[电子书]建设现代能源体系的章节详情内容-博库网

习近平总书记指出，当前，我国处于近代以来最好的发展时期，世界处于百年未有之大变局，两者同步交织、相互激荡。[1]世界能源格局重构和地缘政治、经济治理体系演化相互叠加，我国处于优化能源结构、保障能源安全、提升能源效率的攻坚阶段，能源的外部风险和内部调整发生复杂而深刻的重大变化。深刻认识中华民族伟大复兴的战略全局和世界百年未有之大变局，科学研判我国能源发展面临的内外部环境变化，准确把握“十四五”乃至更长时期我国能源发展的机遇和挑战，对于进一步推动能源转型变革具有重要的现实意义和深远的战略意义。

习近平同志指出，能源问题是全球性问题。[2]随着美国页岩油气革命的冲击和多种新兴供应源的相继出现，世界油气生产供应呈现出“重心西移”“多中心化”的发展趋势，地缘政治因素加剧了能源供应的不稳定性。伴随中国、印度等新兴市场国家能源需求大幅增长，全球能源需求重心加速东移。全球能源供需格局深刻变化，影响国际力量格局变化，世界主要大国围绕争夺能源资源、控制能源战略通道、抢夺市场份额、影响国际能源市场价格、引领能源创新变革等方面博弈更趋激烈，全球能源治理主导权博弈更加复杂。国际能源形势的深刻变化将产生长期而深远的影响，我国能源安全风险加大。

“十四五”及更长时期，大国博弈加剧，单边主义、保护主义抬头，对全球经济和能源稳定发展带来较大不确定性。虽然在可再生能源加速发展背景下，石油等传统化石能源作为战略商品在国际竞争博弈中的作用有所下降，但由于中东、东亚、南美等热点地区局势尚未完全缓和，且存在不断演化的风险，国际能源市场面临的不确定性因素还将增多。

一、发展中国家成为能源需求增量主体

“十四五”及更长时期，由于受经济结构调整、技术进步等多重因素影响，全球能源需求增速将有所放缓。发达国家经济增长与能源消费“脱钩”态势将更为明显。据IEA预测，从2017年到2025年，全球能源需求年均增速为1.2％，从2025年到2035年，增速仍保持在1％左右，而发达国家能源需求基本饱和，个别国家开始出现下降趋势；英国石油公司（BP）预测，发展中国家将取代发达国家，成为能源需求总量和增量的主要贡献者。

从中长期看，全球能源消费重心东移的趋势将进一步凸显，增量将几乎全部来自发展中国家（见表4-1）。2018年IEA成员国石油消费占比不足全球总消费量的50％，未来一段时期其占比将进一步下降，而以中国、印度为代表的新兴国家石油、天然气需求将快速增加。IEA预测，“十四五”末期，亚太地区的石油需求占比将比2018年增加2个百分点，天然气需求占比将增加3.7个百分点，预计到2035年，亚太地区的石油和天然气需求占比将分别达到36.7％和27.2％（见表4-2和表4-3），这意味着未来十多年里全球石油需求增量60％、天然气需求增量50％左右将来自亚太地区。

二、能源国际合作风险日益凸显

国际政治经济格局变化和能源地缘博弈增加了能源国际合作风险。“十四五”时期，受新冠肺炎疫情冲击的世界秩序将如何演变，逆全球化、保守主义态势，单边主义、排他性区域经贸安排、“美国优先”发展到何种程度，大国博弈角力到何情境等，都将对双边、多边区域和全球经贸投资合作产生重大而深远影响，为能源领域双多边区域性合作带来新的不确定性。能源地缘博弈日趋激化，能源领域双多边合作机制面临挑战，进一步加剧能源国家合作风险。美国逐渐转变为油气净出口大国，集“油气生产大国、油气消费大国和油气出口大国”三重属性于一身的“能源新美国”出现，给能源国际合作格局带来新的重大变数。第一，美国作为全球最大的油气生产国和油气出口市场的重要一极，将显著改变全球油气市场供应格局，使得供方之间、供需方之间的博弈格局更加复杂；同时，美国将谋求全球能源主导权，美国在能源领域的身份变化或使得IEA框架下的国际能源政策协调变难，能源也很可能反过来成为美国继续制霸全球的重要战略武器。第二，因地缘政治和国家利益凌驾于多边合作机制之上，再加上“能源新美国”的冲击，既往的“OPEC+”合作模式面临挑战，OPEC内部分裂严重，影响力不断降低。第三，在油气长期供过于求的背景下，油气领域常规性走出去合作的困难和风险陡增。可以预见，因地缘政治、供需格局等多方面因素影响，油气领域双多边合作既面临“拉拢”与“施压”，又面临“打压”与“阻扰”，将增加能源国际合作的不确定性。

与发达国家相比，我国参与海外能源合作时间相对较短，参与区域和全球能源治理的经验和程度较为有限，在区域和全球能源治理中的话语权和影响力与我国能源生产大国、消费大国和进口大国的地位不匹配，我国通过多边能源合作充分体现自身利益诉求仍任重道远。再加上经历新冠肺炎疫情的冲击后，个别西方国家对我国诋毁、抹黑，并不遗余力地散布“中国威胁论”“资源新殖民主义”“技术标准渗透主义”等负面消息，我国能源企业走出去或将面临各种新的风险和挑战。

三、能源供应链不确定性增加

新冠肺炎疫情既是对全球供应链弹性、韧性和稳定性的一次压力测试，也是对经济全球化和区域化未来演进的一次严峻大考。全球化下的国际供应链在疫情影响下面临新一轮挑战，疫情后全球化撕裂的风险正在增加，全球产业链、供应链、价值链安全稳定面临严峻考验。在“十四五”乃至更长时期内，因新冠肺炎疫情冲击，世界百年未有之大变局将变得更加错综复杂，大国博弈或将进一步加剧，结构性“去全球化”不排除加速的可能，这将对能源等重要领域的供应链安全提出严峻挑战。“十四五”及中长期，各国对供应链干预可能增强，供应链扁平化、分散化、区域化的趋势可能加快，如何避免供应链过长、价值链过度全球化、产业链过分集聚集群可能导致的断链、断供、断联风险，将成为各国政府、跨国公司和国际贸易相关企业考虑的重点。对与国家经济社会民生紧密相关的能源行业而言，能源领域高端装备、核心技术、关键产品、复杂系统、重要零部件、先进材料等方面的供应链安全稳定或将被各国提到新的高度，随着各国更加重视能源领域的独立性和自主性，能源国际合作的空间和结构将受到新的影响。

“十四五”及未来一段时期我国油气对外依存度仍将进一步上升，油气供应安全风险和机遇并存。从油气进口来源和通道看，虽然我国已形成了西北、东北、西南、海上等四条能源进口通道，但油气进口对海上通道的依赖性并未因陆上通道的建设而下降，油气进口高度依赖海上通道的局面长期存在。同时，油气进口来源主要集中于中东、非洲等地区。能源地缘政治风险对我国油气稳定供应安全带来潜在风险。但也要看到，保障我国能源供应面临的机遇也前所未有，“十四五”及更长时期，全球油气供大于求，油气“卖方”市场加速向“买方”市场转变，油气消费国的话语权上升，出口国的话语权随之下降。我国拥有庞大的油气消费市场和进口规模，是主要供应方角逐的重点，也是影响国际市场的重要力量。此外，我国作为世界上最大的可再生能源生产和消费国，全产业链和运营优势明显。这表明，我国油气市场和可再生能源综合优势既有利于切实提升我国保障能源安全的水平，也有利于维护国际能源市场稳定，更有利于以能源为载体进一步践行习近平总书记提出和推动构建人类命运共同体宏伟愿景的大国担当。

习近平主席指出，应对气候变化是人类共同的事业。[3]《联合国应对气候变化框架公约》生效二十多年来，在各方共同努力下，全球应对气候变化逐渐成为共识并取得积极进展，技术进步和模式创新联合发力，可再生能源优势日益突显，世界能源绿色低碳转型已呈不可逆转之势。

一、能源低碳化和应对气候变化是全球大势所趋

2015年，联合国气候变化大会通过《巴黎协定》，代表了人类应对全球气候变化挑战的一个新的里程碑。《巴黎协定》基于气候变化科学，它为2020年后全球应对气候变化行动、大幅减排温室气体作出了制度安排（见表4-4）。

中国政府高度重视应对气候变化。习近平主席多次强调，应对气候变化不是别人要我们做，而是我们自己要做，是中国可持续发展的内在需要，也是推动构建人类命运共同体的责任担当。习近平主席指出，面对全球性挑战，各国应该加强对话，交流学习最佳实践，取长补短，在相互借鉴中实现共同发展，惠及全体人民。同时，要倡导和而不同，允许各国寻找最适合本国国情的应对之策。[4]

能源是应对气候变化的重要领域，全球能源绿色低碳转型已呈不可逆转之势。在相关政策的支撑和引导下，新能源领域科技研发与投入不断增加，全球能源正加速向低碳化、无碳化方向演变，一次能源中可再生能源占比将持续走高（见图4-1）。从1965年到1973年，煤炭占比下降约11个百分点，而油气占比则增加10个百分点。从1973年到2019年，石油占比下降近17个百分点，而天然气、核电、水电、风电、光伏等清洁能源占比大幅提高。虽然煤炭、石油、天然气等化石能源占比在2019年仍超过84％，仍然占主体地位，但随着风电、光伏发电等可再生能源技术发展与装机规模化快速扩大，可再生能源成本不断降低，可再生能源发展将明显提速。

从全球看，虽然煤炭资源储量还很丰富，但是其利用场景逐步减少，将导致煤炭投资与需求增速大大放缓，其产量将在近期达峰后出现下降。事实上，欧美等发达国家的煤炭消费量已呈现下降态势，《BP世界能源统计年鉴》2019年版显示，近十年欧盟煤炭消费量下降了26％，而美国方面，由于页岩气大发展，美国天然气价格大幅下降，在发电领域天然气大量替代煤炭，过去十年美国煤炭消费下降了46％，2019年降幅达15％（见图4-2）。

二、可再生能源竞争力大幅提升

随着风电、光伏发电等可再生能源分布式利用，以及储能使用成本的降低，可再生能源在一次能源供应中的竞争力不断增强。IRENA数据显示，从2012年到2018年，光伏成本下降77％、光热成本下降46％、陆上风电成本下降35％、海上风电成本下降20％。《BP世界能源统计年鉴》2019年版显示，2019年全球风电、光伏等可再生能源发电量超过2.8万亿千瓦时，在发电总量中占比超过10％。全球可再生能源资源量丰富，且分布广泛。但由于各国可再生能源产业发展阶段和政策支持力度不同，全球可再生能源开发并不均衡，呈现出中国、欧盟、美国三家引领的特点（见图4-3）。

全球可再生能源投资持续超越化石能源投资。根据21世纪的可再生能源政策网络（REN21）《2020年全球可再生能源状况报告》公布的数据，2019年可再生能源投资达到燃煤、燃气发电机及核电投资额的三倍，约3 167亿美元；其中，全球太阳能和风能的投资分别为1 410亿美元和1 427亿美元（见图4-4）。中国连续第8年在全球范围内引领投资，达到901亿美元，占全球总投资的30％。值得指出的是，虽然美国政府对清洁能源支持力度大幅降低，但2019年美国在可再生能源领域投资额大幅增加，达到590亿美元，增幅为25％。

可再生能源在全球能源生产消费中的比重不断提升。电力部门是直接排放温室气体最多的部门，也是能源转型最快、可再生能源比例最高、未来潜力最大的领域。2019年，全球新增发电量的96％来自可再生能源。REN21数据显示，2019年可再生能源在发电中占比达26.4％。从2009年到2019年，全球风电装机从1.5亿千瓦增加到6.2亿千瓦，光伏发电装机从2 400万千瓦增加到5.9亿千瓦。风电在一些地区已经逐步成为主力能源，太阳能发电在一些地区已成为最具竞争力的电源。2019年，风电和光伏发电量占丹麦、德国和英国全部发电量的比重分别达到60％、32％和31％（见图4-5）。

IRENA预计，到2025年可再生能源发电成本将普遍低于化石能源。2030年，光热发电、光伏发电、海上风电、陆上风电的度电均值成本将分别下降至0.086美元/千瓦时、0.040美元/千瓦时、0.054美元/千瓦时和0.040美元/千瓦时（见图4-6）。同时，受技术进步和模式创新双重驱动，储能可能成为促进可再生能源发展的重要推手，2020年锂电池成本已降至1 800元/千瓦时左右，在部分地区锂电池储能成本可与电网峰谷差价持平。此外，低成本的清洁氢能，以及可作为分布式储能的电动汽车，可以为电力系统提供可观的灵活性资源，可再生能源综合优势将更凸显，发展也将提速。

可再生能源将成为全球能源转型重要力量。美国能源信息署（EIA）预测，可再生能源在一次能源中占比将在2031年超过煤炭和天然气，在2047年超过石油，在2050年占比达到28％（见图4-7）。IEA预测，在既定政策（中性）情景和可持续（积极）情景下，2040年全球可再生能源在一次能源中占比将分别达到17％和34％。IRENA认为，为了实现《巴黎协定》的目标，2050年可再生能源在一次能源中占比需要达到65％。

三、技术创新融合发展推动能源行业发展模式和业态重塑

能源技术、能源市场以及能源理念的变化，推动各国能源系统朝着绿色、低碳、多元和智能方向发展。特别是随着新能源、智能家居、先进制造、电动汽车、智慧能源技术不断成熟和成本快速下降，其与大数据、云计算、物联网、共享经济等深度融合持续推动终端用能电气化。从2000年到2018年，电力在全球终端用能比重已从15.5％提升到19％。IEA既定政策情景预测，电力在全球终端能源消费中的比重持续平稳上升，2040年达到24％，比2018年增加5个百分点。而在可持续发展情景中，电力在全球终端用能中占比将增长至2040年的31％，比既定政策情景增加6个百分点，在终端能源需求中占比将超过石油（2019年其占比不到石油的一半）。由于用能方式改变，特别是电动汽车的加快推广，交通领域电气化率增长迅猛，2040年有望超过50％（见表4-5）。

随着可再生能源比重增加，终端需求、能源供应、基础设施建设和运行管理等方面创新不断涌现。交通、建筑、工业等终端部门协同转型，可再生能源直接供热、热泵、分布式发电、氢能等各种储能设施将快速发展。丹麦积极推动电热综合系统，德国启动能源数字化示范工程。为了适应新变化，各国积极推进能源领域监管架构和法律法规变革，制定多部门协同的能源转型方案和实施机制，适应波动性可再生能源的电力市场机制，促进电力市场融合，保障能源领域高度开放竞争。欧盟通过立法，构建整个区域内强强连接的电网和统一电力市场，确保电力系统稳定而灵活接纳高比例可再生能源。

技术创新融合发展，“去中心化”初见端倪。围绕分布式可再生能源发电为核心的电动汽车、工业灵活负荷、数据中心、智能家居等负荷侧资源与上游供能系统的双向互动将成为能源系统运行的常态，虚拟电厂、负荷集成商等将成为电力市场中的重要角色。可以预见，随着数字化的发展，可再生能源和储能成本持续下降，以“去中心化”为主要特征的分布式能源供应模式得以快速应用，能源系统“去中心化”的趋势将日益明显。能源生产者与消费者一体化示范工程将不断涌现，人工智能、物联网、大数据等技术不断向工业与交通等终端部门渗透，分布式燃气与光伏、热泵及储能、工业余热与城市供暖等应用也会不断涌现，“互联网+”可再生能源将催生能源行业发展新模式和新业态（见图4-8），届时能源行业发展模式和业态将不断被重塑与创新。

与此同时，清洁低碳能源生产主体多元化，各类企业和社区民众日益重视购买、生产和消费可再生能源。在可持续发展目标和日益多样化的采购选择的推动下，越来越多的企业直接采购可再生能源。截至2018年底，全球约150家大型企业承诺实现100％使用可再生能源。而且随着应对气候变化持续推进、企业社会责任增强、可再生能源成本不断下降、能源多元化的努力、投融资和风险控制工具的创新，壳牌集团、高盛集团等大企业以及一些小型企业也加大投资和购买可再生能源资产。美国数百个社区制定目标在2035年之前实现全社区100％使用可再生能源，通过社区选择聚合（CCA）等项目推动居民、企业和市政共同生产消费可再生能源，并孕育新的商业模式。

党的十九大报告提出，我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。经济发展阶段的变化使得“十三五”能源需求呈现了新特征，能源消费总量增速较“十一五”“十二五”时期趋缓；各能源品种需求出现分化，煤炭消费稳中趋降，石油消费增长进一步趋缓，天然气和电力等清洁能源仍将保持较快增长态势，并对煤炭、石油形成增量替代，甚至存量替代。

一、能源消费总量将保持中低速增长

“十一五”以来，我国五年平均的能源消费增速逐渐下降。2004年我国能源消费增速曾高达16.9％，2015年快速下降至1.3％，2017年以来虽然有所反弹，但是仍维持在3％左右的较低水平。平均来看，“十五”“十一五”“十二五”，以及“十三五”前四年我国平均能源消费增速分别为12.2％、6.7％、3.7％和2.9％，呈现逐步下降。同期我国能源消费弹性系数平均分别为1.25、0.59、0.47和0.44，反映了我国经济增长对能源的依赖性下降，体现出高质量发展的良好态势。从消费增长绝对量看，年增量保持一定刚性，2016年、2017年、2018年和2019年增速分别达到1.7％、3.2％、3.5％和3.3％，年新增能源消费量分别为0.7亿吨标准煤、1.4亿吨标准煤、1.6亿吨标准煤和1.6亿吨标准煤，“十三五”前四年每年平均新增1.3亿吨标准煤（见图4-9），略高于“十二五”期间的年增量。

当前，新冠肺炎疫情仍在全球蔓延，将深度影响“十四五”乃至更长时期全球经济产业格局。一方面，尽管面临全球产业布局调整的压力，我国作为全球制造业大国的地位在“十四五”时期不会发生明显变化。在此背景下，我国经济可能以渐进式的方式逐步恢复，能源消费增长也不会出现过快增长，与“十三五”时期相比，“十四五”时期能源消费年均增速超过4％的可能性不大。另一方面，除非全球经济发生持续衰退，“十四五”时期我国能源消费年均增速低于2％的可能性也相对较小。总体判断，“十四五”时期我国能源消费总量将保持2％～4％的中低速增长态势。

二、煤炭清洁高效利用水平将持续提升

“十三五”期间，随着蓝天保卫战和北方地区清洁供暖等工作持续推进，国家采取了区域煤炭消费总量控制、终端散煤治理、煤改气、煤电总量控制等措施，高污染高排放的散煤利用大幅削减，煤炭在能源消费结构中的比重持续下降。“十三五”前四年，煤炭在能源消费中的比重平均每年下降1.5个百分点（见图4-10）。

“十四五”期间，我国煤炭消费总量仍将处于峰值平台期，清洁高效利用水平持续提升。在电力用煤方面，考虑到煤电在全国发电量中的比重超过60％以及电力消费较快增长趋势，预计“十四五”期间全国电煤消费还将继续增加。在高载能行业耗煤方面，随着传统的基础设施及房地产建设速度回落，建材行业发展空间有限，其煤炭需求处于峰值平台期，可能出现下降趋势；钢铁行业本身增长空间有限，加之废弃钢铁再利用规模增大，钢铁行业的煤炭需求也处于峰值平台。在煤化工行业耗煤方面，国际原油价格低位运行，导致煤制油、煤制气等现代煤化工产品的竞争力下降，化工行业耗煤量增长有限。在散煤利用方面，随着环境治理政策不断强化，“十四五”期间散煤将继续被清洁能源加快替代。整体上看，“十四五”期间煤炭消费总量将稳中趋降，占能源消费总量中的比重仍将持续下降。

三、石油消费增长将进一步放缓

我国石油消费已呈现增速和强度“双降”的特征。2010年以来，尤其“十三五”期间，随着经济转向高质量发展、产业结构调整、交通运输方式进一步多样化，成品油消费增速下降，我国石油消费增速趋缓，在能源消费中的比重维持在18％～19％。

“十四五”期间，宏观经济社会发展对石油需求减弱、环境治理抑制石油消费增长、新技术和新业态发展等多因素作用将推动石油消费增速进一步放缓。其中，石油需求侧技术创新和商业模式创新不断涌现、替代能源加快发展，可能对石油需求产生高于普遍预期的、更为明显的冲击。在交通运输领域，一方面燃油经济性提高将减缓车辆保有量增长带来的石油需求的增加，另一方面电动汽车已被视为影响石油需求的主要因素，我国连续多年成为全球第一大新能源汽车市场，也成为全球电动汽车保有量最大的国家，对石油替代作用将不断增强。此外，一些新兴技术近年来蓬勃发展，展现出替代传统能源的巨大潜力。氢能作为高效多用途的能源介质已在国外开始探索规模应用，我国也已启动以风能、水能为电力来源的清洁能源制氢示范。可再生能源制氢可作为调节可再生能源电力出力的重要调峰手段，作为二次能源的氢能同样可直接应用于交通燃料，在难以实现电气化的重型卡车、航空、海运等消费领域，将与液化天然气（LNG）等一起形成对油品的替代。因此，“十四五”期间预计我国石油需求将维持增长态势，但增速将进一步放缓。

四、天然气和电力需求将持续较快增长

天然气是我国能源转型重要和现实的选择，需求仍将保持中高速增长。近年来，我国天然气消费量快速增长，在一次能源消费结构中的占比逐年提高。“十二五”时期，我国天然气年均增长12.4％，累计消费量约8 300亿立方米，是“十一五”时期消费量的2倍。“十三五”期间，在蓝天保卫战和“2+26”重点城市大气污染治理等政策推动下，天然气消费年均新增超过300亿立方米（见图4-11），在一次能源消费中的比重年均增加0.6个百分点。“十四五”期间，考虑到煤改气规模增速放缓、相关补贴退坡、天然气发电成本疏导困难等因素，城镇燃气、工业、发电、化工、交通等主要领域天然气消费增长动力减弱。但是随着国际天然气市场供大于求、价格保持低位，产供储销体系建设不断完善，又有利于扩大天然气消费规模。综合来看，“十四五”时期天然气消费将保持稳定增长趋势，但与“十三五”时期相比，政策驱动力减弱，增速将有所放缓，必须坚持走“市场驱动”为主的道路。

电力作为清洁能源的重要载体，需求将保持较快增长。近年来，随着经济的发展和人们生活水平的提高，全社会用电量快速增长（见图4-12）。尤其“十三五”以来，电能替代政策的积极推进，新动能、新业态快速发展，居民消费升级、脱贫攻坚不断深入，电力消费增长快于预期，2016—2019年年均增速6.1％，年均新增电力消费量3 830亿千瓦时，电力消费弹性系数0.92。受新冠肺炎疫情影响，2020年我国电力需求增速可能出现一定下滑。随着疫情得到有效控制，国家5G等新基建工程的建设投运，将拉动电力需求增长，并通过上下游联动效应，带动新兴制造业和服务业蓬勃发展，进一步带动电力需求增长，促进电气化水平的提升。自2011年起，我国电力消费总量已经超过美国，但人均用电量与发达国家仍有较大差距；而且从全球趋势看，终端电气化水平正不断提高，电能替代广度和深度正在增强。“十四五”期间，我国电力需求仍将保持较快增长态势。

党的十八大以来，习近平总书记亲自谋划、亲自部署、亲自推动能源生产和消费革命，清洁能源发展速度之快、能源普遍服务水平之高、能源改革力度之大、取得的发展成效之显著是前所未有的。同时，以习近平新时代中国特色社会主义经济思想为指导，坚持危机意识和底线思维，推动构建能源产供储销体系，有效保障了能源安全供应和稳定运行。在取得发展成就的同时，必须清醒地看到，发展不平衡不充分问题突出，结构性、局域性、时段性矛盾依然存在。

一、东西部地区能源供需衔接匹配难度加大

改革开放以来，在我国外向型经济发展战略下，国家生产力布局和投资重心向东部沿海地区倾斜，能源消费也向东部沿海集聚。进入21世纪，针对区域发展差距日益扩大趋势，党中央提出了更加注重公平的区域协调发展战略。中西部地区发展开始提速，但东部地区仍然是我国经济活力所在，也一直是能源消费的重心所在，一次能源消费总量占全国比重始终超过40％。我国中西部地区能源资源禀赋较为丰富，加之东部地区能源资源开发潜力逐步缩小，中西部地区能源生产总量占全国比重不断提升，已从2000年的59.6％增至2017年的82.2％，其中西部地区产量占全国比重从25.0％增至37.7％。能源供需逆向分布格局不断强化，2000—2017年，东部地区能源产量和消费量缺口从4亿吨标准煤扩大到16亿吨标准煤以上，东北也从能源供需基本平衡扩大到2.3亿吨标准煤缺口，中西部地区则成为主要的能源生产地（见图4-13）。

为了保障地区间能源供需平衡，21世纪以来，我国陆续启动了重载铁路、大口径油气管网、特高压输电工程等世纪性重大能源输运基础设施建设，逐步形成了“西煤东运”“北煤南运”“西电东送”“西气东输”的能源资源大范围调配格局。近年来，随着煤炭去产能政策深入推进，我国煤炭供应呈现出进一步向西北地区集聚趋势，即山西、陕西、内蒙古、新疆等省区煤炭产量规模和占比持续增加，其他地区煤炭产量多呈持续下降态势，其中南方部分地区小煤矿关闭退出力度大，重庆、湖北、江西等省市煤炭产量大幅减少。为保障各地区煤炭供应，2019年，我国铁路煤炭运输量完成24.6亿吨，占全国煤炭产销量的60％以上，煤炭跨省跨区调运规模巨大。煤炭供需格局变化，将导致“十四五”期间“西煤东运”“北煤南运”的长距离、跨区域的运煤需求进一步增加。远距离电力输送方面，2019年我国“西电东送”规模已达到2.4亿千瓦，形成了北、中、南3个通道的电力流向格局，其中北通道0.7亿千瓦，中通道1.2亿千瓦，南通道0.5亿千瓦。“十四五”期间，随着新的特高压通道建成投运，“西电东送”规模还将进一步增加。

二、部分地区存在时段性煤炭供应紧张

煤炭供需格局变化增加了煤炭运输压力，部分地区煤炭运输存在瓶颈。主要跨区域铁路输煤通道能力基本饱和，面临季节性和区域性运力紧张。特别是“三西”地区的大秦、石太、侯月等铁路运能已趋于饱和；新建成的晋中南（瓦日线）、蒙冀、张唐线等铁路由于配套的专用线、联络线、装卸站、堆场等集疏运设施能力不足，以及运输组织等原因，运能尚未有效释放，如晋中南铁路运力2亿吨，但近年来年煤炭运量仅2 000多万吨。西南地区通道运力偏紧，煤炭调入困难较大，保供压力较大。湖北、湖南、江西三省每年共需调入煤炭超过2.5亿吨，浩吉铁路建成将有效缓解该地区运输瓶颈制约，但成本价格等因素可能对其供需衔接产生一定影响。

部分地区仍将存在时段性煤炭供应紧张。重庆、四川、贵州、云南四省市水电比重大、煤矿规模小、铁路运输困难，2018年以来煤矿关闭退出较多，在枯水期或遇到极端天气时，易出现用煤紧张。虽然湖南、湖北、江西三省铁路运能提高和“海进江”煤炭数量增加，煤炭保障的外部环境和条件得到了明显改善，但在迎峰度夏、度冬期间，电煤仍可能出现供应紧张的可能。

三、天然气和电力存在季节性、时段性供需矛盾

天然气供需仍存在季节性、时段性紧张风险。2017年冬季受煤改气大幅增长和中亚气供应减少等因素影响，天然气供应出现紧张。近两年来，随着我国加快天然气产供储销体系建设，冬季天然气供应紧张局面得到显著缓解，供需衔接得到较大程度保障。天然气是推动我国能源转型的重要抓手，“十四五”期间甚至今后更长一段时期需求仍将保持快速增长，保障天然气供需平稳运行仍面临多重压力。一方面，我国天然气国内增产难以完全满足消费快速增长的需要，天然气季节性波幅过大，液化天然气接收站面临冬季接收能力不足、全年接收能力过剩的问题。另一方面，我国天然气进口陆路来源集中，起源地天然气开采基础设施老化、中亚—中国天然气管道途经国用气高峰期与我国重叠，境外管道长达1 800公里，气源、管道受突发性因素影响导致大规模减供、断供存在一定风险。加之国内天然气基础设施建设滞后，液化天然气接收站外输管网不完备，储气调峰设施能力不足，“十四五”期间一些地区仍有可能出现季节性、时段性供应紧张局面。

部分地区负荷高峰期出现供电紧张。近年来，我国电力供需形势总体平衡且偏宽松，但电力峰值特征愈加明显。如2017年夏季，全国日发电量最高峰值211.22亿千瓦时，比2016年高出17.76亿千瓦时，增长9.18％，华东、华中区域电力紧张，华北区域京津唐、河北南网、山东出现电力缺口。2018年迎峰度夏期间，华北地区电力供需形势紧张，最大电力缺口接近1 200万千瓦，其中京津唐电网、河北南网、山东电网均存在电力缺口。2019年夏季，持续高温天气拉动全社会用电负荷急速攀升，天津、河北南网、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、河南、辽宁、蒙东、陕西、新疆13个省级电网最大用电负荷创历史新高，部分地区采取了有序用电措施加大需求侧调节力度。“十四五”期间及中长期，受地区经济发展和人民生活水平提升拉动，我国用电负荷仍将保持增长，特别是迎峰度夏期间空调负荷增长较快，若再叠加自然灾害或燃料供应不足等情况，将加剧部分地区电力紧张局面。

发展不平衡不充分问题已成为能源领域主要矛盾，特别是油气资源保障、油气储备和调峰能力、电力系统灵活性、关键科技装备自主化等领域短板突出，严重制约能源高质量发展，这既是供给侧结构性改革的重要内容，也是建设现代能源体系的关键所在。

一、油气资源供应存在短板

我国油气资源储量少、品味相对较差、勘探开发成本较高，市场竞争力较弱。2019年，国内常规石油开发成本在40美元/桶以上，常规天然气开发成本多在1～2元/立方米。随着资源开发，稠油、低丰度原油资源占比提升，开采成本不断增加，经济效益下降。2019年我国国内原油年产量约1.9亿吨，储采比仅为18年左右，尽管不断加大国内勘探开发力度，但在当前技术、管理条件下，未来产量突破2亿吨需要付出巨大努力和经济代价。我国天然气生产能力近年来虽然增长较快，2019年产量已增至1 776.5亿立方米，但是产量增长远不及消费增量，对外依存度仍持续快速扩大。我国天然气储采比仅36年左右，未来新增产量主要来自超深层、低渗致密、高含硫、火山岩等复杂气藏，勘探开发难度和成本明显加大。另外，致密气等非常规天然气受开发成本和激励机制不足制约，产量增速有限。预计中长期我国天然气产量有望超过3 000亿立方米，但是相比于国内需求仍有近一半的缺口。

油气资源勘探开发投入不足。除开发成本较高外，受国内油气领域勘探开发主体较少，区块退出和流转机制不健全、竞争性不够等因素制约，企业风险勘探积极性不高，部分区块勘探投入不足，石油天然气新建产能不足，产量增长乏力。而页岩气、煤层气等非常规天然气受综合勘探开发体制不顺、开采技术制约、开发成本高和激励机制不健全影响，企业投入积极性不高，产量增长缓慢。

二、油气储备和调峰能力发展滞后

石油储备体系建设面临诸多挑战。一是“储不足”，石油储备规模与保障国家能源安全和企业实际需求都有很大差距。我国石油储备规模与其他主要国家相比差距较大。二是“进不来”，石油储备主体单一。当前储备主体仅为政府和大型央企，财政压力大、扩能困难。一方面，政府储备资金由财政负担；央企储备由企业建设，财政通过定向返还所得税、注入储备库建设资金和石油采购收储资金等方式支持，投入巨大。另一方面，民营企业进入石油储备领域困难多，一些拥有储备能力的企业没有原油进口资质和配额，无法开展储备。国际上很多国家以商业储备为主（见表4-6），企业按制度自行完成储备要求。三是“转不动”，政府石油储备动用机制不完善，难以发挥调控作用。美国等国家依托石油储备，不仅成功应对石油供应短缺，还能影响国际油价，进行能源博弈。我国石油储备动用机制尚未完全形成制度化安排，无有效运用经验，更难以实现灵活运转，主动影响石油市场的策略也未涉及，战略石油储备的宏观调控作用难以发挥。

天然气储备调峰体系建设较为滞后。天然气消费季节峰谷差大，华北地区平均超过4∶1，相应的储气设施和调峰能力建设严重滞后。在储气设施方面，受限于体制机制不完善、建设运营投资大、支持政策不足、储气调峰价格机制难以有效发挥作用等问题，我国地下储气库建设滞后，液化天然气接收站未充分发挥调峰能力，上游供气企业、城市燃气企业、地方政府储气能力不足。同时，管道互联互通能力有限，调度运行和调峰成本补偿机制不健全，每到冬季呈现南松北紧局面，迎峰保供难度大，华北地区供需矛盾突出。此外，油气管道系统庞大，储运工艺复杂，线路长，沿线区域自然条件多样，地质灾害频发，被人为挤压、占用和第三方破坏严重。

三、电力系统灵活性亟待提升

随着风、光可再生能源装机规模的爆发式增长，风电和光伏发电固有的间歇性和波动性给电力系统稳定运行带来了巨大挑战。电力系统灵活性成为与系统可靠性、经济性并列的电力系统重要特征。电力系统灵活性是指在电力供需发生变动时系统保持供需平衡的应对能力，灵活性资源分布于发电侧、电网侧和用户侧，随着技术的快速发展，储能也成为电力系统极为重要的灵活性来源。

我国电力系统灵活性资源较为充足，但潜力尚未被充分挖掘。

从电源侧看，煤电和水电是当前我国发电侧主要的灵活性资源，其中我国煤电装机容量超过10.4亿千瓦，约占总装机容量的52.0％，但煤电机组的最小出力、爬坡速率、启动时间等灵活性参数远落后于德国等电力系统灵活性发达国家。特别是热电联产机组，我国冬季“以热定电”的运行方式更是严重影响了系统灵活性的发挥，而德国等国热电联产装机占比超过50％，通过热电解耦等改造已成为系统灵活性的主要提供者（见图4-14 和表4-7）。

从电网侧看，我国已经建立起了较为完善的各级电网，大容量、远距离跨省、跨区输电线路不断发展，近年来为保障供电可靠性支付的辅助服务补偿费用也不断增加，但我国跨省、跨区输电线路当前主要承担“迎峰度夏”“迎峰度冬”负荷高峰时段应急支援的作用，跨省跨区灵活性互济能力尚未得到大规模有效释放。从用户侧看，我国用户侧灵活性资源具有极大潜力，在工业、建筑、交通等领域已经得到了一定应用，但我国灵活性资源以“有序用电”等需求侧管理为主，当前灵活性资源利用程度仍然不高。从储能发展看，我国已建成抽水蓄能电站超过3 000万千瓦，而电池储能、压缩空气储能以及电制氢等其他类型储能尚处于示范阶段，装机规模较小，尚缺乏商业化运营模式。

灵活性相关机制缺位，无法激发灵活性资源活力。从调度运行看，我国现行的电力调度模式尚难以激发各类灵活性资源主动参与系统平衡调节的积极性，导致现有发电机组不愿意向电网系统主动提供容量备用、调峰调频等服务。从需求侧管理看，现有的《有序用电管理办法》（发改运行〔2011〕832号）等机制对于被迫限制用电，甚至停电的用户尚未形成合理的经济补偿，并未有效激发需求侧资源的潜力。从电价机制看，分省份电源类型标杆上网电价模式，不能及时反映当前备用资源的稀缺程度，也难以引导电源与负荷的投资，实现系统灵活性资源的优化配置。从辅助服务看，随着我国并网发电厂辅助服务管理和运行管理有关规定出台实施，承担辅助服务较多的发电企业能够获得一定补偿，在一定程度上提高了发电企业提供辅助服务的积极性，但补偿力度不够，尚无法激励多方参与系统调峰，辅助服务成本分摊及回收机制有待改进，对于非旋转备用的补偿不足。

综合来看，我国发电侧煤电机组尚有超过2亿千瓦的灵活调节能力未被释放，电网侧跨省、跨区灵活互济能力超过3 500万千瓦未能有效利用，需求侧资源距离欧美发达国家最大负荷10％左右的利用率尚存在较大差距，化学储能更是发展较缓，同时灵活性资源的市场化机制尚未建立，“十四五”将是电力系统灵活性提升的关键窗口期。随着可再生能源继续快速增长，电力系统稳定性将面临更大挑战，灵活性需求巨大。一方面，风电、光伏发电的大规模接入，将对煤电灵活性、电网灵活运行、需求侧管理、储能发展等提出更高要求，必须继续推动煤电灵活性改造、电网低碳调度，大力发展需求侧管理和储能产业。另一方面，随着分布式可再生能源规模快速扩大，用户反向电力潮流也将极大影响电网的安全稳定，必须进一步研究新形势下电网运行方式，加快电网智能化升级。

四、能源关键科技装备仍然依赖进口

我国能源科技水平有了长足进步和显著提高，但是与建设世界能源科技强国和引领能源革命的要求相比还有较大的差距。我国能源部分核心技术仍落后于国际前沿水平，关键装备、材料、零部件、专用软件依赖进口问题比较突出，能源科技创新能力需进一步提高。

油气领域中勘探开发环节，地质建模技术、微地震监测、油藏数值模拟技术、储层精细改造技术、地质工程一体化决策技术等依赖进口，高端工程技术及装备与国际先进水平存在代际落差，数字检波器、耐高温高压传感器、智能芯片、旋转导向工具、深海工程装备等关键技术，以及先进的非常规油气开采装备等依赖进口。油气炼化环节，加工深度、关键装置、炼化一体化等方面与国外先进工艺差距较大，其中大型乙烯成套技术、大型催化重整装置、丙烷脱氢装置、炼化工艺过程模拟软件等技术和产品主要靠国外引进。管道环节，部分设备及部件尚未实现国产化，燃驱压缩机组涡轮转子及导向叶片、压气机叶片、燃烧室等部件还依靠进口，管道设计、仿真优化及调控运行软件仍以国外产品为主，管道高端内检测工作尚无法全方位自主开展，部分管道建设及维修、抢修技术装备，以及现有大批存量进口设备售后维修服务仍依赖国外厂商。

电力领域中核电部分技术、设备、关键配套件和原材料依赖进口。燃气轮机产业一直没有形成完整的产业链，燃气轮机核心技术、备品备件和维修服务等依赖进口，燃气轮机产业难以实现自主发展，已经成为影响我国能源安全和制造业高质量发展的重要因素之一。风电行业尽管已经建立了机组、零部件和相关配套设备的自主研发和制造能力，但是局部存在一些尚未全面国产化、依赖进口且渠道单一的底层部件和软件。其中，既包括工业通用芯片、工业通用软件，也包括风电行业的应用技术类高承载、高性能轴承、变流设备中的核心部件等依赖进口。

总体上看，“十四五”时期及未来一段时期，我国必须不断探索构建社会主义市场经济条件下关键核心技术攻关新型举国体制，加大能源科技创新的投入力度，尽快补齐相关领域的明显短板，消除制约我国能源高质量发展和建设现代能源体系的潜在风险。