是电改。云南地方“两会”透露，该省在争取电改试点资格。云南水电、风电等资源都非常丰富，但苦于送不出去，本省电力消费并不多，一直夹在大公司之间，左右为难，积蓄多年的矛盾，终于化为要改革的动力，甚至有可能建设省级电网，对抗南网公司。
指导意见提出，“进一步深化电力改革。推动尽快出台进一步深化电力体制改革的意见。积极支持在云南等省区开展电力体制改革综合试点。积极推进电能直接交易和售电侧改革。推动探索有利于能效管理和分布式能源发展的灵活电价机制。推进输配电价改革，提出单独核定输配电价的实施方案。”
进一步印证，云南的改革并不是个案，只是矛盾集中地区的爆发。内蒙古电力公司是国内第三家电网公司，归属地方，主要覆盖蒙西地区。以往和国网的矛盾，以及蒙电外送通道建设上一直有所争议。
电改地方试点是新路？现在评价还为时过早，即使云南建立相对独立的省级电网，短期内省内工业也消耗不了本地电力。仍然要和南方电网、国家电网协调电力外送难题，遇到和内蒙古电力公司一样的困境。越过南方电网，直接输电到国家电网辖区，更是会激起电力系统潜藏的矛盾，本地工业建设需要一定的周期，也不可能一蹴而就。
推动电改，倒是很期待，不知道是怎样的版本。其余涉及价格的改革，都只是积极、推进、探索一类的说辞，因为单靠能源局难以实质性推动这些领域的改革。
其次是油气改革。能源局重组后，在市场监管方面组建了市场监管司。但总体上，能源局在涉及石油天然气管理和监管上的权力依然非常有限。能源局主要是制定一些发展规划和指导意见，缺乏实质的手段。
指导意见提出，要稳步推进石油天然气改革。“认真研究油气管网投资体制改革方案，促进油气管网尤其是天然气管网设施公平接入和开放，推动完善油气价格机制，理顺天然气与可替代能源的比价关系。推动油气勘探、开发、进口等环节的市场化改革，建立规范有序、公平合理的市场准入机制。”
请注意，涉及价格的改革都不在能源局职权范围内。因此有分析人士认为，提出这些方案可能只是表明能源局的态度。
依此判断，油气管网投资体制改革方案是油气改革中较为实际的。但这一问题早在1998年石油改革时，就有人提出。关键在于，谁投资，谁有能力投资于管网。中国的管网依然严重不足，任何过于激进的措施都可能适得其反，造成负面效果，影响投资。
第三，最大的看点在于，前期审批权改革后，能源局的监管功能如何实现，如何覆盖到巨头控制的能源领域，尤其是电力、石油、天然气。
电力、石油、天然气的巨型央企并不会自动改革，他们受到能源局的约束有限，能源局也缺乏有效的手段真正制约他们。到目前为止，看不到能源局有什么“撒手锏”对付此类巨型央企。这个问题不解决，一切积极的态度都是空谈。
