党的十八大以来，国家发展改革委、国家能源局会同有关方面深入学习贯彻落实习近平总书记关于煤电油气产供储销体系建设的重要论述，按照党中央、国务院决策部署，以供给侧结构性改革为主线，扎实推进煤炭去产能，深入推进电力、油气体制改革，全力做好运输保障，不断加强应急体系建设，煤电油气产供储销体系建设取得积极进展和明显成效。

统筹做好结构调整、兼并重组、转型升级等工作，努力推动行业高质量发展，煤炭供给侧结构性改革取得明显成效。

一、煤炭去产能任务提前完成

（一）去产能目标任务提前完成

2016—2019年，全国累计淘汰落后煤矿近5 000处、退出落后产能超过9亿吨，提前完成“十三五”煤炭去产能目标任务。

（二）“僵尸企业”加快出清

去产能过程中把处置“僵尸企业”作为重要抓手，出台专门工作方案，指导督促各地分类处置。截至2019年底，累计退出“僵尸企业”或长期停产停建、具有“僵尸企业”特征的煤炭产能4亿吨以上。

（三）职工安置稳妥有序

坚持把职工安置工作作为重中之重，建立横向协同、纵向联动的工作机制，完善政策措施，压实地方责任，健全风险处置预案，全力做好职工安置。中央财政设立专项奖补资金用于去产能职工安置，各地也安排财政资金予以支持。建立产能置换指标交易制度，支持去产能企业市场化筹集职工安置资金。2016—2019年煤炭行业有序安置职工近百万人。

（四）资产债务处置稳步推进

制定印发资产债务处置系列文件，引导去产能企业依法依规加快土地、矿产资源等各类资产处置，指导相关市场主体按照市场化法治化原则，区分不同情形分类处置相关债务。2019年，规模以上煤炭企业资产负债率64.9%，比2015年下降3.1个百分点。

（五）兼并重组转型升级加快推进

建立中央企业煤炭资产管理平台，整合9家中央企业煤炭产能超过2亿吨。神华集团与国电集团重组实现强强联合，兖矿集团通过跨国收购成为澳大利亚最大的独立煤炭生产商、境外产能达到1.3亿吨，甘肃、辽宁重组成立省级煤炭产业集团。全国煤炭产量前10家企业占总产量比重由2015年的39%提高到2019年的45%。

二、煤炭供应保障能力有效提升

（一）全国煤矿量减质增，产能结构不断优化

加快淘汰落后煤矿，全国煤矿数量由2015年底的1万处左右下降到2019年底的5 200多处，其中30万吨以下小煤矿减少2/3。坚持“上大压小、增优汰劣”，在推进去产能的同时，积极培育发展优质产能，行业结构不断优化。全国平均煤矿单井规模由2015年底的50多万吨/年提高到2019年底的100万吨/年左右，120万吨及以上大型煤矿产量占比达到80%，资源优势地区的大型现代化煤矿成为保障煤炭安全稳定供应的骨干力量。

（二）煤炭供需基本平衡，煤炭市场总体稳定

通过推进供给侧结构性改革，煤炭供需基本平衡，市场总体稳定，行业企业效益明显好转。2019年规模以上煤炭企业实现利润2 830亿元，较2015年的441亿元大幅增加，煤炭协会统计的大型企业亏损面由2015年的90%降至15.5%。煤炭市场形成了良性发展态势，为企业扭亏脱困、转型发展奠定了基础。

（三）违法违规行为得到遏制，市场竞争秩序有效规范

严格治理未批先建煤矿项目，坚决打击超能力生产等违法违规行为，依法依规加大淘汰落后产能力度。大量落后产能和违规产能有序退出，优质产能比例不断提高，煤炭行业遗留多年的违法违规困扰得到有效解决，从根本上扭转了“劣币”驱逐“良币”现象，煤炭供应保障能力进一步提升。

（四）安全生产创历史最好水平，环保形势明显改善

煤矿安全投入能力不断提高，技术装备与管理水平明显提升，2019年煤矿百万吨死亡率0.083，比上年下降10.8%，创历史最好水平。部分煤矿推行智能化生产和取消夜班，更加注重煤矿职工尘肺病等职业健康工作，矿工劳动强度明显降低，劳动条件进一步改善。各地坚决淘汰环保不达标煤矿，加快分类处置与自然保护区重叠煤矿，落实关闭煤矿环境修复责任，最大限度减少煤矿开发对生态环境的影响。不断提高煤炭清洁高效利用水平，原煤入选率由2015年的65.9%提高到2019年的72%以上，矿井水利用率、土地复垦率分别达到73%、50%左右。矿区生态环境质量明显改善，绿水青山就是金山银山的理念根植于煤炭矿区改革发展实践。

三、煤炭储备能力建设扎实推进

（一）引导企业加强社会责任储备能力建设

根据有关要求，明确年度新增储煤能力任务并分解到各省（区、市），引导企业建立社会责任储备，各省份根据要求明确到具体储备项目。推动各地按照“政府给政策、政府可调度、市场化运作”的原则，鼓励有条件的企业通过“产销联动、共建共享”的方式，推进储备能力建设，特别是湖北荆州、山东济宁、四川广安等地区正在建设一批大型储煤基地，将大幅提升区域和全国煤炭供应保障能力。

（二）指导协调地方和企业推进储煤能力建设

支持湖北省依托枢纽转运优势，推进荆州煤炭储备基地建设，建成后将成为浩吉铁路最大的输配基地，能保障湖北全省1个月以上的电煤需求。吉林省设立省级煤炭储备基地，目前确定的6个省级煤炭储备基地总储煤能力500万吨，省内电煤保障能力显著提高。重庆市与陕煤化集团实施能源战略合作，陕煤化在重庆建设4个储煤基地，有力保障了重庆市煤炭稳定供应。

（三）建立煤炭最低最高库存和可调节库存制度

坚持市场化、法治化原则，建立健全最低与最高库存制度。指导各地区督促煤炭生产、经营、消费企业落实不同时段最低最高库存要求，保持合理库存特别是主要调入地区燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上，有力保障了东北等重点地区煤炭稳定供应。华能集团在黑龙江省建立45万吨煤炭可调节库存，接受国家和地方相关部门的动用安排，供暖季循环调用近150万吨，为电煤稳定供应和应急保障发挥了重要作用。

四、煤炭市场体系长效机制初步建立

（一）建立煤炭产能置换制度

从煤炭产业发展和供需平衡实际出发，强化产能置换指标交易，建立了煤炭新旧发展动能转换的长效机制，全国市场化交易煤炭产能置换指标超过3亿吨。产能置换指标交易的成功实践，既拓展了去产能资金来源、节约了财政资金，又增强了资金使用的灵活性，受到地方和企业的欢迎；既引导过剩产能加快退出，又为发展优质产能腾出空间，为“十三五”乃至更长时期煤炭行业结构优化升级探索了可行路径。

（二）中长期合同制度逐步健全

坚持政府、行业和企业协同，强化政府监管和服务，发挥行业协会引导和自律，充分尊重企业市场主体地位，积极探索建立促进中长期合同签订履约的长效机制。指导规范合同签订行为，完善电煤合同价格机制，引导电煤坚持“基准价+浮动价”定价机制。要求中央和各省（区、市）及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上。加强合同履行信用监管，保证季度履约率不低于80%，半年及全年履约率不低于90%。

（三）煤电联营快速推进

完善相关激励措施，优先发展煤电联营项目，支持相关企业交叉持股和联合重组，从根本上化解煤电矛盾。结合国有企业改革和发展混合所有制，开展煤电联营试点，努力打造跨行业、跨区域、跨所有制发展的大型企业集团，实现上下游产业有机融合，更好发挥协同效应，提高抵御市场风险能力。

（四）煤炭价格异常波动应对机制日益完善

坚持政府引导、企业自愿原则，有关部门加大政策激励，行业协会加强诚信自律，引导符合条件的企业在迎峰度夏度冬等特殊时期主动履行保供稳价社会责任，有效保障供应稳定和价格平稳。

（五）推进煤炭交易市场体系建设

引导和规范地方煤炭交易市场，指导地方在煤炭主产地、集散地和消费地建立健全地方和区域煤炭交易中心。积极推进全国煤炭交易中心建设，为优化资源配置、促进降本增效发挥积极作用。逐步形成层次分明、功能齐全、手段先进、运行规范的煤炭交易市场体系。

电力是关系国计民生的基础产业，事关经济社会发展全局，对满足人民日益增长的美好生活需要有着至关重要的作用。党的十八大以来，各有关方面认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，深入推进电力体制改革，清洁低碳、安全高效的电力产供储销体系初步建立。

一、电力生产能力翻番，清洁能源比重迅速提高

党的十八大以来，能源领域全面贯彻落实习近平总书记关于能源生产和消费革命的重要论述，推动清洁能源规模化开发利用，清洁能源已成为电力建设增量中的主力，在能源消费中的比重持续提升。清洁能源产业迅速发展壮大，为推动我国能源清洁低碳发展发挥了重要作用。

（一）电力生产能力充足

电力产供储销体系能够支撑经济社会发展需要，首先体现在电力生产能力充足。截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，全年发电量7.5万亿千瓦时，自2011年以来发电装机容量和发电量连续保持世界第一，电力生产环节质量显著提升。其中，非化石能源发电装机占总装机的40.8%，全年发电量占总发电量的30.9%。截至2019年底，煤电装机10.4亿千瓦、气电装机0.9亿千瓦、水电装机3.6亿千瓦、核电装机0.5亿千瓦、并网风电装机2.1亿千瓦、并网太阳能发电装机2.0亿千瓦，煤、气、水、核、风、太阳能发电协同发展，建立了多元化的电力生产体系，形成了多元化的发电技术积累，提升了电力生产安全保障能力。同时，随着清洁能源比例不断提高，在储能技术难以规模化应用、抽水蓄能和气电不足的条件下，煤电作为灵活性调节型基础电源，仍需保持合理发展规模，以保障电力供需平衡和系统安全。

（二）清洁能源产业规模不断壮大

截至2019年底，全国可再生能源发电装机容量已达到7.94亿千瓦，是2015年的1.5倍，占全部电力装机的39.5%，相比2015年提高5.4个百分点。全国可再生能源发电量2.04万亿千瓦时，是2015年的1.35倍，占全部发电量的27.9%，相比2015年提高1.6个百分点。其中水电、风电、太阳能发电年发电量分别为1.3万亿千瓦时、4 057亿千瓦时、2 243亿千瓦时，分别是2015年发电量的1.2倍、2.2倍、5.7倍。2019年全国平均水能、风电和太阳能发电利用率分别达到96%、96%和98%。可再生能源的快速发展，为实现非化石能源占一次能源消费比重到2020年和2030年分别达到15%和20%的目标打下坚实基础。

（三）清洁能源技术水平不断进步

水电方面，我国相继建成投产了一批高水平水坝工程，坝工技术取得多项重大突破，水工建筑物抗震防震、复杂基础处理、高边坡治理等多个领域的技术水平国际领先；风电方面，低风速风电技术目前已处于国际领先水平，我国风电发电效率提高了20%～30%，智能控制、风功率预测、故障预测、寿命分析等系统技术不断优化升级；光伏发电技术达到世界领先水平，单晶硅电池转换效率多次刷新世界纪录，光伏电池转换效率最高达到23.9%。

（四）清洁能源发电成本快速下降

陆上风电项目平均单位千瓦造价由1万元左右降至2019年的7 000元左右，部分地区已低于6 000元；太阳能发电方面，光伏组件、系统和逆变器的市场价格下降了90%以上。全国超过一半的省（区、市）风电、光伏发电已具备无补贴建设条件。陆上风电、光伏发电将在“十四五”前期实现无补贴平价上网。

二、电网资源配置能力明显增强，保障民生日益凸显

我国电网规模自2009年以来保持世界第一，电网资源配置能力增强，着力补齐供应短板，提升利用效率，不断提高国家能源安全保障水平，促进能源高质量发展，更好满足人民日益增长的美好生活用电需要。

（一）电网布局不断完善

截至2019年底，全国220千伏及以上线路回路长度达到75.5万千米，220千伏及以上变电容量达到42.6亿千伏安，电网规模自2009年以来保持世界第一。我国电网已形成东北、华北、西北、华中、华东、南方六大区域电网为主体，区域间主要通过直流联络，覆盖全部省（区、市）的电网格局。其中，东北已形成自北向南交直流环网运行的500千伏区域性电网；华北形成了以京津冀鲁为受端负荷中心，以蒙西、山西电网为送端的“两横一纵”特高压交流主网架；西北已形成以甘肃电网为中心的750千伏主网架；华中以渝鄂背靠背为联系，分别形成以三峡外送系统为核心的覆盖豫鄂湘赣500千伏主干网架和涵盖川渝藏三省（区、市）的500千伏主干网架；华东围绕长三角区域建成特高压交流网架，并向南延伸至福建；南方电网形成了“八交十直”的西电东送主网架。

（二）电力流向逐步优化

截至2019年底，全国跨区输电能力达到14 815万千瓦。同时，南方、华东、华北区域内已投运9条跨省特高压输电线路，输电能力4 580万千瓦。至此，全国已形成了北、中、南3个通道的跨省跨区送电格局。其中，北通道以华北区域内的晋、蒙送电京津冀鲁为主，同时山东接受部分西北、东北电力；中通道以四川、三峡水电及内蒙古、宁夏、陕西、新疆电力送华东为主，辅以皖电东送、川电送渝及新疆和甘肃送电河南、湖南；南通道以南方区域内的云、贵送电广东为主。

（三）区域内资源优化配置不断增强

随着区域电网不断加强，以省为实体的模式已不能适应新的形势，需要打破省间壁垒，依托区域电网平台，加强统一规划，建设区域统一电力市场，实施区域电网统一调度，实现区域内风、光、水、火多类型资源的互补互济，保障区域内电力可靠供应。同时加强智能配电网建设，提高供电能力和可靠性，满足新能源、分布式电源、储能、电动汽车等接入电网需求，推动互联网信息技术与能源融合。

三、系统调峰能力明显改善，储能氢能技术不断突破

电力调峰和储备制度进一步完善，系统调峰能力稳步提高，煤电机组灵活性制造改造工作全面推广，储能关键技术和设备攻关明显加强，储能技术持续发展，储能产业应用不断升级。

（一）电力系统调峰能力明显增加

截至2019年底，已完成煤电机组灵活性改造超过5 000万千瓦，建成抽水蓄能电站3 029万千瓦。灵活性制造和灵活性改造并重，煤电机组制造时的参数设计考虑深度调峰的需要，实现灵活性制造。发电企业对煤电机组稳燃、汽轮机、汽路以及制粉等进行技术改造，对热电机组安装在线监测系统，加快储热、热电解耦等技术改造，机组调峰能力明显提高。具备资源条件的地区在充分论证基础上，建设一批如抽水蓄能电站、燃气蒸汽联合循环电站等调峰能力强的发电项目。新投产煤电机组调峰能力进一步提高，新核准建设煤电机组在设计时考虑配备具有调节性能的主辅机设备和煤炭混合燃烧、配置设施，切实满足深度调峰需要。开展煤电风光储一体化试点，在资源富集的地区，支持煤电和可再生能源优势互补，试点煤电风光储一体化发展。挖掘企业自备电厂的调峰潜力。企业自备电厂按照要求参与电网调峰，可再生能源与企业自备电厂市场化交易得到鼓励。建立推广调峰机制，认定一批调峰机组。

（二）电力调峰运行水平显著提高

到2020年，调峰机组达到最大发电负荷的10%。所有并网发电机组按要求承担电力系统调峰责任和义务。根据调峰方式、机组类型的不同，对调峰机组实行分类管理。电网调度管理措施进一步完善。调度机构采用技术手段实现优化调度，安排发电机组参与电力系统调峰、调频、备用，通过市场化手段提高电网调峰、调频、调压的能力。按需调用应急调峰机组。应急调峰机组日常停机备用，在出现高峰用电负荷大幅超出预测值，极端天气（极寒或极热）、电网事故、自然灾害等不可抗力时，如发生电力供应紧张的情况，按照规定程序启动。电力调峰和储备制度进一步完善，发电侧调峰机组和需求侧可调节用电负荷并重。

（三）储能建设成本持续下降

我国储能产业已发展多年，目前仍处于市场初期培育阶段。截至2019年底，我国储能市场累计装机3 167万千瓦，以抽水蓄能和电化学储能为主。其中，抽水蓄能装机3 029万千瓦（占比95.6%），全球第一；电化学储能累计装机116万千瓦（占比3.7%），增速显著，以锂离子电池为主，占比75.12%。近年来储能成本持续下降，现阶段，我国抽水蓄能度电成本约0.25元，关键装备生产已基本国产化。电化学储能中经济性较好的是磷酸铁锂电池，单位成本0.6～0.8元。电化学储能系统成本下降主要得益于新能源汽车带动的动力电池成本下降。未来，低成本长寿命储能专用电池将是技术研发和市场应用的主流方向。

（四）储能发展和建设加快推进

近年来，我国储能尤其是新型储能在技术研发和示范应用方面取得了显著进展，一些方面甚至达到国际领先水平。新型储能技术规模化示范应用主要集中在电化学储能领域，预计“十四五”期间电化学储能规模年均增长达到70%～100%。储能关键技术设备攻关已经开展，大容量、高安全、低成本、高效率、长寿命的储能技术研究得到突破。新型电储能和需求侧调峰在“十三五”试点示范基础上形成规模化应用，助力解决可再生能源出力波动问题。

四、电力增长转向高质量发展，消费水平不断提升

电气化水平不断提高，全社会用电量快速增长，电力需求侧管理深入推进，市场化需求响应广泛实施，需求侧管理激励措施进一步完善，电力消费已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。

（一）电力消费水平不断提升

2019年，全国人均用电量5 186千瓦时，比上年增加241千瓦时。新兴产业发展和传统产业转型升级将带来能源需求新变化。新一轮工业革命，特别是5G、人工智能、物联网等产业发展和消费升级提升电力消费水平。在用数据中心年用电量超过1 000亿千瓦时；电动汽车年充电量近300亿千瓦时。新型城镇化快速发展，由制造大国向制造强国转变，都有力拉动电力增长转向高质量发展，消费水平不断提升。

（二）电力需求侧管理深入推进

在电力供应不足、突发事件等情况下，通过市场化方式、技术手段以及必要的行政措施，减少部分用电需求，维护供用电秩序平稳，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电不受影响。严格落实国务院关于能源安全储备的要求，到2020年，各地区可中断用电负荷达到最大用电负荷的10%～20%。可中断负荷用电方案动态编制落实，优先购电用户目录初步建立，居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先购电计划，违法违规和不合理用电受到限制，国家产业政策和节能环保政策贯彻落实，年度方案动态调整并及时向社会和相关电力用户公布。需求侧管理激励措施进一步完善。实施可中断用电的用户得到适当补贴，各地利用电力需求侧管理等方面的资金，对积极采取可中断用电措施并取得明显效果的用户，给予补贴，放宽限制，不纳入有序用电范围。有条件的地区通过市场化方式初步建成可中断负荷电价和高可靠性电价机制，电网企业与电力用户协商签订可中断负荷协议、高可靠性负荷协议，执行可中断负荷电价、高可靠性电价。

（三）市场化需求响应稳步实施

现代信息技术培育电能服务得到推广运用，需求侧市场化激励机制进一步完善，基于价格激励的响应措施得到健全。电力需求侧管理进一步完善推广，用户错峰用电广泛实现，电力需求侧响应能力显著提高。电能替代广泛实施。以电能替代散烧煤、燃油为抓手，电能占终端能源消费比重不断提高。电采暖、地源热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等得到重点推广和试点。用电侧智能化水平显著提升，“互联网+”电力运营模式初步构建，电能服务管理平台完成建设，智能调度控制系统全面推广，信息平台承载能力和业务应用水平提升，智能电网和智慧城市创新示范区广泛开展。充电设施技术水平显著提升。充电基础设施配套电网建设与改造得到加强，电动汽车充放电行为的有序管理得到推动，车联网等信息服务新领域得到拓展，充电基础设施发展环境和产业格局显著改善。多元化民生用电得到满足。智能楼宇、智能小区、智能园区集中建设，需求侧储能应用试点启动，面向智慧城市的智慧能源综合体系初步建立。

五、市场化改革全面推进，体制机制逐步完善

按照建立“管住中间、放开两头”的体制架构要求，扎实推进电力市场化改革，加强对垄断环节的监管，推动竞争性业务稳步向市场放开。国内有效竞争的电力市场体系初步形成，市场主体活力不断激发，改革红利持续释放，电力市场化改革全面推进，电力体制机制逐步完善。

（一）电力市场化交易电量快速增长

积极推进市场化交易，大幅提高交易电量规模，放开市场主体参与跨省跨区交易，支持用户与清洁能源开展交易。电力市场化交易机制不断完善，约1/3电量通过市场化交易完成。2019年，全国完成市场化交易电量2.71万亿千瓦时，比上年增长31.6%，占全社会用电量的37.5%（占经营性行业用电量的67.4%）。市场化交易平均降价幅度3.6分/千瓦时，减少电力用户购电支出790亿元，自2016年起累计降低用电成本超2 600亿元。从交易电量占比看，全国21个地区市场化比例超过37.5%的全国平均水平，其中云南、江苏、宁夏、山西均在60%以上，青海、山东、广西、蒙东、新疆、辽宁、安徽均在50%以上。

（二）电力交易机构独立规范运行不断推进

2019年，全国所有省（区、市）均已组建电力交易中心，并成立了北京、广州两个国家级区域电力交易中心。2018年，发布推进电力交易机构规范化建设的通知，要求按照多元制衡的原则对电力交易中心进行股份制改造，北京、广州电力交易中心和广东、广西、云南、贵州、海南、山西、湖北、重庆等8个省（区、市）电力交易中心已引入不同类型的市场主体股东。随着电力市场化改革的不断推进，电力交易中心投入市场化运作，为发电企业和电力用户直接交易提供了平台。电力市场化的推进，降低了实体经济用电成本，使改革红利得到一定程度的释放。

（三）竞争性业务有序向社会资本放开

增量配电试点工作取得实质性突破，截至2019年底，已分四批批复404个增量配电业务改革试点，2020年正在组织开展第五批试点工作。针对一些地区前期试点项目进度较慢、部分地方电网企业不支持试点等问题，相关部门多次开展调研、督导、通报、约谈；针对少数试点项目因前期研究论证不充分而难以实施的问题，及时清退了24个试点项目。增量配电业务改革试点明显提速，建成投运项目已达到135个。此外，全国已成立4 000多家售电公司，向用户提供购售电、合同能源管理和综合节能等多种服务。

（四）现货市场建设平稳推进

2017年8月，印发实施《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，加快推动电力现货市场建设。2018年8月，广东率先开始模拟试运行，之后其他试点也相继开展电力现货市场模拟试运行、调电试运行和结算试运行。截至2019年6月，首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。2019年8月，印发实施《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（以下简称《意见》），要求进一步发挥市场决定价格的作用，建立完善现货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电力生产和消费，加快放开发用电计划，激发市场主体活力，提升电力系统调节能力，促进能源清洁低碳发展。同时，《意见》还按照问题导向和目标导向，紧紧围绕电力现货市场试点工作中面临的重点和共性问题，给出具体政策意见，注重对电力现货市场试点工作的指导性，加快竞争性电力市场建设。2020年，各现货试点将开展较长周期的连续试运行，为下一步连续运行做好充足准备。

（五）输配电价及上网电价改革不断深化

加快健全输配电价监管体系，有序放开竞争性环节电价。2016年实现输配电价改革全覆盖，先后出台成本监审办法以及省级电网、区域电网、专项工程定价办法等，完成第一监管周期输配电价核定；2019年以来，修订成本监审和输配电定价办法，开展全部省级和区域电网第二监管周期成本监审和输配电价核定。同时，深化燃煤发电价格形成机制改革，将标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。平稳推进光伏、风电上网电价市场化改革，为加快推动平价上网创造有利条件。2015年以来，不断深化电价改革，加之国家降低增值税率等措施，2019年社会用电成本比2014年降低约5 000亿元。

党的十八大以来，我国大力提升国内油气勘探开发力度，稳定国内石油产量；统筹推进油气进口多元化，稳定进口来源；优化完善油气管网建设布局，提升管输能力和效率；加快推进石油储备设施建设，提高应急保供能力；推动形成公平竞争的市场环境，提高市场活力，促进行业健康发展，石油供应保障能力不断增强。

一、努力提高石油产量

（一）原油产量由降转升

国内油气生产是我国能源安全的“压舱石”。新中国成立以来，我国石油工业取得巨大成就，1978年原油产量突破1亿吨，2010年突破2亿吨，2015年达到约2.15亿吨。近年来，由于国际油价持续低位徘徊，国内油气勘探开发投资和工作量下降，加之大庆、胜利等老油田进入开发后期，我国原油产量呈缓慢下降趋势，2016、2017、2018年国内原油产量分别为1.98亿吨、1.91亿吨、1.89亿吨。为保障国内原油稳定供应，相关部门组织企业大力提升勘探开发力度，提高国内油气产量。2019年，我国原油产量扭转了连续三年下降势头，达到1.91亿吨，比上年增长1.1%。

（二）新发现一批大型油田，奠定了资源基础

贯彻落实党中央、国务院决策部署，制定实施国内油气增储上产的“七年行动计划”，细化阶段性目标任务，压实各方责任，大力提升国内油气勘探开发力度。国内油气勘探取得积极成效，一批大型石油资源相继被发现。鄂尔多斯盆地长7生油层新增石油探明地质储量3亿吨左右，预测地质储量近7亿吨，合计达到10亿吨级。

（三）煤制油产业初具规模

持续加大煤制油关键核心技术攻关，形成了具有自主知识产权的煤直接液化、间接液化成套工艺技术，低阶煤热解部分关键技术实现突破，煤制油气技术总体上已达国际领先水平，装备国产化率达到98%以上，神华等一批拥有自主知识产权的示范项目相继投产并逐步稳定运行。

（四）炼油能力长足发展

逐步淘汰能耗水平低、环保性能差的小型炼油企业，加快推进炼化一体化企业发展。将给予地方炼油企业进口原油使用资质与淘汰落后产能工作相结合，淘汰落后炼油产能近1亿吨，产业结构得到进一步优化，炼油能力不断提高，2019年超过8亿吨，居世界第二位，原油加工量约6亿吨，成品油产量约3.8亿吨，较好地满足国内成品油消费需求。

二、供应能力不断增强

（一）国际油气合作持续深入

受限于资源禀赋，国内原油产量难以满足消费增长需求，我国从1993年成为石油净进口国以来，进口量持续增长，2003年突破1亿吨，2019年达到5亿吨。多年以来，我国油气企业积极开展国际合作，初步形成中亚、俄罗斯、非洲、中东、美洲以及亚太等油气合作区。2019年，我国从沙特阿拉伯进口原油超过8 000万吨，从俄罗斯进口原油超过7 000万吨，从巴西、安哥拉和伊拉克进口原油均超过4 000万吨。

（二）合作方式更加多样化

在传统油气合作基础上，通过与大型跨国石油公司资产互换、融资租赁等方式推动油气合作多样化。将油气投资项目从常规油气扩展到油砂、超重油、页岩油等油气项目。综合运用期货贸易、长协贸易、转口贸易、易货贸易等方式，降低能源进口成本和风险，推动原油进口贸易形式多元化。

（三）管网布局不断完善

持续推进重点跨境油气管道建设，中哈、中缅、中俄和中俄二线等四大原油进口管道全面贯通，油气进口供应能力不断提升。不断完善国内油气管网布局，加强重点油气田、炼油厂与消费地之间的互联互通，一批长距离、大输量主干管道建成投产，联络线和区域网络不断完善，基础设施网络基本成型，可基本满足国内石油资源调配需要。

三、储备能力大幅提升

我国是石油进口大国，建立健全石油储备，可有效保障我国石油供应安全稳定。近年来，我国以能源安全为主线，着眼构建石油供应保障长效机制，优化储备制度，结合原油、成品油生产和供应体系，积极发挥政府主导作用和国有企业引领作用，充分激发民营企业储备潜力，构建稳定高效的石油储备体系。

我国石油商业储备起步晚，国企商储公司运营日渐成熟，民营商储公司运营尚在起步阶段。2008年，中石化、中石油分别注册成立商储公司，标志着我国石油商业储备项目正式拉开帷幕。目前，中石油、中石化、中海油作为运作主体构成了我国的企业石油商业储备体系，其商储公司加强产业资本与金融资本结合，有效利用期权、套期保值等金融工具，参与国际石油市场运作，对冲原油商品价格及利率汇率大幅波动风险。

四、油气体制改革迈出实质性步伐

近年来，我国针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，持续深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价机制改革和国有油气企业改革，释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力、国际国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。

（一）勘探开发不断放开

《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》取消了石油天然气勘探开发限于合资、合作的限制，将2018年版自贸试验区外资准入负面清单试点的石油天然气勘探开发等开放措施推向全国。2019年，自然资源部印发《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，在中华人民共和国境内注册、净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。中共中央、国务院发布《关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见》，支持民营企业进入油气勘探开发、炼化和销售领域，建设原油、天然气、成品油储运和管道输送等基础设施。

（二）管网改革持续提速

2019年，国家石油天然气管网集团有限公司正式成立，标志着我国上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场新体系基本确立。《油气管网设施公平开放监管办法》制定出台，鼓励和支持油气管网设施互联互通和公平接入。

2017年以来，国务院各有关部门、各地方和油气企业不折不扣地贯彻落实党中央、国务院决策部署，以钉钉子精神，迎难而上，加强顶层设计、抓实协同保障、完善政策支持、优化重大布局、推进重点项目，天然气产供储销体系建设取得阶段性进展，冬季高峰期用气保障更加有序有效。

一、天然气产量连续三年增产超过100亿立方米

2017年以来，各方深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，石油企业切实承担油气增储上产主体责任，大力提升油气勘探开发力度，取得阶段性进展。

（一）天然气增储上产支持政策不断出台

“十三五”期间，国家不断出台相关政策，鼓励天然气上游企业增产增供，大力提升国产天然气的供应能力。2017年，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，鼓励勘探开发市场竞争。2018年，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号），明确指出加大国内勘探开发力度，深化油气勘查开采管理体制改革。2019年，油气行业增储上产的“七年行动计划”，进一步细化了阶段性目标任务。2020年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求坚持大力提升国内油气勘探开发力度，支持企业勘探开发投资稳中有增。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发，保障持续稳产增产。

（二）勘探开发取得积极进展

目前，我国约有三分之二的常规天然气主要产自塔里木、鄂尔多斯、川渝和海上等区域。塔里木、长庆、青海、川渝等主力气田产量每年基本保持超过6%的增速。在相关政策的鼓励下，近三年，中石油、中石化等上游供气企业不断勘探开发出新的气田。塔里木盆地和准噶尔盆地深层油气、渤海海域天然气相继取得一批重大发现；渤中19-6气田是京津冀周边最大的海上凝析气田。2019年，中石油塔里木盆地博孜-大北气田博孜9井勘探成功，新探明天然气储量1 153亿立方米，天然气资源量超过1万亿立方米；中石化在鄂尔多斯盆地北部的东胜气田，新增探明储量超440亿立方米，累计探明储量超1 230亿立方米。

（三）天然气增产成效显著

2019年，我国天然气新增探明储量达到1.4万亿立方米，比上年增长68%；天然气产量超过1 700亿立方米，比上年增长11%以上，连续三年增产超过100亿立方米。分类型看，页岩气产量超130亿立方米，其中，作为主要产地的中石油川南页岩气产量达到80.3亿立方米。全国规模以上工业企业生产煤层气88.8亿立方米，增量16.2亿立方米。煤制气产量超30亿立方米。

二、天然气进口进一步多元化

（一）陆上管道气进口规模不断增加

目前，我国管道天然气进口主要通道有三条，分别是：中亚管道从中亚进入新疆运输至东部地区，中缅管道从缅甸进入云南运输至川渝地区，中俄东线从俄罗斯进入黑龙江再向南运输。2018年我国管道气进口量500亿立方米左右。2019年12月2日中俄东线北段建成投产。中俄东线通气，进一步优化了区域用气结构，形成多气源供应渠道，在我国天然气整体流向“自西向东”的基础上，增加了“北气南下”流向，进一步完善了我国东部地区的天然气管网布局，与东北管网系统、陕京系统、西气东输系统互联互通，对于增强冬季天然气保供能力起着重要作用。

（二）液化天然气进口来源国不断增加

2006年起，我国开始进口液化天然气（LNG），进口量稳步攀升。2010年以来，我国天然气进口量年均增速约26%，其中LNG进口年均增速超40%。2019年，我国天然气进口总量达9 600万吨，比上年增长7%左右；其中LNG进口6 025万吨，比上年增长12.4%，占进口总量的62.4%。进口来源不断多元化，主要有澳大利亚和巴布亚新几内亚等南太平洋岛国、卡塔尔和阿曼等中东国家、马来西亚和印度尼西亚等东南亚国家以及美国、俄罗斯等国。2018年1月，中俄能源合作重大项目——亚马尔液化天然气项目第二条LNG生产线正式投产。

2006年广东大鹏第一个LNG泊位投产，沿海LNG泊位建设稳步推进，但主要是南方沿海地区发展较快。截至2019年底，经国家核准的LNG接收站共计16座，总接收能力约8 410万吨/年（1 200亿立方米/年）。

（三）加快天然气管道互联互通

加快天然气管道重点项目建设，提高管输效率，加强区域间、企业间、气源间互供互保。2018—2019年供暖季，“南气北上”等互联互通工程大幅新增供气能力，有力保障了华北地区天然气供应。2019—2020供暖季，新增向京津冀等重点地区送气能力。大力协调推动“南气北上”“东北入关”等互联互通重点项目建成投产。

三、储气能力快速增加

经过近几年国家不断鼓励促进各地及企业加强储气设施建设，截至2019年底，全国形成储气能力约200亿立方米。

（一）加强统筹规划布局建设

2018年，印发《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》，2018—2020年利用中央预算内资金，支持各地建设地方3天储气能力项目。印发《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，推动以建立地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统。2019年，国家发展改革委、住房城乡建设部、国家能源局与全国30个地区签订了《明确储气设施规划建设责任备忘录》，进一步明确各方责任，督促各地提高重视，加快推进储气设施建设。

（二）鼓励合资合建集中建设等方式履行储气能力

部分省份采取与沿海LNG接收站合资、合建的模式落实储气能力规划目标。内陆地区主要采取从上游供气企业购买储气库储气能力，合资集中建设LNG储气设施，并以采用LNG罐箱集散中心为补充落实储气设施建设项目。

四、供销合同全面签订

（一）组织全面签订合同

供气企业与用户之间严格签订和执行合同是保障天然气稳定供应的基础。为此，国家发展改革委通过规范天然气合同文本、限定签订时间、强化监管等措施确保上游保供气企业和用户顺利完成销售合同签订。在签订过程中，鼓励上游供气企业与各地全面签订供气合同，通过合同锁定全年及供暖季民生用气资源，对于非民生用气鼓励通过市场化方式由供需双方协商落实资源，并针对少数地区不严格履行合同少提气或多提气问题，推行偏差结算条款，依据合同保障供用气双方权益。同时，利用第三方信用服务机构开展供用气合同签约履约信用数据采集工作，并建立信用记录，对履约不到位的地方和企业，约谈提醒；对问题突出的，予以通报，并实施失信联合惩戒。

（二）利用合同锁定“煤改气”用户新增用量

通过合同落实“煤改气”新增需求，保障人民群众温暖过冬。发展“煤改气”等新用户，必须“先规划、先合同、后改造”；气源不落实、合同签订不到位的，暂不发展。城市燃气企业与下游用户签订的合同气量必须以上游可供气量为基础，务必做到“以资定供”“以供定需”，确保供需动态平衡。

（三）组织签订可中断合同

始终坚持以人民为中心的发展思想，立足现阶段资源偏紧、调峰矛盾突出的实际，把保障民生用气摆在首要位置，必要时采取有效措施，确保居民生活、取暖等民生用气需求。要求各地区和有关企业在天然气供销合同签订过程中，按照要求对暂时不具备储气能力的部分，积极通过签订可中断供用气合同履行储气责任，落实储气调峰能力，明确压减时间、气量以及补偿措施。

（四）建立可中断调峰用户清单

组织地方和上游供气企业建立“三个一亿方”可中断调峰用户清单，每年根据形势变化更新完善，必要时按照“确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进”的原则科学确定减停供次序，确保民生等重点用气需求，并兼顾经济发展和工业生产用气需求。

货物运输连着生产和消费，是保障煤炭等生产要素稳定供应的重要环节。党的十八大以来，各有关方面认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚决做好重点物资和重要时点运输保障，深入实施运输结构调整，产运需衔接能力持续增强，有力支撑了经济社会平稳运行。

一、煤炭等重点物资运输保障能力得到加强

在煤电油气运保障工作部际协调机制框架下，国家发展改革委会同交通运输部、国铁集团等部门和有关地方，加强组织领导和统筹协调，有效保障了煤炭等关系国计民生的重点物资运输，较好地支撑了国民经济平稳运行。我国煤炭生产和消费区域分布的不平衡决定了“西煤东运”“北煤南运”的煤炭运输总体格局，随着煤炭去产能工作的深入推进，煤炭资源地与需求地的逆向分布愈加突出，煤炭运输格局发生较大调整，运输保障任务更加艰巨。近年来，有关部门和地方在加强运输组织，强化对重点区域、时段运力支持的同时，加快主要煤运通道、煤炭产销地铁路专用线建设，着力提高煤炭运输能力，较好地完成了煤炭运输保障任务，为确保迎峰度夏、冬季取暖等用煤高峰期的稳定供应发挥了重要作用。

二、运输结构调整取得积极进展

（一）顶层设计和工作机制不断完善

习近平总书记强调，要调整运输结构，减少公路运输量，增加铁路运输量[1]。2018年，国务院办公厅印发《推进运输结构调整三年行动计划》，明确了运输结构调整的总体要求和主要任务，成为推进运输结构调整的重要指导性文件。交通运输部、国家发展改革委等部门深入贯彻落实，细化分解运输结构调整各项具体任务；国铁集团将铁路货运增量完成情况进行分解，积极配合地方政府和企业建设铁路专用线；全国31个省（区、市）人民政府和新疆生产建设兵团制定本地实施方案，并建立省级人民政府牵头的工作领导机制；国家能源投资集团、招商局集团、宁波港等相关行业骨干企业加快推进干线铁路建设、多式联运创新发展等工作。

（二）重点目标任务有序推进

一是货运结构不断优化，“公转铁”“公转水”取得重要进展。2019年，全国铁路、水路分别完成货物发送量43.2亿吨、74.7亿吨，比上年分别增长7.2%、6.3%，两者占全社会货运量的比重进一步提高。二是铁路运能有效提升，“微循环”进一步畅通。干线方面，2019年，全球里程最长的重载铁路——浩吉铁路建成通车，开辟了“北煤南运”新通道，规划年运输能力超过2亿吨。专用线方面，2019年，国家发展改革委会同交通运输部、国铁集团等部门和单位印发《关于加快推进铁路专用线建设的指导意见》，着力打通铁路运输“最后一公里”。三是主要港口、物流园区强化铁路衔接，公铁联运有序推进。环渤海、长三角地区的沿海主要港口矿石、焦炭等大宗货物铁路和水路疏港比例、大型工矿企业和新建物流园区铁路专用线接入比例都有明显提高。城市周边地区铁路集结转运中心和市内铁路站场设施加快改造，“外集内配、绿色联运”的公铁联运城市配送新体系逐步推广。

（三）多式联运加快发展

一是联运设施能力不断提升。2018年，国家发展改革委、交通运输部联合印发《国家物流枢纽布局和建设规划》，提出加快支持建设多式联运场站及快速换装转运设施。2019年首批纳入“国家物流枢纽建设名单”的23个物流枢纽中，11个涉及多式联运设施项目。国际多式联运通道建设加快，中欧班列节点布局进一步完善。2019年，中欧班列累计开行8 225列，比上年增长29%。二是组织模式不断创新。初步形成以集装箱多式联运为主，商品车、冷链等专业化多式联运为补充的发展态势；探索推出铁路集装箱“一箱到底”、全程提单、“卡车航班”等创新模式；商品车滚装操作规程、集装箱多式联运电子运单等行业标准得到推广；不同运输方式间逐步开展信息互联互通。三是示范工程建设有序推进。交通运输部、国家发展改革委已累计开展3批共70个多式联运示范工程项目建设，在基础设施衔接、组织模式创新、装备研发应用、信息互联互通等方面先行先试，形成了一批可复制可推广的经验。2019年对第一批示范工程项目进行了验收，公布首批12家“国家多式联运示范工程”。

煤电油气是一个地区或一个国家生产生活有序开展的基础，是经济平稳运行的重要保障条件，直接影响到经济社会各项事业的发展。极端天气等自然灾害、各类安全生产事故等因素导致的突发事件都会造成煤电油气供需紧张，使得市场不能有序运行，威胁到局部区域或者国家整体的正常生产生活秩序。随着我国经济持续高速发展，能源消费水平不断提升，近几年局部区域部分时段也发生了一些煤电油气中个别品种或多个品种供应紧张的情况，对煤电油气领域的治理提出了重大考验。

党中央、国务院高度重视煤电油气应急保障工作，成立了跨部门的综合协调机制，完善了应急预案体系和监测预警体系，有力保障了重点领域、重要时段、重大活动和重大突发事件等应急状态下煤电油气运的稳定供应，保持了供需总体平衡，有效保障了正常生产和生活需求，为经济持续健康发展和社会和谐稳定提供了重要支撑。

一、煤电油气运保障机制更加健全

为贯彻落实党中央、国务院决策部署，及时解决宏观经济运行中的煤电油气应急保障问题，组建了由发展改革委牵头，工业和信息化部、财政部、交通运输部、水利部、农业农村部、国家能源局等部门参与的煤电油气运保障工作部际协调机制，妥善解决跨部门、跨行业、跨地区煤电油气运工作的突出矛盾和问题，实施煤电油气运重大突发事件的应急指挥和综合协调，加大各项政策措施的制定效率和执行力度，为地方和部门做好服务。同时，各地也相应成立了煤电油气运综合协调应急领导小组。

二、煤电油气应急预案体系不断完善

为维护煤电油气的正常生产和供给秩序，避免或缓解煤电油气运突发大范围供给困难或供求失衡等对经济社会产生的影响，结合《国家突发公共事件总体应急预案》，有关部门先后制定了《国家处置电网大面积停电事件应急预案》《陆上石油天然气储运事故灾难应急预案》《海洋石油天然气作业事故灾难应急预案》等多个专项预案和部门预案。地方部分省（市）制定出台了《煤电油气运综合协调应急预案》，一些省（市）按能源品类制定了相应的应急预案，如《天然气迎峰度冬应急预案》《成品油供应应急预案》等。能源企业也制定了应急预案，如《中国石油天然集团公司突发事件应急预案》《石油天然气管道突发事件应急预案》等。

三、供需形势监测分析能力逐步加强

各级经济运行调节部门不断加大经济运行态势监测分析力度，力求准确把握宏观经济走势和煤电油气运供需形势，按照缩短周期、增加密度、拓宽领域、延伸深度的原则，完善月度分析例会和监测旬报、月报等制度，为有效开展应急保障工作提供基础支撑。会同煤炭电力等行业协会、煤电油气运企业和地方有关部门建立多层次、广覆盖的监测工作体系，强化动态监测和预警，增强工作的预见性。加强重点领域和供应紧张地区的调查研究，综合分析生产、运输、消费、库存和价格的变化情况，及时发现苗头性、倾向性问题，提出调控调节的政策措施建议。

四、应急保障能力不断增强

为增强突发事件应急保障能力，通过总结重大突发事件应对中应急物资的实际使用情况，组织编制并印发了《应急保障重点物资分类目录（2015年）》。开展应急资源调查，汇总形成了包括5 000多家企业信息的应急物资生产企业名录。为适应应急保障工作形势变化，会同有关部门建设了国家应急资源信息服务系统，汇聚了全国数千家应急保障企业、各类救援队伍和应急基础设施等信息，向有关部门、地方和企业提供应急资源信息服务，涵盖了生活救助、应急通信、医药储备、消防应急、医疗救援、民政救灾、溢油处置、防汛抗旱、草原防火、森林防火等领域。与工业和信息化部、公安部等13个部门和单位联合签署了《国家应急物资保障信息共享备忘录》，制定了《国家应急物资保障信息服务系统共享信息目录（2017年）》，约定了各参与单位共享的信息内容，明确了信息共享方式、更新频率和管理责任，并建立了相应的工作机制。

五、应急管理工作取得积极成效

在党中央、国务院的坚强领导下，在煤电油气运保障工作部际协调机制框架下，成功应对了四川汶川地震、青海玉树地震、甘肃舟曲特大泥石流等重大自然灾害，圆满完成了煤电油气运等重要生产要素和救灾物资保障工作，及时抢修了电力、交通、通信等基础设施；有效化解了电煤市场供应和电力迎峰度夏、天然气迎峰度冬等重点时段的突出矛盾，有力保障了北京奥运会、上海世博会、党的十八大和十九大以及每年的“两会”等重大活动的煤电油气稳定供应，为经济持续健康发展和社会和谐稳定提供了有力保障。

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[1]在中央财经委员会第一次会议上的讲话（2018年4月2日），《人民日报》2018年4月3日。