能源革命成效显著 能源转型蹄疾步稳——中国能源“十三五”回顾与“十四五”展望

丁宣升，曹 勇，刘潇潇，刘红光，许 萍，蒋 姗，杨 宁

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

1 “十三五”回顾：能源革命开启，取得显著成效

“十三五”期间，国际贸易和投资增长疲弱，世界经济缓慢复苏但动力不足，中美贸易摩擦拖累复苏势头，能源需求随经济恢复而缓慢增长，同期化石能源价格相对低位，导致能源消费增速相比“十二五”略增。而新冠疫情则进一步重创经济增长，全球能源行业也受到严重冲击，能源投资下滑、能源需求受挫、能效提升艰难。

“十三五”以来，在习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源行业变革取得了显著成效，清洁低碳转型和新旧动能转换步伐不断加快，惠民利民水平明显提升，区域布局逐步优化，国际合作持续取得新进展，为经济社会发展和民生福祉改善提供了可靠支撑。

1.1 能源消费实现稳增长、优结构

能源消费增长势头控制在较低水平。在能源“双控”推动下，我国从多行业入手、多措施并举提升能效。持续推动重点耗能行业挖掘节能潜力、工业企业升级改造和淘汰落后产能，并将节能重点领域扩大到农业农村、公共事业部门，加快发展节能环保、新能源（指风能、太阳能等非水非核可再生能源）等新兴产业，转变增长动能、优化产业结构，促进能源结构转型。严格践行碳排放承诺，扎实推进温室气体排放统计、监测、考核三大体系工作，积极开展碳排放权交易试点。其中煤电行业的节能减排成效尤为显著，超额完成“十三五”煤电节能改造3.4亿千瓦的目标，6 000千瓦以上煤电机组供电煤耗从2015年的315.4克/千瓦时降至306.4克/千瓦时。2020年能源消费总量预计为49.4亿吨标煤，达到50亿吨标煤以内的控制目标；能源消费年均增速2.8%，比GDP年均增速低3个百分点，带动能源强度持续降低（见图1）。相比2015年，预计2020年单位GDP能耗（2015年不变价）降低13%，单位GDP碳排放量降低19%。

图1 2010-2020年我国能源消费总量与能效

能源消费结构低碳化，新能源发展势头强劲。相比2015年，化石能源消费占比下降，天然气消费占比增加；非化石能源消费占比上升3.6个百分点，其中新能源占比由2.4%增至5.7%。（见图2）。

图2 “十三五”期间我国能源消费结构变化

电气化进程持续挺进。IEA预测，2020年我国电能占终端能源比为26%，较“十二五”末提高4个百分点，比世界平均水平高6个百分点，已与美国和欧盟持平。新经济的发展和居民消费能力的增强持续推动我国电力消费水平的提升，“十三五”时期第三产业和城乡居民生活用电快速增长，相比2015年合计增量超7 600亿千瓦时，与工业用电增量几乎持平。

1.2 能源供给着力稳上产、提质量

1.2.1 投资反弹叠加技术驱动，原油产量触底回升

增储上产初见成效，国际油气合作取得战略性突破。我国原油产量在“十三五”三连跌后，在“七年行动计划”推动下再次实现正增长，2020年产量有望达近2亿吨。2019年我国企业海外油气权益当量产量达2.1亿吨油当量，其中权益石油产量1.67亿吨，权益天然气产量640亿立方米。

原油再次实现增产主要源于老油田稳产和新发现新突破。老油田的稳产仍是维持产量的核心，通过控水提效、三次采油等手段，控制产量递减，应用数字化智能化等技术，不断降低综合成本、实现效益开发。风险勘探取得诸多重大成果，形成未来较长时期资源的有效接替和重要支撑，如中国石油塔里木盆地风险探井中秋1井、中国石油准噶尔盆地玛湖砾岩特大油田、中国石化塔里木盆地特超深层顺北整装油气田、中国石油新疆吉木萨尔凹陷页岩油藏、中国石油鄂尔多斯盆地长7油层组致密油三级储量等。

石油消费增速放缓。因燃油经济性提升、电动汽车替代规模扩大、新车销量逐年下降，我国成品油消费增长空间缩小、增速放缓，2020年石油表观消费量6.6亿吨，尽管年增量与“十二五”持平，但年均消费增速降至3.7%。而诸多大炼化项目接连投产，油品产量迅速增长，国内成品油出口压力加大，净出口量2019年首破5 000万吨。

1.2.2 发展处于黄金期，天然气供需均高位增长

天然气资源保障能力明显增强。鄂尔多斯东胜气田、塔里木盆地博孜-大北区块的博孜9井油气田、四川元坝气田等一批天然气田发现和投产，有力推动了天然气产量快速增长。2020年天然气产量约1 845亿立方米，较2015年增长37%。

天然气产供储销体系建设加速。管道、LNG接收站等基础设施的建设进程加快，储气设施建设也有显著成果，“南气北上”等重点互联互通工程顺利实现。天然气长输管道总里程达8.8万千米，LNG接收站合计接受能力超9 000万吨/年，储气库合计工作气量约102亿立方米。

天然气消费增速仍保持高位。日趋严格的环保标准、持续提升的城镇化水平等，以及降低用气政策、重点工业领域“煤改气”的推进、天然气汽车快速发展等诸多因素推动天然气需求持续增长。2020年天然气消费量达3 200亿立方米，年均增长260亿立方米，比“十二五”多近100亿立方米，年均增速微降至11%。

1.2.3 供给侧结构性改革有效，煤炭产能去芜存菁

煤炭高质量供给能力显著增强。我国煤炭产量长期居世界首位，2020年约38.4亿吨，占世界总产量的47%。我国已基本形成以大型现代化煤矿为生产主体的煤炭供应格局。通过持续推动化解过剩产能、淘汰落后产能、建设先进产能，“十三五”累计淘汰落后产能约9亿吨，大型煤炭基地产量已占全国的96%。煤矿百万吨死亡率不断降低，实现了煤矿安全的历史性跨越。

煤炭仍是主体一次能源，需求维持在平台期。“十三五”期间，我国建材、钢铁等高耗能行业的产能先后达峰，导致煤炭需求增长放缓。此外，一系列限制煤炭消费举措出台，助力打赢蓝天保卫战和北方地区清洁供暖攻坚战，如全面整治燃煤小锅炉、划定“禁煤区”、加快推进集中供热、“煤改气”和“煤改电”替代散煤等。煤炭清洁化利用再上新台阶，我国煤电大发展时代在“十三五”基本结束，煤电超低排放机组装机容量已达9亿千瓦，占全国煤电装机的八成以上，排放标准世界领先，已建成世界上规模最大的清洁高效煤电体系。2020年煤炭消费约39.2亿吨，占比降至57%，比2015年下滑7个百分点。

行业上下游一体化发展成效明显。以2017年神华和国电重组为国家能源投资集团为代表，大型央企重组带来了显著的产业链协同效应。截至2019年底，煤炭企业参股控股电厂权益装机容量3.2亿千瓦，已占全国燃煤发电装机的29%；参股控股焦化规模占全国焦化总产能的30%。煤炭逐步从单一燃料向燃料和化工原料并重转变，现代煤化工稳健发展，2019年煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇年产能分别达921万吨、1 362万吨、51亿立方米和478万吨。

1.2.4 成本竞争力显著提升，非化石能源加速发展

非化石能源消费实现高速增长，新能源表现亮眼。2020年非化石能源消费约7.8亿吨标煤，年均增长8%，占一次能源消费总增量比重近40%。其中新能源是增长的主力军，风电和光伏发电装机均突破2亿千瓦，两者对非化石能源的增量贡献合计超50%。预计到2020年底，新能源发电装机约500吉瓦，年发电量超850太瓦时，约占全国总发电量的10%。

非化石能源成本有效降低，成本竞争力显著提升。与2016年相比，2020年我国陆上风电平准化度电成本（LCOE）从0.062～0.095美元/千瓦时降至0.041～0.062美元/千瓦时，降幅达34%，风电累计装机容量从148吉瓦增至237吉瓦；光伏发电LCOE从0.145～0.241美元/千瓦时降至0.029～0.059美元/千瓦时，降幅达75%～80%，光伏发电累计装机容量从77吉瓦猛增至243吉瓦。在我国部分具备优质资源地区，风电和光伏的LCOE已低于煤电（0.061美元/千瓦时），已能在不依赖补贴的条件下与火电相竞争。

1.3 能源科技成果丰硕提升行业发展质量

油气技术创新从点的突破向系统性开发转变。多项技术装备打破了国际垄断，达到或接近世界先进水平。实现连续型油气聚集等地质理论的创新，发展完善了低渗及稠油高效开发、三次采油等世界领先技术系列，大型成套压裂机组、近钻头端地质导向系统等核心技术装备国产化取得突破。具备了1 500米水深自主勘探开发能力和3 000米水深工程技术装备及作业能力。天然气领域初步掌握了页岩气综合地质评价技术、3 500米以浅钻完井及水平井大型体积压裂技术等，桥塞实现国产化。形成了复杂气藏超深水平井的钻完井、分段压裂技术体系。形成了高煤阶煤层气开发技术体系，初步突破了煤矿采动区瓦斯地面抽采等技术。塔里木盆地顺北油气田的顺北55X井完钻井深8 725米，创亚洲陆上定向井最深纪录，攻克了平均埋藏深度超7 000米以及超深、超高压、超高温的世界钻井难题。

煤炭技术装备整体已处于国际先进水平。综采放顶煤技术日益成熟，电液控制阀关键技术结束了长期依赖进口，首座隧道掘进机施工长距离煤矿斜井建成启用，首台全断面矩形快速掘进机投用，首台矿用全断面硬岩快速掘进机、首套煤矿大型护盾式快速掘锚装备研制成功，9米超大采高智能采煤机、8.2米超大采高智能输送系统、3～4米煤层千万吨级智能化综采成套装备实现国产化，一批千万吨级矿井群和智能化开采工作面建成。具有国际先进水平和自主知识产权的煤矿综采成套装备已向俄罗斯、澳大利亚等国输出。

电力技术装备总体处于国际先进或领先水平。拥有自主知识产权的大型发电成套装备、特高压输变电成套装备、智能电网用成套装备等电力装备已达国际领先水平；超超临界机组、百万千瓦空冷发电机组、二次再热技术、大型循环流化床发电等技术世界领先，大型整体煤气化联合循环发电（IGCC）、大型褐煤锅炉具备自主开发能力。在水电规划、设计、施工、设备制造等方面均处世界领先，百万千瓦水轮机组制造技术中国独有。“华龙一号”三代核电技术研发和应用走在世界前列。已形成较完整的大容量风电机组设计和制造体系，单机容量5兆瓦风电机组已批量投产、6.7兆瓦机组已试运行、10兆瓦机组正式下线。

1.4 能源体制机制改革激发行业内生动力

扩大油气全产业链开放，激发竞争性环节活力。加大上游领域开放力度，允许民企、外企等社会资本进入，提升资源接续保障能力。实施油品流动管理“放管服”改革，取消油品批发仓储经营资格审批、下放成品油零售经营资格审批权限至地市。成立国家石油天然气管网集团有限公司，深化油气体制改革迈出关键一步。

煤炭去产能持续推进，建立市场化价格形成机制。“十三五”末，煤炭行业化解过剩产能已进入结构性去产能、系统性优化产能的新阶段。进一步建立完善中长期合同、产能置换指标交易、应对煤价异常波动、调峰和应急储备产能等长效机制。2020年起，煤电“基准价＋上下浮动”市场化机制全面实施。

调整完善新能源扶持政策。在风光发电领域，实施电价补贴退坡、启动平价项目示范，将新增项目补贴思路从“敞口补贴”调整为“以收定支”，实行补贴竞价，以市场化机制推动平价上网；完善电力送出和消纳保障机制，实施绿色证书自愿认购交易机制等。在氢能汽车领域，采用“以奖代补”新方式，鼓励示范城市率先开展应用，聚焦关键核心技术创新，完善产业链。

1.5 能源合作深入发展增强安全保障能力

国际能源事务话语权得到增强。我国于2015年成为国际能源署（IEA）联盟国，并在2017年与其签订合作方案，与国际重要能源机构的互动迎来新时代；作为东道国成功举办G20能源转型工作组会议及能源部长会；推动成立上合组织能源俱乐部；成功举办中俄能源商务论坛、APEC能源部长会议等具有重要影响的国际活动；积极参与国际天然气联盟（IGU）的组织管理工作等。

在开放格局下持续提升能源安全保障水平。持续完善东北、西北、西南和海上四大油气进口通道建设，陆海内外联动、东西双向开放格局基本形成。中俄东线（北段）天然气管道2019年投运，四大进口通道布局基本实现。初步达成的中美第一阶段贸易协定包括了LNG在内的能源贸易，将进一步提高天然气进口多元化水平。

推进和深化“一带一路”沿线国家能源合作。与阿盟、东盟、非洲和中东欧等国家共建区域能源合作中心，建立互动合作机制，在清洁能源贸易和投资等方面挖掘合作潜力。与俄罗斯、土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸等国实现油气管道联通。“一带一路”倡议提出以来，与有关国家、国际组织和区域组织新建能源合作机制近40项，签署能源合作文件100余份。

2 2020年与2021年中国能源行业

2.1 2020年疫情突发重挫世界经济，波及能源行业

2020年新冠疫情造成了严重经济衰退，也波及了能源行业。一方面，出行、商业、贸易等急剧减少，大幅拉低交通和工业领域用能，经营环境的恶化预计将导致全球能源投资下滑18%；另一方面，远程办公等新生产方式拉升了电力、天然气等居民用能需求，部分弥补了用能的减少，也促进了非化石能源发展。全球能源消费预计同比下降5%。

中国率先实现了对疫情的有效防控，经济增长和能源需求恢复迅速。首先，复工复产带动电力需求回升，2020年前三季度全社会用电量实现同比增长1.3%。其次，工业用煤、用气等其他用能的已恢复。但出行和贸易受限仍持续，油品需求受打击。2020年我国能源消费约49.4亿吨标煤，同比增长1.6%，是近4年的低点。各能源品种消费增速均放缓，其中煤炭同比下降0.2%，石油增长2.7%，天然气增长5.1%，非化石能源增长4.5%。

稳产量增进口，能源保供得力。能源生产企业在严控疫情的同时，实现了生产供应的持续和稳定，保障了国民经济的恢复，煤炭前三季度产量已与上年持平。在《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》、“七年行动计划”等政策推动下，油气生产企业供应能力持续加强。预计全年煤炭产量同比略降0.3%，石油产量增加1.5%，天然气产量增加4.7%。国际油气资源供应宽松且价格处于低位，油气进口的外部环境良好，原油进口量增长超12%；在用气需求增长带动下，天然气进口量可能增长3.7%。

2.2 2021年疫情影响仍将延续，中国开启能源转型新阶段

疫情的反复给世界复苏前景带来较大的不确定性。若疫苗及时面世、2020年冬季疫情防控扎实有效，全球经济将可在2021年底逐步回归常态，石油、电力等需求有望在2021年下半年恢复正增长，全球能源需求可能在2023年恢复到2019年水平；若疫情跨年度持续扩散，经济恢复将持续乏力，全球能源需求恢复或将延至2025年。

我国能源行业即将进入转型新阶段。2021年是“十四五”和“双循环”新发展格局元年，更是“碳中和”目标开启之年。我国经济将在全球率先恢复，新基建热潮开启，第三产业强势反弹、第二产业增长强劲，能源需求增长仍具空间；碳减排压力将加速能源清洁低碳转型，开启非化石能源新的高速发展篇章。预计全年能源需求约50.8亿吨标煤，增长2.9%。各能源品种需求将呈现恢复性增长，其中煤炭增长1.8%，石油增长1.6%，天然气增长7.3%，非化石能源增长5.6%。

3 “十四五”展望：能源行业在深度调整中坚定转型

“十四五”时期，世界经济将在疫情防控常态化、中美贸易摩擦持续下艰难复苏，世界能源转型之路将更曲折。但气候与环境的双重压力将继续驱动全球能源低碳化绿色化转型。

展望“十四五”，我国经济在有利抗疫措施下恢复，经济社会发展开局良好。我国将进入以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的“双循环”新发展格局，开启第二个百年奋斗目标新征程。面对影响国际贸易和国内进出口的“逆全球化”、我国部分行业比较优势下滑和欧美日鼓励制造业回流导致我国部分制造业外流的“去中国化”、以及影响国际格局和我国能源安全的“大国博弈常态化”，我国将不断优化能源革命路径，持续在加快能源转型、提高能源安全、强化科技创新和释放行业活力等方面发力，为经济社会秩序加快恢复和健康发展提供坚实有力支撑。

3.1 “双循环”格局与“碳中和”目标加速能源转型

在“双循环”与“碳中和”的发展背景下，我国能源行业发展将面临资源环境和气候变化目标的更严格约束。一方面，为支撑经济社会发展需要及应对复杂多变的外部资源环境，能源供给保障需求更加严峻；另一方面，为达成碳减排承诺，我国或将在能源消费总量控制外增加碳排总量控制目标，坚定能源转型步伐。

3.1.1 经济减速叠加碳排目标，能源需求年增1.7%

能源需求进入减速换挡期。我国工业化进程已进入后期，工业用能占比持续回落，对能源消费拉动作用减弱；城镇化进程虽仍在推进，但受新增人口规模持续减少和人口老龄化加快等趋势影响，对能源消费的推动作用也在减弱。预计“十四五”一次能源需求年均增长约1.7%，2025年需求量约53.8亿吨标煤。综合考虑我国经济和人口发展趋势以及科技进步、大气治理、节能减排等因素，煤炭、石油、天然气和非化石能源需求的年均增速均比“十三五”下降，分别为-0.3%、1.5%、7.1%和5.3%。

煤炭需求步入下降通道。控制煤炭消费是实现碳减排的重要举措之一，预计煤炭消费将走出峰值平台区间下行。在发电领域，尽管用电量保持增长，但非化石能源将挤压煤电增长空间，导致发电耗煤平缓下降；在工业和建筑领域，随着供给侧结构性改革的持续推进，及各类建设项目逐步进入平稳期和收缩期，钢铁、建材等终端领域煤炭需求将波动下行。预计2025年煤炭需求约38.6亿吨，比2020年下降1.4%。

石油需求总量渐近峰值，“油转化”加快步伐。新冠疫情对居民出行方式带来了深远影响，成品油消费峰值有望提前至“十四五”末。石油需求增长的驱动力由交通领域向化工领域转移（见图3），交通用油占比下降为45%，化工用油占比上升为24%。预计2025年石油表观消费量约7.1亿吨，“十四五”年均增长1.5%。

图3 2020年与2025年我国石油需求结构对比

天然气需求维持高位增速。能源结构优化和空气质量提升仍是拉动需求的主力，而行业发展将更立足实际。“双循环”新发展格局对工业“煤改气”的推动以及进口天然气成本较低等因素的促进下，工业用气和城市燃气将继续较快增长，对天然气需求增量的贡献将近八成；受低气价利好，发电用气需求仍有一定增长空间；化工用气受政策及经济性不佳等因素制约，增长空间仍不大。预计2025年天然气需求近4 500亿立方米，“十四五”年均增长约7%。

3.1.2 能源结构清洁低碳化转型坚定前行

一次能源消费结构更加低碳化、清洁化。在“2030年以前碳排达峰、2060年实现碳中和”新目标指引下，煤炭消费将被持续压减，低碳清洁能源成为满足能源需求增长的绝对主力。在气化人口范围扩大以及商用和工业用气持续增长拉动下，天然气需求高位增长。非化石能源方面，水电、核电保持平稳发展，新能源尽管面临补贴退坡、并网困难等挑战，但随着发电成本持续下降、特高压输电线路陆续投运对绿色电力外送的促进，发展势头强劲。非化石能源占比将比“十三五”末再提高3.1个百分点（见图4）。

图4 2020年与2025年我国能源需求结构对比

能效提升和碳减排持续发力。能源需求增长减速换挡、煤炭消费持续压减、终端用能效率的进一步提升等，将共同降低能源消费强度，预计2025年单位GDP能耗将降至0.449吨标煤/万元（以2015年不变价计），比2020年降低近17%。由于压减煤炭和发展非化石能源的持续举措，以及电气化的持续推进，预计单位GDP碳排将比“十三五”末再降低约20%。

电气化水平进一步提升。在新能源发电快速扩张、煤改气和散煤治理等持续推动下，煤炭终端消费将在2025年左右走出峰值平台区并步入持续下行通道。煤电发展受制约的同时风光等新能源发电的成本将持续降低，绿电在终端用能的占比将持续提升。预计“十四五”末，电能（超过20%）将超越煤炭成为我国最大的终端用能品种。

3.2 能源供给格局不改、安全保障力度加大

在复杂外部发展环境下，保障能源安全的重要性与迫切性越发凸显，我国稳油、增气、控煤和力推非化石能源的供给格局仍持续。

3.2.1 油气：探采储运多管齐下，供应安全保障增强

油气增储上产预期良好。2025年，油气勘探投资将比2018年增长约43.2%，油气开发投资将比2018年增长约18.7%。我国将加强渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、四川等重点含油气盆地勘探力度，夯实资源接续基础；推动东部老油气田稳产，加大新区产能建设力度；加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发力度，持续稳产增产。油气领域还将持续深化改革、扩大合作，特别是继续落实上游领域改革政策。诸多利好因素将支撑油气产量继续回升，2025年原油和天然气产量有望分别达2.05亿吨和2 300亿立方米。同时随着发展清洁煤、多能代油、提高终端用电比例等政策的实施，油气对外依存度将平稳低速增长。

立足“全国一张网”，油气管输能力和供应保障水平提升。加快天然气管道互联互通重大工程建设，优化管输效率，加强区域间、企业间、气源间互供互保。推进重点油品管道建设，保障炼厂原油供应和消费地成品油需求，进一步改善资源不平衡和运输瓶颈问题。加强海外油气资源组织，保障进口资源稳定供应；鼓励油气企业与运输企业加强衔接，保障进口油气运力。

加快推进油气储备设施建设，持续提升天然气应急调峰能力。完善地下储气库、LNG储罐统筹规划布局，推进储气设施集约、规模建设。各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，鼓励地方政府和企业通过异地合作、参股合资等方式，共担共享投资建设成本和收益。

3.2.2 煤炭：优质产能持续释放，供应相对宽松

煤炭工业将进入产量稳中有降和清洁利用结构优化期。我国煤炭总体产能相对过剩将成为今后一段时期的常态。随着我国煤炭新增优质产能的不断释放，煤炭铁路运输通道输送能力持续增强，煤矿安全环保措施逐步到位，煤炭产能利用率有望保持在较高水平，煤炭供给质量将持续提升。

煤炭产能结构持续优化。国家将继续推动煤炭安全高效智能化开采，严格煤炭安全、环保、能耗领域执法，分类处置30万吨/年以下煤矿、与环境敏感区重叠煤矿和长期停产停建的“僵尸企业”，加快退出达不到安全环保等要求的落后产能，为优质产能释放腾出环境容量和生产要素。坚持“上大压小、增优汰劣”，持续优化煤炭生产开发布局和产能结构，扩大优质增量供给，促进供需动态平衡。科学规划主要产煤地区煤炭和煤电、煤化工等下游产业发展，统筹煤炭就地转化与跨区域供应保障，保持产业链和供应链协同稳定。

3.2.3 非化石：整体“倍速”发展，但生物燃料前景不乐观

非化石能源迎来大发展。风电和光伏发电将引领增长，进入以平价上网为特点的内生发展阶段。受“十三五”末抢装潮的影响，风电装机规模年均增长可能略有下降。据彭博新能源财经预测，到2025年我国风电装机容量可能增至419吉瓦，年均新增装机容量约36吉瓦，海上风电占新增装机的比重将提升；我国光伏发电装机容量将增至510吉瓦，年均新增装机容量约54吉瓦；光热装机将从2020年的约0.7吉瓦增至1吉瓦以上。

生物燃料推广或将受阻，发展前景不明朗。粮食乙醇燃料受资源不足制约，以秸秆等为原料的二代乙醇技术尚未突破，原料和高生产成本制约下仍依赖补贴，国产燃料乙醇价格较高。生物柴油和生物航煤经济性较差，原料来源不稳定，且面临低油价和销路不畅等制约。在粮食安全、防疫常态化和低油价等影响下液体生物燃料发展缓慢。

氢能和燃料电池有望迎来快速发展的机遇期。2020年我国首次提出将制定国家氢能产业发展战略规划，目前已有包括上海、河南、山东在内的36个城市公布氢能发展规划与政策。预计2025年我国加氢站数量将从目前的74座增至500座，氢燃料电池汽车保有量将从目前的1万辆增至5万～10万辆。

3.2.4 电力：非化石延续发力，多元供应格局更均衡

我国将持续完善多元化电力供应格局。化石能源方面，煤电和气电面临进一步优化调整。国家将加强煤电规划建设风险预警，严控新增产能，按需安排应急备用电源和应急调峰储备电源。开展煤电风光储一体化试点，在煤炭和新能源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发、满发。

非化石能源将成为电力装机增量的中坚力量。在“2060年碳中和”目标引领下，清洁能源发电迎来大发展。国家将加快推动风电、光伏发电补贴退坡，推动建成更多风电、光伏发电平价上网项目，打造水风光一体化可再生能源综合基地；安全发展先进核电，科学有序推进重点流域水电开发。预计到2025年我国水电、核电、新能源发电装机将分别从2020年的363吉瓦、52吉瓦和506吉瓦增至385吉瓦、72吉瓦和968吉瓦。

3.3 能源科技强根基持续创新进入新阶段

继续强化重大科技专项支撑。国家重点攻关计划和重大创新工程将聚焦能源战略制高点，着力提升全产业链科技竞争力。持续攻克油气储层精准改造、地质工程一体化决策、海上风电、可再生能源制氢、燃料电池关键材料等关键技术，有效打通产业链的断点和堵点。建立关键共性技术研发项目的公开招标和成果共享机制，激发科研活力，促进各类企业共同推动核心技术突破。

推动核心技术和关键装备国产化。加快提升动力电池系统、电力核心装备、重型燃气轮机、储能系统、深海油气勘查开采平台等装备与技术的自主化水平。推进完善能源领域的中国先进适用标准，健全科技研发、标准研制和产业应用协同机制，攻克重要技术标准体系构建、核心标准研制、全产业链标准化效能提升等难题。

创新能源业态与模式，培育新增长点。健全企业主导的能源技术创新机制，激发企业创新内生动力，培育一批具有国际竞争力的能源技术创新领军企业。健全国有能源企业技术创新经营业绩考核制度，实施各级重大人才工程，突出“高精尖缺”导向，打造高层次创新型科技人才队伍。

鼓励建设综合能源交易平台和运营服务平台，推进能源中长期交易、分时交易和辅助服务交易。支持多类市场主体开展综合能源运营服务，实现园区能源网络内外部数据集成融合，实现示范区协同能量管理、新能源和储能灵活接入、需求侧响应、多能源灵活交易。

3.4 能源治理体系现代化建设再上新台阶

油气行业体制机制改革进入深水区。《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》继续落实，更多配套政策将出台。打破原有行业壁垒，全面推进矿业权竞争出让。深化油气价格形成机制改革，加强市场有效监管。加快改革国家油气管网运营机制，不断完善产供储销体系。扩大油气行业开放力度，在允许社会资本进入油气勘察开采领域、将管道建设和城市燃气等列入鼓励外商投资产业目录的基础上，进一步完善落实配套政策，促进市场管理制度更加公平公正和规范科学。

煤炭行业方面，新修订的《煤炭法》将在“十四五”发布实施，更好规范煤炭开发秩序、促进行业科学健康发展。新增煤炭市场建设、价格机制等条款，从法律层面明确煤炭市场化体系机制建设，推动完善煤炭现代市场体系。国家还将完善煤矿安全法制体系，建立矿区生态修复等环保配套法律制度。建立煤矿正常退出长效机制，支持接续替代产业发展，统筹资源开发与矿井关闭、企业转型、环境保护和区域经济协调发展。

此外，发展清洁煤、多能代油、提高终端用能电力比例等政策将继续推进，节能减排政策执行力度不减。继续深化电力市场化改革，完善电力需求侧管理，引导和激励用户挖掘调峰资源。

3.5 能源国际合作全方位开展把握新机遇

加强全方位能源国际合作，助力构建人类命运共同体。我国将采取更有力的应对气候变化政策和措施，力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值。同时将秉持负责任大国的历史担当，提高参与全球能源和气候治理的能力，推动形成更加公平合理的国际能源和气候治理体系，为世界可持续发展贡献中国力量。

加强能源开放合作与区域开放政策的相互促进。东部沿海地区立足自由贸易试验区推动油气全产业链开放，粤港澳大湾区创建深圳天然气交易中心，西部地区加快搭建油气国际运输通道，能源对外开放形成区域发展新格局。

加强与“一带一路”沿线国家的多层次合作。立足能源基础设施互联互通的良好基础，不断创新合作领域和合作模式，从化石能源为主向新能源领域拓展，实现能源装备、技术、标准、服务的更高层次合作。有序推进重大合作项目，加强在高附加值先进炼化、深海油气勘探开发和非常规油气等领域合作，与重点国家共建能源国际合作共同体，在开放条件下更好保障能源安全。