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二、煤炭行业深化供给侧结构性改革
党的十八大以来，在习近平新时代中国特色社会主义经济思想指导下，我国能源发展取得一系列新成绩，有力地保障了我国经济实力整体提升和生态文明建设取得历史性成效，为进一步增强国家综合实力发挥了重要的支撑作用。
能源是支撑经济社会发展和民生改善的重要基础。实现建设社会主义现代化强国的目标，我国能源消费水平还需进一步提升。党的十八大以来，为支撑国内生态文明建设，我国坚定不移控制能源消费总量，有效落实节能优先方针，推动能源消费结构优化升级，提升清洁能源普遍服务水平，实现了从“一煤独大”到清洁绿色的巨大转变，走上了节能降耗、集约高效的新道路。
能源消费增速逐步放缓。随着我国能源消费革命深入推进，能源消费总量过快增长势头得到有效控制。2013—2019年，我国以年均2.7％的能源消费增长，支撑了年均7％的经济增长。2019年，全国能源消费总量为48.6亿吨标准煤，比2012年增长20.9％（见图3-1）。党的十八大以来，能源消费年均增幅比2005—2012年低3.6个百分点。
图3-1 党的十八大以来我国一次能源消费总量变化
能源消费弹性系数总体保持较低水平。随着低能耗产业快速发展，经济结构不断优化升级，我国能源利用效率水平进一步提高，能源消费弹性系数明显降低。2012—2019年能源消费弹性系数为0.41，比2005—2012年降低0.27（见图3-2）。2005—2019年，全国单位GDP能耗累计降低43％，其中2013—2019年同比分别降低3.8％、4.6％、5.3％、4.8％、3.5％、3.0％、2.6％。
图3-2 党的十八大以来我国GDP与一次能源消费增速变化
能源消费“双控”有序推进。“十三五”期间，我国制定了到2020年万元单位GDP能耗比2015年下降15％、能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内的能源“双控”目标。实行能耗总量和强度的“双控”行动，主要目的是引导各地区处理好能耗“双控”与经济社会发展的关系，提高能源利用效率，倒逼经济发展方式转变，促进产业结构不断优化升级，实现高质量发展。“十三五”前四年，我国能源消耗强度累计下降率已完成“十三五”总目标的87.1％，超出进度目标7.1个百分点，为2020年完成“十三五”强度控制目标奠定了较好基础。能源消耗增量已占用“十三五”增量控制总目标的79.0％，低于进度目标1个百分点。
终端用能部门清洁能源替代进展明显。工业部门终端能源消费品种主要是煤炭、电力和天然气。2012—2017年，煤炭占工业终端用能比重由57％下降至47％，电力所占比重由23％提升至28％，天然气比重由12％提升至14％（见图3-3）。建筑部门终端能源消费品种中电力、煤炭、天然气三者占比超过50％。2012—2017年，电力所占比重由22％提高到27％，煤炭占比由19％下降到16％，天然气比重由9％提高到11％（见图3-4）。交通部门主要用能品种为油品，2012—2017年其所占比重下降2个百分点，天然气在交通终端用能比重提升了2个百分点。2018年，我国天然气汽车保有量达到670万辆，加气站约9 000座，均居世界第一。
图3-3 工业行业终端能源消费结构变化
图3-4 建筑行业终端能源消费结构变化
煤炭消费增长得到有力控制。2013年，国务院印发《大气污染防治行动计划》，我国开始推进实施重点区域煤炭减量替代。2016年国务院印发《“十三五”生态环境保护规划》，明确了“十三五”期间重点地区和重点城市煤炭消费减量工作目标和要求。2016年国家发展改革委、国家能源局印发的《能源发展“十三五”规划》设定了2020年煤炭消费总量控制指标。2018年中共中央、国务院印发的《关于全面加强生态环境保护 坚决打好污染防治攻坚战的意见》和国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出，在重点区域继续实施煤炭消费总量控制，2020年北京、天津、河北、山东、河南五省市煤炭消费总量比2015年下降10％，长三角地区下降5％，汾渭平原实现负增长，新建耗煤项目实行煤炭减量替代，2020年全国电力用煤占煤炭消费总量比重达到55％以上。在一系列政策措施推动下，煤炭消费总量控制已经取得显著成果，煤炭在能源消费总量中的占比从2012年的68.5％降低至2019年的57.7％，提前实现煤炭消费比重降低到58％以下的“十三五”煤炭消费控制目标。2013—2019年，我国GDP年均增长7％，能源消费总量增长了6.9亿吨标准煤，但煤炭消费总量仍低于2013年水平；预计到2020年底，我国将实现煤炭消费总量控制在41亿吨以内的目标（见图3-5）。
图3-5 党的十八大以来我国煤炭消费总量及增速变化
清洁能源消费占比快速提升。天然气和非化石能源等清洁能源快速发展，特别是以风电、光伏发电为代表的非化石能源持续快速发展，带动能源消费结构不断调整优化。2019年，天然气消费量达到3 064亿立方米，同比增长9.4％，比2012年增长105％，2012—2019年间年均增速10.6％。2019年，非化石能源消费量达到7.46亿吨标准煤，在一次能源消费中占比15.3％，比2012年提高5.7个百分点，2012—2019年间非化石能源消费量年均增长9.7％（见图3-6）。2019年全社会用电量7.23万亿千瓦时，比2012年增长46％。
图3-6 党的十八大以来我国一次能源消费结构变化
电能替代快速发展。为有效解决环境问题和构建绿色消费模式，国家出台了一系列政策促进电能替代。电能替代工作在国家经济发展的多个领域展开，在交通、工农业制造、采暖技术等领域发展尤为迅速。据中国电力科学研究院统计，2019年我国在交通领域的电能替代量为170亿千瓦时，在工农业制造领域的电能替代量为1 322亿千瓦时，在采暖领域的电能替代量为149亿千瓦时。2019年全年累计完成替代电量2 133亿千瓦时，同比增长36.9％，相当于减少燃煤8 615万吨，减少二氧化碳排放2.2亿吨，减少二氧化硫、氮氧化物以及粉尘排放798万吨，节能减排效益明显。
发电用能占比、终端用电占比与发达国家基本持平。2013年我国发电装机容量跃居世界第一。2019年，我国发电总装机容量20.1亿千瓦，约占全球总装机容量的27％；全社会用电量7.23万亿千瓦时，人均用电量、人均生活用电量分别达到5 161、732千瓦时。2018年，我国发电用能占比、终端用电占比分别达到46.4％、25.5％，均高于世界平均水平（美国约为48％、24％，OECD国家约为45％、22％，日本约为52％、30％，世界平均水平约为40％、17％）。
电力普遍服务水平明显提升。通过全面解决无电地区人口用电问题、大力推进城乡配电网建设改造和动力电全覆盖、加大能源扶贫工作力度，能源发展成果更多惠及全社会，人民群众的获得感和满意度明显提高。2012年底，全国还有273万人口没有用上电，主要分布在新疆、四川、青海、甘肃、内蒙古、西藏等偏远地区。2013年我国正式启动《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013—2015年）》，对全面解决我国无电人口用电问题作出安排。到2015年底随着青海省果洛藏族自治州班玛县果芒村和玉树藏族自治州曲麻莱县长江村合闸通电，全国如期实现“无电地区人口全部用上电”目标。
电网改造升级，实现从“用上电”到“用好电”的提升。《配电网建设改造行动计划（2015—2020年）》提出，到2020年中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99％，供电质量达到国际先进水平。2016年，新一轮农村电网改造升级工程启动，当年通过实施全国小城镇、中心村农网改造升级和农村机井通电工程，总投资约1 900亿元，惠及8.5万个小城镇和中心村，覆盖2.1亿亩农田。“十三五”期间，该工程预计总投资将超7 000亿元。
光伏扶贫工程，更好释放“阳光红利”。光伏扶贫被国务院扶贫开发领导小组列为“精准扶贫十大工程”之一。2016年，国家发展改革委、国务院扶贫办、国家能源局、国家开发银行、中国农业发展银行联合印发《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》（发改能源〔2016〕621号），启动光伏扶贫试点工作。截至2019年底，“十三五”光伏扶贫项目建设任务全面完成，光伏扶贫建设已进入收口阶段，累计建成光伏扶贫电站约2 650万千瓦，可帮扶约418万户贫困户。
提高国家能源安全、改善能源结构，需要大力推进能源供给侧结构性改革。党的十八大以来，我国顺应可再生能源规模化发展的国际能源转型趋势，能源供给结构向清洁低碳方向稳步推进，能源输配网络和储备设施持续完善，实现了从供给短缺到总体宽松的巨大转变，走上了多轮驱动有力、保障体系完善的新道路。
能源生产实现大发展。生产能力大幅提升，初步形成了煤、油、气、可再生能源多轮驱动的能源生产体系，我国已成为世界能源生产第一大国，基础保障作用显著增强。2018年煤电、水电、风电、太阳能发电装机容量居世界第一，核电装机容量世界第三、在建规模世界第一，清洁能源发电装机占比提高到40％左右。2019年能源生产能力进一步提升，一次能源生产总量达到39.7亿吨标准煤，原煤产量38.5亿吨，原油产量1.9亿吨，天然气产量1 776.5亿立方米。
能源加工转换效率普遍提高。2017年规模以上工业企业能源加工转换效率比2012年提高1.8个百分点。其中，火力发电提高1.5个百分点，供热提高3.4个百分点，煤制品加工提高4.9个百分点，原煤洗选提高2.9个百分点，炼焦与制气提高0.3个百分点，炼油及煤制油下降0.6个百分点。能源资源节约成效显著。煤炭生产能耗不断下降，大中型煤矿原煤生产综合能耗为11.8千克标准煤/吨、生产电耗为20.4千瓦时/吨，分别下降30.9％、28.2％。炼油能耗不断下降，全国炼油综合能耗降至63千克标准油/吨。供电煤耗不断降低，比2012年下降13克/千瓦时，降至312克/千瓦时。全国煤电机组平均发电效率提升至41.4％，全球范围内仅略低于日本。线损率、厂用电率总体下降，输电线损率较2012年降低0.27个百分点至6.47％，平均厂用电率则降低0.3个百分点至5.09％。
煤炭行业去产能稳步推进。2015年，习近平总书记在中央财经领导小组第十一次会议上首次提出了“着力加强供给侧结构性改革”。煤炭行业去产能成为重点，引领我国能源供给侧结构性改革。2016年2月，《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发〔2016〕7号）发布，提出自2016年起，3至5年内煤炭行业将退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。随后几年国家实施系列措施推进煤炭供给侧结构性改革，从2016年到2018年底，煤炭行业累计化解过剩产能8.1亿吨，提前完成“十三五”目标任务。2019年我国煤炭已由“总量性去产能”全面转入“结构性去产能、系统性优产能”的新阶段。煤炭行业从2012—2015年的严重供大于求，逐步调整到近几年供求基本平衡的状态。
煤炭生产区域集中度提升。煤炭供需地域由过去的分散型向区域集中化转变，“西煤东运”“北煤南运”格局进一步强化。煤炭生产重心加快向资源禀赋好，开采条件优的地区集中。2019年，内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、安徽、河南8省（区）原煤产量34.2亿吨，占全国的89.1％。其中，山西、陕西、内蒙古、新疆4省（区）原煤产量29.6亿吨，占全国的76.9％。煤炭企业由过去的中小煤矿为主向大型现代化、智能化迈进，产业结构不断优化。中国煤炭工业协会数据显示，全国煤矿数量由2015年的12 000多处减少到2019年的5 600多处，大型现代化煤矿的产量比重大幅提升，2019年占到全国煤炭总产量的80％左右，其中年产量超过2 000万吨的企业28家。与此同时，煤炭上下游产业融合发展，煤电、煤焦、煤化、煤钢一体化发展趋势明显，煤炭经济发展活力显著增强；新技术、新模式推动了新能源、现代物流、金融服务、矿区休闲旅游、健康养老等多元产业的协调发展；煤炭行业转型升级不断取得新的进展，部分大型煤炭企业非煤产业比重超过60％。
防范化解煤电产能过剩风险各项工作有序推进。2017年3月国务院《政府工作报告》中提出，要淘汰、停建、缓建煤电产能5 000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，优化能源结构，为清洁能源发展腾空间。同年8月《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号）明确指出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。截至2019年底，我国国内煤电装机为10.4亿千瓦，占全国全口径发电总装机容量的比重为51.7％，较2015年下降7.3个百分点。煤电自身的节能减排也取得良好成绩，截至2018年三季度末，我国煤电超低排放和节能改造“十三五”总量目标任务提前两年完成，已建成世界最大的清洁煤电供应体系。
油气探明储量保持增长。国内油气行业坚决贯彻党中央决策部署，站在保障国家能源安全的高度加大勘探开发投入。2018年起，全国石油与天然气新增探明地质储量止跌回升，当年石油新增探明地质储量9.95亿吨，同比增长9.4％，天然气新增探明地质储量8 312亿立方米，同比增长49.7％，页岩气新增探明地质储量1 247亿立方米，煤层气新增探明储量147亿立方米。
油气及其主要产品生产平稳较快增长。2019年全年原油天然气总产量3.47亿吨（油当量），同比增长4.7％，主要化学品总产量增长约4.6％。2019年全国原油产量1.91亿吨，同比增长0.8％；天然气产量1 776.5亿立方米，同比增长10.8％，增幅较2018年增加2.5个百分点。
石油炼制业结构持续优化。石油产业布局不断优化，截至2019年底我国原油一次加工能力8.48亿吨/年，居世界第二；千万吨级炼厂数量从2015年的21座提高到25座；环渤海、长三角、珠三角炼化产业集群基本形成，炼厂平均规模进一步提升。石油加工行业发展质量效益进一步提升，全国范围内成品油全面完成国4到国6的升级；2019年，我国原油加工量6.52亿吨，较2015年提高了24.9％，产能利用率达到76.8％；成品油产量3.60亿吨，产能利用率从2015年的65.5％提高到76.9％，去产能效果显著。行业产品结构进一步优化，生产、消费柴汽比矛盾得到有效缓解。其中生产柴汽比从2015年的1.49下降到2019年的1.18，基本实现了与消费结构的适应。
国内油气企业稳步走出去。截至2019年底，我国已有包括中央企业［中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中石油”）、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、中国中化集团有限公司、国家能源集团有限公司等］、地方国企［陕西延长石油（集团）有限责任公司］和民营企业［新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司、洲际油气股份有限公司等］在内的各类企业在中东、美洲、中亚和非洲等地的50多个国家拥有众多油气勘探开发项目，基本建成了中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太五大海外油气合作区。
自2011年起，我国电力工业规模连续9年位居世界第一。党的十八大以来，发电装机规模持续增长。2013—2018年，连续6年新增发电装机容量超过1亿千瓦，年均新增发电装机容量1.25亿千瓦，其中可再生能源发电装机容量年均增长7 149万千瓦。2019年，我国发电量超过全球发电量的四分之一，大约是欧盟的2倍，相当于美国、日本、俄罗斯三国的总和。2019年，全国新增发电装机容量10 500万千瓦。其中，新增水电445万千瓦（新增抽水蓄能30万千瓦），新增火电4 423万千瓦（新增煤电3 236万千瓦，新增气电630万千瓦），新增核电409万千瓦，新增并网风电和光伏发电装机容量分别为2 572万千瓦和3 011万千瓦。
可再生能源发电规模世界第一。中国电力不断向清洁化方向发展，发电装机结构日趋优化。从电力装机结构看，2019年，可再生能源装机规模总量世界第一，装机容量达到7.94亿千瓦，占全部电力装机容量约39.5％。其中，水电装机容量3.58亿千瓦、风电装机容量2.09亿千瓦、光伏发电装机容量2.04亿千瓦、生物质发电装机容量2 369万千瓦。从发电量结构看，2019年，可再生能源发电量也位居世界第一，发电量达2.04万亿千瓦时，占全部发电量比重为27.9％。其中，水电1.30万亿千瓦时，风电4 053亿千瓦时，光伏发电2 237亿千瓦时，生物质发电1 111亿千瓦时。
建成全球最大的清洁煤电供应体系。近年来，我国加大燃煤机组的超低污染物排放改造。2014年5月，国家出台《煤电节能减排升级与改造行动计划》，明确要求火电厂燃煤锅炉的大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值；2015年12月，国务院常务会议要求加大清洁改造范围和力度，要求至2017年和2018年底完成东部和中部地区的燃煤机组超低排放改造。经各方努力，2015年全国完成1亿千瓦燃煤机组超低排放改造，其中85％由五大电力企业完成。截至2018年三季度末，我国煤电机组累计完成超低排放改造7亿千瓦以上，占全部煤电机组75％以上，提前超额完成5.8亿千瓦总量改造目标，加上新建的超低排放煤电机组，我国超低排放煤电机组已达7.5亿千瓦以上；节能改造累计已完成6.5亿千瓦，其中“十三五”期间完成改造3.5亿千瓦，提前超额完成“十三五”3.4亿千瓦改造目标。这标志着我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系，煤电超低排放和节能改造总量目标任务提前两年完成。
电网覆盖范围和安全运行水平世界领先。2018年全国已经形成了华北、东北、华中、华东、西北、南方六个大型区域交流同步电网，除西北电网以750千伏交流为主网架外，其他电网以500千伏交流为主网架，华北电网和华东电网建有1 000千伏特高压工程。电压等级35千伏及以上的输电线路回路长度189万千米，相当于绕地球赤道47圈。电网电压等级世界最高，2018年，电网最高电压等级1 100千伏，超过巴西（800千伏）、美国（765千伏）、印度（765千伏）、俄罗斯（750千伏）、日本（500千伏）；变电设备容量40.3亿千伏安；跨区输电能力不断提高，2019年跨区输电能力达到1.5亿千瓦，其中交直流联网跨区输电能力超过1.2亿千瓦，跨区点对网送电能力0.3亿千瓦。县、乡、村、户的通电率达百分之百。供电可靠性进入高水平阶段，2019年中国平均供电可靠率为99.843％，年平均停电时间13.72小时/户，平均停电2.99次/户。其中，城市平均供电可靠率为99.946％，年平均停电时间4.5小时/户，平均停电1.08次/户；农村平均供电可靠率为99.800％，年平均停电时间17.03小时/户，平均停电3.67次/户。
非化石能源发展规模世界领先。党的十八大以来，补贴机制、保障消纳机制、审批流程等不断完善，促进可再生能源持续快速发展。2019年，全国非化石能源发电装机达到8.4亿千瓦，同比增长8.8％，占全部装机的42％，同比增加1.2个百分点。全国非化石能源发电量达2.39万亿千瓦时，占全部发电量比重为32.7％。各类发电设备装机容量分别是：水电3.58亿千瓦（含抽水蓄能3 029万千瓦），占全部总装机容量的17.8％，同比增长1.55％；核电4 874万千瓦，占全部总装机容量的2.4％，同比增长9.1％；并网风电2.09亿千瓦，同比增长13.5％；并网光伏发电2.04亿千瓦，同比增长17.1％。全国发电装机总容量及水电、风电、光伏发电装机规模均居世界第一。
非化石能源发展政策持续完善。可再生能源市场化改革持续推进，市场准入制度初步建立，发电上网价格机制不断完善，以电力市场化交易、消纳责任分配、绿色证书交易等为重点的可再生能源消费促进机制逐步健全。2019年，我国全面采取招标等竞争性方式配置风电和光伏资源，推进可再生能源成本和电价下降。风电通过全面竞争配置确定项目业主和上网电价。光伏发电则实施了除户用光伏、光伏扶贫项目外的全面竞价机制，按照补贴资金总量控制、地方组织竞争配置、全国统一排序确定光伏建设项目。在上网电价方面，2016年以来国家陆续针对风电和光伏上网电价实施电价补贴退坡，根据2019年指导价，新增陆上风电、光伏发电的上网电价与燃煤发电电价加权相差分别约0.1元/千瓦时、0.14元/千瓦时。考虑到陆上风电实施竞争配置，实际补贴水平还将降低。2019年，光伏发电竞价项目的平均补贴水平为0.065元/千瓦时。根据业内对于技术进步和成本变化的预测，光伏发电有望在“十四五”初期进入上网侧全面平价阶段。在可再生能源消费市场化改革方面，2017年我国启动了分布式发电市场化交易及试点工作，可再生能源逐步参与电力市场。2019年全国跨区跨省市场以及各省区内市场已经建立较为完整的中长期市场规则体系，涵盖市场准入与退出、发用电侧直接交易、结算及信息披露等方面。省间电力市场中长期交易、现货交易和跨省调峰辅助服务交易全部投入运营。针对“三弃”（弃风、弃光、弃水）问题，开展清洁能源省间交易、替代交易、富余可再生能源现货交易等市场化交易，实现了弃电量和弃电率“双降”的目标。广州电力交易中心开发完善了多类型的电力交易品种。探索开展水火置换交易、发电合同权转让交易、双边合同互保交易等多种交易类型，形成了多周期、多品种的电力交易体系。
可再生能源消纳保障制度初步建立。为进一步促进可再生能源消纳，我国以《中华人民共和国可再生能源法》为依据，初步建立了可再生能源消纳责任权重制度。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制，明确对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，2020年1月1日起正式考核，要求各市场主体的售电量（或用电量）均须达到所在省级行政区域的可再生能源电力消纳责任权重。实行消纳保障机制的目的就是促使各省级区域优先消纳可再生能源，同时要求市场主体公平承担消纳可再生能源电力责任，形成可再生能源电力消费引领的长效发展机制，促进清洁低碳、安全高效的能源体系建设。2017年建立了绿色证书市场，作为自愿购买可再生能源电力的补充。为引导我国全社会消费绿色电力，完善风电、光伏补贴机制，拓宽可再生能源补贴资金来源渠道，2017年国家发展改革委、国家能源局、财政部联合印发了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号），自2017年7月1日起在全国范围内开展绿色电力证书核发和自愿认购。
跨区输电能力大幅提升。党的十八大以来，特高压工程建设进一步加速，全国电力联网进一步加强，跨省跨区送电能力得到提升。截至2019年底，国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）建成“十一交十一直”特高压交直流工程，中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）建成“八交十直”18条500千伏及以上西电东送通道，送电规模超过5 000万千瓦。2018年8月，世界首个±500千伏柔性直流电网示范工程在张北全面开工建设，该工程线路长度666千米、总换流容量900万千瓦，是世界上电压等级最高、输电容量最大的柔性直流输电工程，已于2020年6月全部建成投运。2018年12月，世界最高电压±1 100千伏特高压在新疆准东经济技术开发区辖区内的±1 100千伏昌吉换流站第二个高端换流器成功解锁，标志着昌吉—古泉±1 100千伏特高压直流输电工程双极全压送电成功，成为世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远、技术水平最先进的输电工程；2018年1月，国家电网实施的“特高压±800千伏直流输电工程”获得国家科学技术进步奖特等奖；2018年5月，南方电网兴建的世界首条特高压多端混合直流示范工程乌东德电站送广东、广西特高压工程全面启动开工，全国首个远海岛屿智能微电网在海南三沙建成。
油气管网建设日益完善。在油气管网建设方面，截至2018年底，全国（三家石油企业）已建成原油管道2.9万千米，成品油管道2.65万千米，天然气长输管道1.79万千米。油气管道总里程7.34万千米。初步形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气管网。近年来，我国油气企业以“一带一路”沿线国家为重点，全面稳步推进海外业务发展，与哈萨克斯坦、印度尼西亚、南苏丹、俄罗斯等国家在油气产能合作等方面形成了开放共赢的合作体系。2019年，我国各类企业已在“一带一路”沿线的20多个国家开展和执行了210多个油气合作项目。我国油气企业正在成为“一带一路”倡议的先行者和骨干力量。在“一带一路”区域投资合作已超过20年，建成五大油气合作区、四大油气进口通道、2.5亿吨油当量产能、3 000万吨炼能的全产业链格局，为“一带一路”倡议奠定了重要基础。
党的十八大以来，各地区、各部门把节能和提高能效作为加快推进生态文明建设的重要抓手，建立能源消费总量和强度“双控”制度，发展壮大节能环保产业，深入开展全民节能行动，节能工作取得重要成就。
单位GDP能源消费强度持续下降。党的十八大以来，通过鼓励节能技术、产业和模式不断创新发展，加强节能减排体制、机制、法制和能力建设，综合运用经济、法律等手段，切实推进工业、建筑、交通等重点领域节能减排，加快产业调整、淘汰落后产能、优化能源结构和推进节能型社会建设，我国能源利用效率实现跨越式进步。2019年单位GDP能耗比2012年降低24.6％，年均下降4.0％，相当于节约能源约12.7亿吨标准煤。
工业用能效率不断提高。2017年，规模以上工业单位增加值能耗比2012年累计降低27.6％，年均下降6.3％，按照单位工业增加值能耗计算，规模以上工业五年累计节能约9.2亿吨标准煤，占全社会节能量的近90％。2017年与2012年相比，六大高耗能行业单位增加值能耗累计降低23.2％，年均下降5.2％。其中，石油、煤炭及其他燃料加工业累计降低15.7％，年均下降3.4％；化学原料和化学制品制造业累计降低23.3％，年均下降5.2％；非金属矿物制品业累计降低33.0％，年均下降7.7％；黑色金属冶炼和压延加工业累计降低15.4％，年均下降3.3％；有色金属冶炼和压延加工业累计降低11.9％，年均下降2.5％；电力、热力生产和供应业累计降低17.8％，年均下降3.8％。六大高耗能行业五年累计节能约6.8亿吨标准煤，占全社会节能量的65％以上。2017年与2012年相比，在统计的年耗能1万吨标准煤及以上的重点耗能工业企业中，吨钢综合能耗下降5.3％，机制纸及纸板综合能耗下降11.0％，烧碱综合能耗下降12.6％，电石综合能耗下降2.4％，合成氨综合能耗下降5.7％，水泥综合能耗下降4.5％，平板玻璃综合能耗下降9.1％，电厂火力发电标准煤耗下降3.9％。燃煤发电、电解铝、水泥等能耗水平进入世界先进行列。
推进建筑和交通领域节能。节能建筑全面推广，绿色建筑技术取得长足进步。北京、天津、江苏、浙江等地已在城镇新建建筑中全面执行绿色建筑标准，全国城镇累计建设绿色建筑面积超过32亿平方米，2018年城镇新建建筑中执行绿色建筑标准的比例达到56％，提前完成“十三五”规划目标。全国绿色建筑评价标识项目累计超过13 000个，建筑面积达到13.9亿平方米。全国城镇累计建成节能建筑面积达到182亿平方米。全国城镇累计完成既有居住建筑供热计量及节能改造面积超过14亿平方米，累计完成公共建筑节能改造面积超过2.1亿平方米。大力推动新能源汽车产业发展，实施《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》，新能源汽车保有量占世界一半以上。电动汽车充电基础设施加快发展，现已形成全球最大规模的充电设施网络。据初步统计，截至2019年底，全国各类充电桩保有量达122万个，其中公共充电桩达到全球最多的52万个，私人专属充电桩70万个；居民小区内8.5万个，占比16％；形成“十纵十横两环”的高速路充电网络，在较好满足当前需求的同时，为电动汽车快速发展奠定了良好基础。2019年新能源汽车充电电量达到80亿千瓦时。
支撑污染防治攻坚战和应对气候变化取得明显成效。党的十八大以来，通过节能提高能效，推动重点地区煤炭消费减量替代，减少二氧化硫、氮氧化物排放近千万吨，减排二氧化碳超过27亿吨，对从源头上降低污染物排放负荷和碳排放强度发挥了关键作用。节能提高能效不仅节约了末端治理的大量投资，而且促进了节能环保等产业发展，为绿色低碳转型奠定了重要的产业和技术支撑。
单位GDP二氧化碳排放强度持续下降。“十二五”期间累计下降20％，超额完成下降17％的约束性目标；2019年同比下降4％，相比2005年降低48.1％。可再生能源减排效果显著，仅以全国非化石能源发电2019年发电量2.39万亿千瓦时计算，与煤电相比减少二氧化碳排放超过20亿吨。
电力行业绿色发展水平显著提升。2019年全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为18万吨、89万吨、93万吨，分别比2012年下降约88％、90％、89％；单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别达0.038克/千瓦时、0.187克/千瓦时、0.195克/千瓦时，分别比2012年下降96.7％、99.5％、99.6％。单位火电发电量废水排放为54克/千瓦时，比2012年下降55％。截至2019年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.9亿千瓦，约占全国煤电总装机容量的86％。
科技决定能源的未来。能源技术创新在能源革命中起着决定性作用，只有把核心技术掌握在自己手中，才能真正掌握竞争和发展的主动权。党的十八大以来，作为世界第一能源生产和消费大国，我国能源技术创新能力大幅提升，实现了从跟随模仿到并行引领的巨大转变，走上了动力转换、创新发展的新道路。
煤炭科技实现从“并跑”到部分“领跑”。煤炭科技由改革开放初期部分引进、全面引进，到消化吸收再创新，逐步从“跟跑”向“并跑”和部分领域“领跑”转变。煤炭绿色开采和高效利用快速发展，年产千万吨级综合开采成套设备、年产2 000万吨级大型露天矿成套设备实现国产化，智能工作面技术达到国际先进水平。煤制清洁燃料和化学品技术、低阶煤分级分质利用得到快速发展，煤炭气化、液化等已实现产业化。大型煤炭企事业单位普遍建立了煤炭科技创新研究中心。近年来，有近百项煤炭科研成果获得国家科技进步奖或技术发明奖，有3 500多项科研成果获得行业科技进步奖，有力地推动了煤炭行业科技创新。煤炭技术装备自主研发能力显著提高，采煤机、液压支架、运输机、大型液压挖掘机和千万吨级选煤厂和3 000万吨级群矿选煤技术装备全部实现了国产化，并处于世界领先水平。煤炭转化迈出新步伐，百万吨直接液化、间接液化示范项目建成投产并稳定运行，煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇产能产量初具规模。煤炭科技进步不仅提高了煤炭生产效率，而且极大提高了煤炭安全生产保障能力，2019年煤矿百万吨死亡率下降到0.083。
煤机装备创新实现从吸收跟随到自主创新。改革开放以来，煤机装备制造企业生产经营规模实现了跨越式增长，实现了从装备的绝对短缺到相对宽松的巨大转变。煤机装备制造迈向高端和智能。党的十八大以来，国家作出了要“大力振兴装备制造业”的重大决策，并先后出台《关于深化“互联网+先进制造业”发展工业互联网的指导意见》（国发〔2017〕50号）、《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》（发改能源〔2020〕283号）等文件，为进一步发展我国煤机装备高端制造和智能制造、加强自主创新和提质增效指明了发展方向，创造了良好的政策环境。煤机装备制造科技创新能力持续增强，实现了从手工作业、半机械化向机械化、自动化、信息化和智能化的巨大转变。煤机与自动控制、电子信息化、工业互联网、大数据、人工智能等技术深度融合；高端液压支架及其电液控制系统、8米以上超大采高采煤机、2 000万吨级智能刮板运输机等重大高端装备应用实现了国产化；航天炉、晋华炉、神宁炉等现代煤化工设备取得积极进展；大型盾构机、智能化综采工作面成套装备、智能化大功率变频刮板输送机、千米钻机、深部（千米）凿井及竖井钻机技术与装备、年产千万吨级矿井大型提升容器、大型高效全自动压滤机、智能化煤炭定量快速装车系统等装备制造水平达到世界领先水平；记忆切割、远程控制、故障诊断等技术趋于成熟，自动化、可视化开采水平逐步提高。
煤炭开发利用节能环保技术不断发展。建成了全球最大的清洁煤电体系，大气污染物排放指标跃居世界先进水平；超超临界机组实现自主开发，大型循环流化床发电、大型整体煤气化联合循环发电（IGCC）、大型褐煤锅炉已具备自主开发能力。超超临界火电技术广泛应用，投运机组数量位居世界首位，大型整体煤气化联合循环发电、二氧化碳封存工程示范和700摄氏度超超临界燃煤发电技术攻关顺利推进。我国工业用能整体技术水平得到提高，开发了一系列高效锅炉，节能新工艺的开发和推广进展迅速，大型节能设备在钢铁、建材、石化等行业获得了广泛应用，余热、余压、尾气等余能回收技术逐步得到采用。如钢铁行业中的干法熄焦技术、高炉煤气余压透平发电技术，建材行业中的新型干法窑外分解技术、水泥窑纯低温余热发电技术，石化等行业中的催化裂化装置余热回收技术、高温水源热泵技术等。我国已掌握了大型火电机组湿式石灰石-石膏法脱硫技术，形成了烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、活性焦吸附法等十多种烟气脱硫工艺技术。国内已自主开发了低氮氧化物燃烧、烟气脱氮、燃煤机组除尘、灰渣综合利用和电厂废水回用技术。煤矸石、瓦斯回收与利用等资源综合利用技术得到广泛推广，煤矿区生态环境和水资源保护、废弃物和采煤沉陷区治理等综合治理技术也取得重要进展。
陆地油气勘探开发。石油勘探方面，创新发展了石油地质理论与先进勘探技术，形成了坳陷湖盆大油区成藏理论、岩性地层油气藏勘探配套技术、海相碳酸盐岩缝洞型油田勘探技术和成熟探区精细勘探关键配套技术，推动了鄂尔多斯湖盆中心岩性地层大油区、准噶尔盆地玛湖凹陷砂砾岩大油田、塔里木盆地哈拉哈塘与顺北等大油田、渤海湾与松辽等高勘探程度盆地油气勘探，支持了我国石油地质储量年均新增探明10亿吨以上。石油开发方面，形成了国际领先的高含水提高采收率、先进的低渗透和稠油开发技术，发展了国际领先的挖潜、二类储层聚驱、三元复合驱等高含水油田提高采收率技术，以及低渗透、中深层稠油、海相碳酸盐岩油气藏等开发重大技术，支撑了“西部、海上、海外、新疆”四大油气生产区建设，确保了我国石油产量长期稳步发展。天然气勘探开发方面，创新形成了海相碳酸盐岩、前陆冲断带、低渗透—致密等领域天然气聚集理论和勘探开发重大技术，发现了安岳、川西、克深等5个千亿立方米至万亿立方米级大气田，推动了安岳、普光、元坝、克深、徐深等复杂气田开发，实现了天然气产量跨越式发展，产量从2007年的698亿立方米上升至2018年的1 585亿立方米，增长一倍以上。
海洋油气勘探开发。建立全球油气资源评价方法和信息系统，实现了国内成熟技术到全球的集成应用和特色技术创新的跨越，重油、高凝油等特殊类型油气藏高效开发技术取得重大进展，形成了以海洋石油981为代表的5型6船的深水作业“联合舰队”，初步实现了我国海洋深水工程技术装备自主化发展，实现了1 500米水深的荔湾3-1气田的成功开发。我国近海油气勘探与开发能力整体达到国际先进水平，海上稠油开发处于国际领先水平，为维护我国海洋权益和实施国家海洋战略作出了重大贡献。
非常规油气勘探开发。页岩气、煤层气、致密油气等领域勘探开发技术取得重大突破，基本形成海相页岩气评价选区、“甜点”地球物理预测与地质评价技术、水平井钻完井和体积压裂四项关键技术，以及适用于中高煤阶煤层气勘探开发配套技术，页岩气勘探开发等技术实现重大突破，一大批代表国际先进水平的重大工程建成投产。初步掌握浅层海相页岩气成套开发技术和致密油开发关键技术，高煤阶煤层气勘探开发技术基本成熟，3 000米深水半潜式钻井船等装备实现自主化。非常规和难开采油气勘探开发应用总体上达到国际先进水平，基本形成适合我国陆相储层的有效致密气勘探开发技术，引领非常规油气开发新兴产业蓬勃发展，非常规天然气已成为我国天然气产量的重要组成部分，2018年非常规天然气产量突破百亿立方米大关达到109亿立方米。
油气领域重大装备。我国石油工业上游工程技术装备研发取得重大突破，地球物理、测井、压裂、钻完井装备及软件等常规石油工程装备基本实现自主化，一批高端技术装备打破国外垄断，结束了长期依赖进口的历史。重磁电处理解释系统GeoGME3.0等地球物理大型软件步入国际一流行列，并逐步进入抢占国际市场，促进石油装备产业和工程技术服务产业发展。2015年7月，油气管道控制系统软件PCS（Pipeline Control System）V1.0顺利通过验收，打破了国外在油气管道监控与数字采集（SCADA）技术领域的垄断，标志着在SCADA系统软件国产化方面取得重大进展。2019年底投产的中俄天然气东线国内段作为中国第一条第三代管道，以“全数字化移交、全生命周期管理、全智能化运营”为目标，借助“移动端+云计算+大数据”和“互联网+机组”的“智慧工地”建设，整合数据信息，独创了从监理到承包商再到业主共享的全生命周期信息系统的智能综合应用软件平台。
在长输油气管道装备方面，主干线管道离心压缩机、大口径球阀已经实现完全国产化。2011年，国产化第一台长输管线压缩机组（H1156）整机试验多变效率高达87.7％，设计工况下运行试验效率达到86.2％，结束了同类机组全部依赖进口的历史。管道用大口径X80钢管（1 422毫米管径）、海洋981钻井平台、海上浮式生产储油系统（百万吨级）等已达到国际领先水平。千万吨级炼油装置设备国产化率达到90％以上，百万吨级乙烯装置设备国产化率也已达到85％以上。
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石油科技创新成绩
2000—2017年，以三家国有石油公司为代表的中国石油行业共获得国家科技进步和国家发明奖233项。新中国成立以来仅中石油一家就获得各类国家级科技奖617项，省部级以上科技奖5 000项，中石油的科技进步贡献率已达52％以上。我国石油工业的科学技术水平整体跻身世界前列。在油气勘探开采设备方面，宝鸡石油机械有限责任公司生产的4 400千瓦特深井交流变频电驱动石油钻机可达1.2万米井深，是全球最先进的特深井陆地钻机；四川宏华石油设备有限公司生产的泥浆泵整机重量只有美国同类产品的一半；大中型钻井机械、抽油机、修井机等大型设备国产化率达90％以上。2019年2月，中石化西北油田以完钻井深8 588米，创下亚洲陆上最深油井纪录。
可再生能源技术装备水平显著提升，关键零部件基本实现国产化，光伏发电、风电等产业化技术和关键设备与世界发展同步，相关新增专利数量居于国际前列，并构建了具有国际先进水平的完整产业链。中国已成为世界第一大风电和光伏发电设备生产国，国际竞争力大幅度提升。可再生能源相关产业作为战略性新兴产业，已经成为新疆、内蒙古、甘肃等风、光资源大省（区）的支柱性产业，在优化当地经济结构、贡献财政收入以及创造就业机会等方面发挥了重要作用。
风电技术装备。陆上风电技术达到世界先进水平，海上风电技术攻关及示范有序推进。从叶片到塔架，从齿轮箱到发电机，中国已成为全球最大的风电零部件制造供应链基地。中国风电产业链的完整性、系统性得到全世界的公认。随着风电产业链的成熟和装备国产化的实现，有力推动了风电在中国的规模化发展。近年来，作为全球首个国际化大功率海上风电试验场，三峡福清兴化湾海上风电样机试验风场创造了我国海上风电机型最多、机型最新、单机最大的纪录，中国海上风电产业链也逐步走向完善。近年来，中国风电行业在国际上创新提出了“低风速”概念，主动向中东部和南方等接近负荷中心的地区进行产业布局。中国低风速开发正引领世界风电向着更长叶片、更高塔架、定制化设计、全生命周期的技术挖掘与优化整合方向发展。我国在风电设备制造、质量保证体系、安装运营、维护管理以及检测诊断等诸多方面通过完善标准，成功解决了卡住中国风电发展的技术瓶颈，推动了中国由风电大国向风电强国的转变（见图3-7）。受益于庞大的中国风电市场，中国风电整机商也随之崛起。2019年，在全球前十大整机商中，中国企业已占据四席。
图3-7 华能如东八仙角30万千瓦风电场
图片来源：袁飞。
光伏发电技术装备。光伏发电实现规模化发展，光伏产业已成为我国可全面参与国际竞争并具有领先优势的产业。从2013年开始，国内光伏制造市场大规模启动，已形成完备的光伏产品生产制造全产业链，硅料、硅片、电池片、组件四个主要生产环节产量均连续多年位居全球第一。我国光伏电池产业化量产技术水平已处于世界领先地位，2019年国内企业电池片转换效率打破9次世界纪录。新型高效电池技术（PERC、异质结、IBC、N型PERT等）与高效组件技术（叠瓦、半片、MWT、双面组件等）均得到快速发展，产业化水平不断提高，部分技术已具备一定规模化生产能力及较强的国际竞争力。2019年，我国多晶硅料、硅片、电池片、组件的产量分别达到34.2万吨、134.7百万千瓦、110百万千瓦和98.6百万千瓦，产量占全球总产量比例分别达到67.3％、97.4％、78.7％和71.3％，处于世界领先地位。除个别高效电池生产用PECVD设备、硼扩散设备等设备外，多晶硅硅片、电池片、组件各环节主要设备已基本实现国产化。据PVinfolink统计数据显示，2018年，全球主要组件生产商出货量达到95百万千瓦。在出货排名前10位的企业中，中国光伏企业占据9席，中国组件企业的出货量占全球总出货量的70％左右。2018年我国生产的多晶硅、硅片、电池片、组件、逆变器，在全球占比分别达到58.1％、93.1％、74.8％、72.8％和62％。这是光伏制造大国“光照全球”的真实写照。
水电技术装备。2003年以来，随着三峡水电站建成，我国水电建设进入快速发展期。新增水电装机超过2亿千瓦，其中大中型水电站超过1.5亿千瓦，建成了世界最高混凝土双曲拱坝锦屏一级水电站，深埋式长隧洞锦屏二级水电站，装机规模世界第三的溪洛渡水电站，复杂地质条件的大岗山水电站。一批高水平水坝工程相继建成投产，坝工技术取得多项重大突破。200米级、300米级高坝等技术指标刷新行业纪录，攻克了世界领先的复杂地质条件下300米级特高拱坝技术，已建的锦屏一级双曲拱坝、在建的双江口心墙堆石坝位列同类坝之冠，三峡、龙滩等混凝土重力坝，小湾等混凝土双曲拱坝，糯扎渡、瀑布沟等土石坝等均具备世界一流水平；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；地下工程技术日趋成熟，设计理论和方法不断发展，解决了超高心墙堆石坝采用掺砾石土料和软岩堆石料筑坝、35米跨度地下厂房洞室群、深埋长引水隧洞群、砂石料长距离皮带输送系统等技术难题。常规水电机组制造能力不断提高，并保持世界领先。自主制造了单机容量80万千瓦混流式水轮发电机组，在建的白鹤滩水电站拥有世界单机容量最大（100万千瓦）的混流式水轮发电机组；制造并安装了500米级水头、单机容量35万千瓦抽水蓄能机组成套设备，在建的阳江抽水蓄能电站预计将拥有自主化设计制造的40万千瓦级、700米级超高水头超大容量抽水蓄能机组，并形成了具有自主知识产权的核心技术。
可以说，我国清洁能源装备制造已经成为全球产业链举足轻重的环节。技术能力上，我国清洁能源技术也逐渐从弱到强，从跟随到领先，成为全球技术创新领头羊。
核电产业体系日趋完善。新建核电机组综合国产化率超过85％。核电建设完成了从第二代到第三代的转变，三代核电技术研发和应用走在世界前列，AP1000和EPR三代核电技术率先在中国建成发电，自主三代核电技术“华龙一号”和“国和一号”示范工程建设进展顺利。四代核电技术、模块化小型堆技术、海洋浮动堆技术、先进核燃料循环技术取得突破，可控核聚变技术得到持续发展。快中子堆商业示范工程、全球首座高温气冷堆商业示范工程开工建设，将在世界上首次实现第四代核电技术的商业应用。核级数字化仪控系统、先进核燃料、核电关键装备等实现自主化。
核电建设规模和生产运行水平全球领先。在核电生产运行方面，2019年运行核电机组达到47台，总装机容量4 876万千瓦，位列全球第三。2019年核能发电量为3 481亿千瓦时，约占全国累计发电量的4.88％。全国核电平均利用小时数为7 346小时，核电设备平均利用率为83.86％。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤10 688万吨，减少排放二氧化碳28 001万吨，减少排放二氧化硫91万吨，减少排放氮氧化物79万吨。各运行核电厂严格控制机组的运行风险，继续保持安全、稳定运行，未发生2级及2级以上的运行事件，主要运行技术指标保持国际前列。与世界核电运营者协会（WANO）规定的性能指标对照，在全球400多台运行机组中，我国83.74％的运行机组指标优于中值，72.52％达到先进值。在核电工程建设方面，2019年在建核电工程整体上稳步推进，各在建核电项目安全、质量、技术、环境保护等方面均得到有效控制。在建核电机组13台，总装机容量1 387万千瓦，在建机组装机容量继续保持全球第一。
大容量远距离智能化电网技术处于世界领先水平。建成了全球规模最大的电网，安全运行水平、供电可靠性位居世界前列；电网的总体装备和运维水平处于国际前列。电网技术与信息技术的融合不断深化，特高压输电技术处于引领地位，掌握了1 000千伏特高压交流和±800千伏特高压直流输电关键技术。已建成多个柔性直流输电工程，智能变电站全面推广，电动汽车、分布式电源的灵活接入取得重要进展，电力电子器件、储能技术、超导输电获得长足进步。特高压交流、直流成套设备达到世界领先水平。2010年建成投运两条±800千伏特高压直流输电线路（云南—广东特高压直流输电工程和向家坝—上海特高压直流输电示范工程），2018年建成世界电压等级最高、送电距离最远的准东—皖南±1 100千伏特高压直流输电工程。已于2018年11月开工建设的青海海南—河南驻马店±800千伏特高压直流输电工程，将是全国乃至全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压直流输电通道。特高压直流输电工程对推动能源转型与绿色发展、保障电力供应、拉动经济增长等具有显著的综合效益和长远的战略意义。
推进能源领域关键环节改革，核心是充分发挥市场配置资源的决定性作用和更好发挥政府作用。党的十八大以来，能源体制改革持续深入推进，电力体制、油气体制改革完成顶层设计并稳步实施，价格改革全面展开，“放管服”改革取得阶段性成效。
2015年3月，中共中央、国务院印发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）作出了电力体制改革顶层设计，描绘了新一轮电力体制改革蓝图，新一轮电力体制改革在全国范围内快速铺开，迈出实质性步伐。
政策体系不断完善。自新一轮电力体制改革启动至今，国务院有关部门发布了一系列电力体制改革相关文件，涵盖电力价格、电力市场、增量配电改革、清洁能源发展等多个方面，各地区因地制宜配套制定了电力相关的地方性政策文件，改革政策体系逐步完善。输配电价改革政策已初步形成覆盖区域电网、跨省跨区专项输电工程、省级电网、地方及增量配网等相对完整的体系；电力市场建设政策要求有序放开经营性电力用户发用电计划，进一步推动电力交易机构独立规范运行，逐步构建完善“中长期+现货+辅助服务”的市场体系；清洁能源发展政策从政府与市场维度促进清洁能源消纳，推动清洁能源有序发展。
交易机构实现全覆盖，市场主体培育壮大。北京、广州两个区域电力交易中心以及33个省级电力交易中心陆续成立。截至2018年底，在全国各电力交易机构注册的市场主体超过10万家。市场主体多元化格局初步形成，市场主体参与数量和范围不断扩大。其中注册发电厂约3万家，各省级交易区基本都放开统调火电准入，部分省区已放开水电、新能源、核电进入市场；全国注册售电公司超过4 000家，新组建公司数量稳步增长；全国注册电力用户超过6.7万家，随着经营性电力用户准入放开，大量中小工商业用户将进入市场交易。
电力交易体系逐步完善。经过几年的探索发展，中长期电力市场已形成年度双边交易、月度双边交易、月度集中竞价交易、挂牌交易、合同电量转让交易等多种交易方式。现货试点有序推进，截至2019年6月，南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个电力现货试点地区，全部进入模拟试运行，并尝试开展连续结算试运行，12月，全部进入结算运行。预计在2020年9月底前，全部开展整月结算试运行。
市场化竞争格局初步形成。清洁能源的市场化交易电量规模不断扩大。2019年6月，国家发展改革委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号），在煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业试点全面放开发用电计划的基础上，明确要求除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户之外的经营性电力用户全面放开。2019年，全国完成电力市场化交易电量达2.71万亿千瓦时，同比增长31.6％，占全社会用电量的37.5％，占经营性行业用电量的58.3％。电力直接交易电量平均降价幅度0.036元/千瓦时，减轻企业用电负担约790亿元。
2017年4月中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（中发〔2017〕15号）以来，针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，着力深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价体制改革和国有油气企业改革，油气管网等基础设施独立、矿业权竞争性出让、放开外商外资准入、放宽原油进口、油气市场化定价等关键举措相继落地，石油天然气体制机制改革深入推进。
油气管网体制改革有序推进。实施石油天然气管网运营机制改革，是推动形成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”油气市场体系的关键所在。为推进油气管网运营机制改革，实现管输和销售分开，2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，明确要求组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。2019年5月，《油气管网设施公平开放监督办法》（发改能源规〔2019〕916号）正式出台，明确了公平开放的制度基础、基本原则、解决方案和监管措施，提出鼓励和支持油气管网设施互联互通和公平接入，逐步实现油气资源在不同管网设施间的灵活调配。2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司正式成立，油气体制改革取得突破性进展。
油气勘查开采管理体制改革不断深化。为推进油气矿业权管理体制改革，国土资源部继2011年、2012年分别组织了两轮全国页岩气探矿权招标出让，迈出了油气上游市场化改革第一步后，又分别于2015年、2017年在新疆维吾尔自治区进行了两轮常规油气区块公开招标和挂牌、贵州正安页岩气区块探矿权拍卖、山西煤层气勘查区块招标出让等试点，允许包括民营企业在内的社会资本进入油气勘查开采领域，开展了放开油气勘查开采主体准入限制的探索。2019年12月，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）》（自然资规〔2019〕7号），明确了在全国范围内开展油气探矿权竞争出让试点，全面开放油气勘查开采市场，符合条件的民营企业、外资企业均可按规定取得油气矿业权。
油气进出口管理和外资限制进一步放开。为保障油气供应和提升市场风险防范能力，2015年，国家向地方炼厂放开了原油进口权和原油进口使用权。2018年3月，商务部发布《中国（浙江）自贸试验区企业申请原油非国营贸易进口资格条件和程序》（商务部公告2018年第25号），非国营贸易企业第一次获得原油进口权。2019年，原油非国营贸易进口允许量为2.02亿吨，占当年原油进口总量的40％。2018年6月，国家发展改革委、商务部发布了《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2018年版）》（发展改革委、商务部令2018年第18号），取消外资连锁加油站超过30家需中方控股的限制，2019年6月又取消了油气上游勘探开发以及城市燃气领域外资进入限制，这是与油气行业相关的最后两项限制性规定，标志着我国油气行业全面对外开放。
天然气产供储销体系建设有力推进。2018年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637号），加快补足储气能力短板，明确了各方共同承担储气能力建设的责任，提出了“地方政府3天日均用气量、城燃企业年用气量5％、供气企业年销售量10％”的储气规模要求。国务院印发了《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号），系统提出促进天然气协调稳定发展的政策措施。2020年国家发展改革委印发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号），进一步聚焦解决储气能力建设和运营中统筹规划不足、行业标准不够完善、储气价值没有充分体现等问题。
推进电力价格改革。一是“放开两头”，有序放开发电侧和售电侧竞争性环节电价。发电侧，深化燃煤发电价格形成机制改革，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让煤电价格联动机制走进历史。平稳推进光伏发电、风电上网电价市场化改革，逐步实施价格退坡机制，将标杆上网电价改为指导价，通过竞争性招标方式确定新建项目上网电价。推动跨省跨区送电价格市场化，由送受电双方按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化方式形成价格。售电侧，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序推动工商业用户参与电力市场交易，通过市场化方式形成用电价格。二是“管住中间”，加快健全输配电价监管体系。2015年启动输配电价改革试点，2016年实现全覆盖，先后出台定价成本监审办法、省级电网定价办法、区域电网定价办法、专项工程定价办法、地方电网和增量配电网配电定价指导意见，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。2019年，修订成本监审办法、省级电网和区域电网定价办法，同时开展32个省级电网、5个区域电网第二监管周期输配电价核定，标志着我国输配电价监管迈上新台阶。三是发挥“杠杆作用”，创新完善促进绿色发展的电价机制。加大差别电价、阶梯电价政策实施力度，促进节能减排，倒逼产能过剩行业结构优化调整。完善峰谷分时电价，发挥价格信号作用，引导电力削峰填谷、促进储能发展。完善环保电价支持政策。建立北方地区清洁供暖电价机制，保障北方地区群众清洁取暖需求。
推进石油价格改革。2013年3月，抓住国际油价震荡下跌、国内居民消费价格指数（CPI）运行相对平稳的有利时机，进一步完善成品油价格机制。核心内容是缩短调价周期，将汽油、柴油价格调整周期由22个工作日缩短至10个工作日，同时取消了国际市场油价波动4％才能调价的幅度限制。新的成品油价格机制赢得国内外媒体广泛赞誉，被认为是成品油价格走向市场化的关键一步，打响了政府实质性推进资源性产品价格市场化改革的“第一枪”，是能源产业改革的重要里程碑。改革后成品油价格机制化调整成为常态，效果明显。2014年下半年以来，世界石油市场格局发生了深刻变化，国际市场油价从每桶110美元快速跌至40美元以下。2016年初，国家再次完善国内成品油价格机制，并进一步推进市场化改革。一是设定成品油价格调控下限。当国内成品油价格挂靠的国际市场原油价格低于每桶40美元时，国内成品油价格不再下调。二是建立油价调控风险准备金。主要用于节能减排、提升油品质量及保障石油供应安全等方面。同时放开液化石油气价格，简化成品油调价操作方式，国家不再发文调价，改为信息稿形式公布调价信息。
推进天然气价格改革。基本思路是稳步放“两头”、精细管“中间”。在供需两侧通过先易后难的推进方式，采取“先非居民后居民”“先试点后推广”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，又快又稳推进改革。2011年底，在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。2013年6月，在总结广东、广西试点经验基础上，在全国范围内推广天然气价格形成新机制。2013年放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格以及液化天然气气源价格；2015年4月，全面理顺非居民用气价格，放开除化肥企业外的直供用户用气价格；2015年11月，非居民用气改为基准门站价格管理，进一步增加价格弹性；2016年，先后放开化肥用气价格，明确储气设施相关价格由市场决定，并在福建省开展门站价格市场化改革试点；2017年，明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成；2018年，理顺居民用气价格。在天然气输送环节，2016年10月，印发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》（发改价格规〔2016〕2142号），建立起科学完善的管道运输价格监管制度。核心内容是遵循“准许成本+合理收益”的原则，对价格监管的范畴、对象，价格管理的方法、程序，以及部分核心指标作出细致规定。要求管道运输业务单独核算，成本单独归集，明确了构成定价成本主要指标的核定标准。此外，要求企业主动公开成本信息，强化社会监督；定价部门公开成本监审结论和定价依据，提高价格监管透明度。2017年，国家发展改革委组织12个成本监审组对13家天然气长输管道运输企业按照统一方法、统一原则、统一标准进行了成本监审，剔除13家企业无效资产185亿元，核减比例7％；核减不应计入定价成本总额46亿元，核减比例16％。
深入推进简政放权。按照中共中央、国务院“放管服”改革的具体任务和基本要求，积极推进行政审批事项的下放、取消和清理工作，在下放事项数量和质量层面进展显著。分批次取消下放了一批含金量高、社会关注度集中的行政审批事项，取消了电力、煤炭、油气企业发展建设规划和专项发展建设规划审批，规模以上新油气田开发项目核准，电力用户向发电企业直接购电试点，电力市场份额核定，核电厂场内核事故应急计划审批等行政审批事项，下放了所有的火电站、热电站、抽水蓄能、风电站、新建炼油及扩建一次炼油及变性燃料乙醇项目，以及部分进口液化天然气接收和储运设施、电网、水电站、煤炭开发项目核准等行政审批事项。2020年《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知》（国能发资质〔2020〕22号，以下简称《通知》）明确继续对分布式发电、可再生能源发电等项目实施电力业务许可豁免、简化政策，将余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目纳入豁免、简化范围；对于自备电厂的许可管理，《通知》明确将“并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站”纳入豁免范围。为减轻企业经营负担、切实将豁免政策惠及企业，《通知》还要求派出机构采取公示的方式主动注销豁免范围内企业的电力业务许可证。能源领域“放管服”改革真减真放了一大批行政审批事项，市场竞争活力逐步得到改善。
持续提升监管效能。在“放管服”改革中，打出监管的组合拳，做足监管的加法，能源管理从原来的以行政计划和项目审批为主，向更加注重发挥能源战略、规划、政策和标准的引领作用转变，向更加重视事中事后监管转变，初步探索建立了规划、政策、规则、监管“四位一体”的能源管理新机制。2016年底，作为贯彻落实中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第二次会议精神的重要举措，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》印发实施。这是我国能源领域首个综合性中长期发展规划，也是我国首次对外发布的国家能源战略。在此前后，由总体规划和专项规划组成的“1+14”系列能源发展“十三五”规划陆续出台，形成了近年来最为完整的能源规划体系，立体式、多层次实现了综合性与专业性、长期性与中期性、全局性与地区性相结合。能源主管部门及时制定出台“双随机、一公开”实施细则，规范运行机制，动态调整业务流程，公正文明执法，强化监管效能，优化营商环境。
全面提升政府服务效率。坚持以人民为中心的发展思想，不断增加公共服务和公共产品的供给，加快向服务型政府转型。积极搭建政府服务平台，创建“一网一微一系统”和12398能源监管热线，实现能源主管部门与基层百姓需求信息的实时对接，优化服务流程、拓宽服务渠道。全面清理不合理证明，简化办事手续，减轻企业负担，2015年以来，国家能源局派出机构和直属事业单位共取消11项不合理证明，切实降低了市场主体的运营成本。推进“保留项目”标准化服务和规范审批行为，从行政许可事项管理、流程管理、许可服务、场所建设与管理、监督检查评价五个方面推行标准化服务，规范行政审批行为，全面实行“一个窗口”受理和办理时限承诺制等。通过搭建平台、规范审批、标准化服务等举措提升了企业和群众的获得感。
加强能源宽领域、多层次、全产业链合作，打造能源合作的利益共同体和命运共同体，更好造福世界各国人民。党的十八大以来，我国以“一带一路”倡议为引领，以政策沟通、贸易畅通、能源投资合作、能源产能合作、能源基础设施互联互通、人人享有可持续能源和全球能源治理结构等为重点合作领域，与多个国家和地区实现互联互通、产能合作，参与国际能源治理的话语权影响力不断提升。
能源互联互通范围不断扩大。能源全球性特征日益突显，国际合作持续加强。截至2019年，我国实现了同俄罗斯、蒙古、越南、老挝、缅甸等周边国家电网联接，打造了东北、西北、西南、海上四大油气输送通道格局，基本形成了油气上下游产业链深层次全面合作模式。建设全球能源互联网的倡议获得更加广泛的共识。2017年首届“一带一路”国际合作高峰论坛期间，全球能源互联网发展合作组织与联合国经济和社会事务部、联合国亚洲及太平洋经济社会委员会、阿拉伯国家联盟、非洲联盟、海湾合作委员会互联电网管理局签署了能源领域合作备忘录。
能源国际合作的对象不断扩大。我国的国际能源合作对象既有国家行为体又有非国家行为体，如国际能源政府及非政府间组织等。同时，非政府主体也成为中国合作的重要对象。2016年以来，美国通用电气公司、美国国际商业机器公司、美国高盛集团、美国雪佛龙公司、美国泰拉能源公司等与我国开展能源合作。
能源合作方式不断创新。这种创新一方面体现在合作模式上，鼓励企业以直接投资、收购并购、政府与社会资本合作模式（PPP）等多种方式深化能源投资合作。加强金融机构在能源合作项目全周期的深度参与，形成良好的能源“产业+金融”合作模式。另一方面体现在合作内容上，也逐渐将重点从传统能源领域转向新能源领域。同时，通过丰富的合作形式与其他国际企业分享经验、共同开发、共担风险。如在中亚地区，由于能源深加工项目建设时间长、投入资金多，我国企业在合作时也多采用与国际同行，包括与合作国的公司组成利益共同体，丰富合作形式，共同开发。同时，结合不同国家的国情、法规、政策环境等因素，因地制宜选择合适的国际合作方式。如中石油在与哈萨克斯坦的企业合作中，主要采用股权收购和成立合资公司等形式。在与土库曼斯坦的企业合作中则主要采用共同开发项目，同时向土库曼斯坦提供技术服务。
能源企业走出去有序推进。能源行业积极服务对外开放大局，全面发展同世界各国的能源交往合作，着力推进“一带一路”能源合作，广度、深度不断拓展，一大批先进能源技术装备走出国门、走向世界。在可再生能源领域，2019年，我国向海外出口风电机组600兆瓦，同比增长60％；截至2019年底，我国风电机组整机制造企业已出口风电机组超过1 950台，累计容量达到4 181兆瓦。光伏产品2019年出口总额207.8亿美元，同比增长29％，自2011年后首次超过200亿美元大关。我国光伏企业在马来西亚、泰国、越南等东南亚国家拥有硅片、电池片、组件等总产能达40百万千瓦。此外，中国企业积极走出去开展国际光伏项目合作。其他能源国际合作也正在逐步展开，如乌克兰Cindrigo 1000 TPD和基辅Karsa垃圾发电项目，埃塞俄比亚国家电力公司地热能开发项目，肯尼亚地热资源综合开发利用项目等。
我国能源企业不仅展现了规模、技术、质量上的实力，同时也更加关注“一带一路”地区国家的能源安全、减少地区能源贫困、改善地区人民生活质量等问题，在合作中展现大国担当，提升我国企业的影响力和竞争力，在全球能源合作中发挥更加重要的作用。
积极应对能源国际合作风险与挑战，广泛参与全球能源治理。2019年4月25日，中国与29个国家在北京共同建立“一带一路”能源合作伙伴关系，伙伴关系正式纳入《第二届“一带一路”国际合作高峰论坛圆桌峰会联合公报》，伙伴关系成员共同对外发布《“一带一路”能源合作伙伴关系合作原则与务实行动》。
不断深入参与既有框架下的能源治理合作。党的十八大以来，我国通过多次举办国际性能源活动，形成了一系列重要文件。如2014年第11届亚洲太平洋经济合作组织（APEC）能源部长会议发表的《北京宣言》，2015年和2016年苏州国际能源变革论坛达成的《苏州共识》，2016年二十国集团（G20）能源部长会议发表的《北京公报》，2017年“一带一路”国际合作高峰论坛发表的《推动丝绸之路经济带和21世纪海上丝绸之路能源合作愿景与行动》。此外，还于2014年正式加入IRENA，2015年正式与IEA建立联盟关系。作为全球最大的能源生产国和消费国，我国在全球能源舞台上的力量正不断强化和提升。
积极主动引领全球气候治理国际合作。应对气候变化是全人类共同的责任，需要世界各国加强合作，特别是加强能源领域合作。党的十九大明确提出“引导应对气候变化国际合作，成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者。”习近平总书记在全国生态环境保护大会上明确强调，共谋全球生态文明建设，深度参与全球环境治理，形成世界环境保护和可持续发展的解决方案，引导应对气候变化国际合作。我国积极参与和引导应对气候变化国际合作，已成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者。在多边进程中，特别是在《巴黎协定》这份开启全球气候治理新阶段的历史性协定的达成、签署、生效的过程中，我国发挥了重要作用。在巴黎气候变化大会上，习近平主席发表了题为《携手构建合作共赢、公平合理的气候变化治理机制》的重要讲话，提出了气候治理“四个有利于”主张，为全球气候治理注入新活力。在《巴黎协定》谈判过程中，我国与各方密切沟通，为推动解决谈判中的若干重大问题发挥了重要作用。签署《巴黎协定》后，我国不仅自身积极完成国内法律程序，同时向G20成员发出倡议，推动协定尽早生效。美国宣布退出《巴黎协定》后，我国明确表示将继续做好应对气候变化各项工作，积极参与气候变化多边进程，彰显了我国与国际社会共同应对气候变化的坚定决心和担当。
煤炭行业去产能稳步推进。2015年，习近平总书记在中央财经领导小组第十一次会议上首次提出了“着力加强供给侧结构性改革”。煤炭行业去产能成为重点，引领我国能源供给侧结构性改革。2016年2月，《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发〔2016〕7号）发布，提出自2016年起，3至5年内煤炭行业将退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。随后几年国家实施系列措施推进煤炭供给侧结构性改革，从2016年到2018年底，煤炭行业累计化解过剩产能8.1亿吨，提前完成“十三五”目标任务。2019年我国煤炭已由“总量性去产能”全面转入“结构性去产能、系统性优产能”的新阶段。煤炭行业从2012—2015年的严重供大于求，逐步调整到近几年供求基本平衡的状态。
煤炭生产区域集中度提升。煤炭供需地域由过去的分散型向区域集中化转变，“西煤东运”“北煤南运”格局进一步强化。煤炭生产重心加快向资源禀赋好，开采条件优的地区集中。2019年，内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、安徽、河南8省（区）原煤产量34.2亿吨，占全国的89.1％。其中，山西、陕西、内蒙古、新疆4省（区）原煤产量29.6亿吨，占全国的76.9％。煤炭企业由过去的中小煤矿为主向大型现代化、智能化迈进，产业结构不断优化。中国煤炭工业协会数据显示，全国煤矿数量由2015年的12 000多处减少到2019年的5 600多处，大型现代化煤矿的产量比重大幅提升，2019年占到全国煤炭总产量的80％左右，其中年产量超过2 000万吨的企业28家。与此同时，煤炭上下游产业融合发展，煤电、煤焦、煤化、煤钢一体化发展趋势明显，煤炭经济发展活力显著增强；新技术、新模式推动了新能源、现代物流、金融服务、矿区休闲旅游、健康养老等多元产业的协调发展；煤炭行业转型升级不断取得新的进展，部分大型煤炭企业非煤产业比重超过60％。
防范化解煤电产能过剩风险各项工作有序推进。2017年3月国务院《政府工作报告》中提出，要淘汰、停建、缓建煤电产能5 000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，优化能源结构，为清洁能源发展腾空间。同年8月《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号）明确指出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。截至2019年底，我国国内煤电装机为10.4亿千瓦，占全国全口径发电总装机容量的比重为51.7％，较2015年下降7.3个百分点。煤电自身的节能减排也取得良好成绩，截至2018年三季度末，我国煤电超低排放和节能改造“十三五”总量目标任务提前两年完成，已建成世界最大的清洁煤电供应体系。