能源发展回顾与展望（2023）中能传媒研究院2024年1月目录第一篇能源高质量发展稳中求进..........................................................................................1一、政策与大事...............................................................................................................1（一）习近平：坚持绿色发展是必由之路...........................................................1（二）习近平向第五届中俄能源商务论坛致贺信...............................................1（三）中央深改会推动能源领域重大改革进展...................................................2（四）中央经济工作会议：加快建设新型能源体系...........................................3（五）2024年全国能源工作会议在京召开..........................................................3（六）“一带一路”能源合作成果丰硕....................................................................3（七）能源行业多措并举确保能源供应...............................................................4（八）能源领域民营企业发展活力进一步激发...................................................4（九）新型电力系统建设加快推进.......................................................................5（十）能源科技创新步伐不断加快.......................................................................6（十一）能源营商环境持续优化...........................................................................6（十二）电力市场建设持续深化...........................................................................6（十三）“新三样”成为出口新增长极....................................................................6（十四）自愿减排市场加速推进...........................................................................7二、问题与趋势...............................................................................................................7（一）能源发展亟需关注各类安全风险...............................................................7（二）构建新型能源体系尚需多方发力...............................................................8（三）能源科技创新仍存在一定差距...................................................................8第二篇油气增储上产持续推进............................................................................................10一、政策与大事.............................................................................................................10（一）油气行业大力推动油气增储上产.............................................................10（二）油气企业全力以赴保障供暖季天然气供应.............................................10（三）油气田新能源业务驶入发展快车道..........................................................11（四）跨省天然气管道运输价格首次分区域核定.............................................12（五）《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》发布.............12（六）天然气利用政策优化调整.........................................................................13（七）油气管网互联互通水平持续提升.............................................................14（八）天然气储备能力建设快速推进.................................................................14二、问题与趋势.............................................................................................................17（一）国产油气资源增储上产仍须强化技术创新.............................................17（二）油气行业大规模发展新能源仍存诸多挑战.............................................18第三篇煤炭兜底保障能力持续增强....................................................................................20一、政策与大事.............................................................................................................20（一）煤炭稳产稳供工作持续推进.....................................................................20（二）煤炭中长协合同定价机制延续.................................................................20（三）煤矿产能储备建设提上日程.....................................................................21（四）推动现代煤化工产业健康发展.................................................................22（五）煤炭进口量大幅增长.................................................................................22（六）煤炭行业景气度有所回落.........................................................................23（七）超千亿元保供专项贷款助力电煤供应.....................................................24（八）内蒙古加快推进煤炭储备项目建设.........................................................24二、问题与趋势.............................................................................................................24（一）煤基与多能源融合发展空间广阔.............................................................24（二）煤炭产业与数字技术融合发展有待进一步推进.....................................25（三）确保煤矿安全生产仍需综合施策.............................................................25第四篇煤电更好发挥基础性支撑调节作用........................................................................27一、政策与大事.............................................................................................................27（一）强化煤电保供稳价作用.............................................................................27（二）煤电兜底保障作用进一步彰显.................................................................27（三）煤电迎来“两部制”电价政策......................................................................28（四）煤电机组“三改联动”进一步推进..............................................................29（五）煤电机组降碳转型取得积极进展.............................................................30二、问题与趋势.............................................................................................................30（一）煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型.....................................30（二）“煤电+”耦合发电渐成煤电转型新思路...................................................31第五篇清洁能源发展亮点纷呈............................................................................................33一、政策与大事.............................................................................................................33（一）可再生能源装机全国占比首次过半.........................................................33（二）大型清洁能源项目建设有序推进.............................................................33（三）全国清洁能源消纳利用情况持续向好.....................................................33（四）绿证核发基本实现可再生能源项目全覆盖.............................................34（五）国家能源局整治新能源及抽水蓄能领域不当市场干预行为.................34（六）风光废弃物循环利用体系建设步伐加快.................................................35（七）分布式光伏发展需以电网“可承载”为基础..............................................36（八）我国户用分布式光伏装机突破1亿千瓦.................................................36（九）我国首次实现核能供热跨地级市发展.....................................................37二、问题与趋势.............................................................................................................37（一）清洁能源市场前景、发展潜力广阔.........................................................37（二）市场交易机制日渐完善凸显清洁能源绿色价值.....................................38（三）“后补贴时代”风光企业亟待全面提升......................................................39第六篇电网重大工程加速推进............................................................................................40一、政策与大事.............................................................................................................40（一）输配电价改革取得新突破.........................................................................40（二）农村电网建设持续推进.............................................................................40（三）华中“日”字形特高压交流环网不断完善..................................................41（四）多条重要特高压工程开工建设.................................................................41（五）福州—厦门、张北—胜利特高压建设取得阶段性成果.........................42（六）电网公司大力支持充电基础设施建设.....................................................43（七）华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济.....................................43（八）首个“源网荷储”微电网示范项目并网通电..............................................44（九）首个分布式智能电网示范区建设启动.....................................................44（十）首个区域级虚拟电厂投入运行.................................................................44二、问题与趋势.............................................................................................................45（一）高比例新能源的接入给电网乃至整个电力系统的稳定安全带来考验.45（二）电网企业全力推进新型电力系统建设.....................................................45（三）车网互动助力提升电网调峰能力.............................................................45第七篇储能氢能技术持续突破............................................................................................47一、政策与大事.............................................................................................................47（一）科学有序规划储能建设.............................................................................47（二）储能氢能标准体系建设趋于完善.............................................................47（三）储能盈利渠道更加通畅.............................................................................48（四）储能氢能多项技术获突破.........................................................................49（五）首条“西氢东送”管道纳入国家规划..........................................................50（六）兆瓦级储能项目频繁落地.........................................................................51（七）多种制氢路线齐头并进.............................................................................52（八）氢能多元化应用趋势明显.........................................................................53二、问题与趋势.............................................................................................................54（一）以“全国一盘棋”思维统筹抽水蓄能发展..................................................54（二）储能参与现货交易机制日臻成熟.............................................................54（三）氢能全产业链加速提档升级.....................................................................54第八篇国际能源市场深度调整............................................................................................56一、政策与大事.............................................................................................................56（一）COP28加速全球气候行动........................................................................56（二）“欧佩克+”产油国持续深化减产...............................................................56（三）天然气市场供需紧张有所缓解.................................................................57（四）多国提升可再生能源发展目标.................................................................58（五）核电发展前景进一步改善.........................................................................59（六）绿氢产业布局备受多国关注.....................................................................60（七）新能源汽车产业加速发展.........................................................................61（八）能源领域关键矿产博弈加剧.....................................................................61二、问题与趋势.............................................................................................................62（一）全球能源市场对地缘风险等异常敏感脆弱.............................................62（二）全球能源转型面临成本飙升等多重阻碍因素.........................................63（三）地缘政治因素加剧供应链不稳定性.........................................................64（四）发展中国家清洁能源投资仍有较高缺口.................................................642023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是三年新冠疫情防控转段后经济恢复发展的一年。面对多重超预期因素冲击，中国经济在风高浪急中展现强劲韧性，高质量发展扎实推进，全面建设社会主义现代化国家迈出坚实步伐。一年来，全国能源系统深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示和党的二十大精神，按照党中央、国务院部署，统筹发展和安全，推动能源高质量发展，实现能源安全保供和清洁转型双提升、双平稳，为推动经济高质量发展和满足人民美好生活需要提供了坚实保障。全年原油产量站稳2亿吨，天然气产量超过2300亿立方米，可再生能源总装机历史性超过火电装机，煤电“三改联动”约1.9亿千瓦，电网重大工程加速推进，储能氢能技术持续突破，新型能源体系稳步推进，能源高质量发展阔步向前。经济社会高质量发展需要能源事业的高质量发展，建设现代化强国离不开坚强的能源保障。2024年，能源系统将全面加强党对能源工作的领导，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，统筹高质量发展和高水平安全，深入推进能源革命，加快建设新型能源体系、新型电力系统，加强能源产供储销体系建设，在新的历史起点上推动能源高质量发展再上新台阶。第一篇能源高质量发展稳中求进一、政策与大事（一）习近平：坚持绿色发展是必由之路6月7日，习近平总书记在内蒙古考察时强调，坚持绿色发展是必由之路。推动传统能源产业转型升级，大力发展绿色能源，做大做强国家重要能源基地，是内蒙古发展的重中之重。10月10日，习近平总书记考察了中国石化九江分公司，了解石化企业转型升级绿色发展等情况。习近平强调，破解“化工围江”，是推进长江生态环境治理的重点。要再接再厉，坚持源头管控、全过程减污降碳，大力推进数智化改造、绿色化转型，打造世界领先的绿色智能炼化企业。随后召开的进一步推动长江经济带高质量发展座谈会上，习近平指出，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，把产业绿色转型升级作为重中之重，加快培育壮大绿色低碳产业，积极发展绿色技术、绿色产品，提高经济绿色化程度，增强发展的潜力和后劲。（二）习近平向第五届中俄能源商务论坛致贺信110月19日，国家主席习近平向第五届中俄能源商务论坛致贺信。习近平指出，经过中俄双方多年共同努力，两国能源合作已形成全方位、宽领域、深层次、高水平的合作格局，是中俄平等互利务实合作的典范，为保障两国乃至全球能源安全和可持续发展发挥了积极作用。面向未来，中方愿与俄方一道，高水平建设能源合作伙伴关系，持续增强能源产业链供应链韧性，为促进全球能源市场长期健康稳定可持续发展，推动构建全球清洁能源合作伙伴关系作出更大贡献。（三）中央深改会推动能源领域重大改革进展7月11日召开的中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等一系列重要文件。会议指出，从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。要一以贯之坚持节约优先方针，更高水平、更高质量地做好节能工作，用最小成本实现最大收益。要把稳工作节奏，统筹好发展和减排关系，实事求是、量力而行，科学调整优化政策举措。要进一步深化石油天然气市场体系改革，加强产供储销体系建设。要加大市场监管力度，强化分领域监管和跨领域协同监管，规范油气市场秩序，促进公平竞争。要深化油气储备体制改革，发挥好储备的应急和调节能力。要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。11月7日召开的中央全面深化改革委员会第三次会议指出，电力、油气、铁路等行业的网络环节具有自然垄断属性，是我国国有经济布局的重点领域。要健全监管制度体系，加强监管能力建设，重点加强对自然垄断环节落实国家重大战略和规划任务、履行国家安全责任、履行社会责任、经营范围和经营行为等方面的监管，推动处于自然垄断环节的企业聚焦主责主业，增加国有资本在网络型基础设施上投入，提升骨干网络安全可靠性。要对自然垄断环节开展垄断性业务和竞争性业务的范围进行监管，防止利用垄断优势向上下游竞争性环节延伸。2（四）中央经济工作会议：加快建设新型能源体系12月11日至12日，中央经济工作会议在北京举行。会议强调，2024年要围绕推动高质量发展，突出重点，把握关键，扎实做好经济工作。会议提出，深入推进生态文明建设和绿色低碳发展。建设美丽中国先行区，打造绿色低碳发展高地。积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快打造绿色低碳供应链。持续深入打好蓝天、碧水、净土保卫战。完善生态产品价值实现机制。落实集体林权制度改革。加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力。随着全球能源格局深刻调整，加快建设新型能源体系，已成为我国实现高质量发展的迫切要求。（五）2024年全国能源工作会议在京召开12月21日，2024年全国能源工作会议在北京召开。会议总结2023年工作成绩，明确了2024年能源领域的九项重点工作任务，包括能源安全、“双碳”目标、能源科技、全国统一大市场、能源监管体系、能源国际合作、民生用能工程建设等方面。会议提出，2024年全国原煤产量继续保持在较高水平，更好发挥兜底保障作用；原油产量稳产在2亿吨，天然气继续保持较好增产势头；全国风电光伏新增装机2亿千瓦左右，这较2022年目标提升了25%；核电项目建成投产4台机组，新增装机500万千瓦左右，较2022年目标提高了73%。相较于此前两年的全国能源工作会议，本次会议将“民生用能工程建设”单独作为一项重点任务提出，要求2024年加强民生用能工程建设，推进北方地区清洁取暖，推动农村能源清洁低碳转型，提升电动汽车充电基础设施水平，更好满足人民群众用能需求。（六）“一带一路”能源合作成果丰硕10月17日至18日，第三届“一带一路”国际合作高峰论坛在北京举行。2023年是共建“一带一路”重大倡议提出10周年，作为“一带一路”建设的先行产业和重要引擎，能源合作在这十年间成果丰硕。政策沟通方面，我国倡导建立的“一带一路”能源合作伙伴关系成员国达到33个。先后举办两届“一带一路”能源部长会议和三届“一带一路”能源合作伙伴关系论坛。搭建起中国—东盟、中国—阿盟、中国—非盟、中国—中亚、中国—中东欧、亚太经合组织可持续能源中心等6个区域能源合作平台。能源基础设施建设方面，中国—中亚天然气管道ABC线、中缅原油和天然气管道、中俄东线天然3气管道等跨境油气管道相继建成投产，中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太等五大油气合作区建立形成，与俄罗斯、蒙古等7个国家开展电力互联互通项目。绿色能源项目合作方面，作为全球最大的清洁能源市场和装备制造国，我国光伏组件产量占全球总产量的四分之三以上，风电关键零部件产量占全球市场70%以上，是稳定全球清洁能源产业链供应链的重要力量。资金融通方面，我国出资设立丝路基金，并与相关国家一道成立亚洲基础设施投资银行，有效拓展了共建国家投融资渠道。“一带一路”能源合作大大带动了当地相关产业及社会经济发展，累计带动就业超过1000万人，增加共建国家民生福祉。（七）能源行业多措并举确保能源供应2023年，能源系统加大煤、电、气等资源保障力度，全力保障能源平稳供应。从具体举措来看：一方面，实现原煤、原油、天然气产量稳步增长，加大油气勘探开发和增储上产，确保国内原油产量长期稳定在2亿吨水平，天然气自给率不低于50%，地下储气库注气按计划实施，将为采暖季天然气供应保障提供有效支撑；发挥好煤炭“压舱石”作用，强化煤电支撑性调节性作用，2023年煤炭供需紧张形势得到有效扭转。即将进行的2024年度煤炭中长期合同签约弹性预计较2023年有所增加。另一方面，深入推进绿色低碳转型。提升非化石能源替代能力，形成风、光、水、生、核、氢等多元化清洁能源供应体系，预计2023年可再生能源累计总装机达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机；发电量达3万亿千瓦时，约占全社会用电量的三分之一。风光总装机将突破10亿千瓦。第一批大型风电光伏基地已全部开工，第二批基地项目陆续开工，第三批基地项目清单正式印发实施，农村风电光伏、海上风电发展大力推进。当前，全国能源供应总体平稳，煤炭生产供应平稳有序，运输得到有力保障。国家发展改革委12月份新闻发布会指出，目前全国统调电厂存煤保持在2亿吨以上、可用26天。天然气资源准备较为充足，各类储气设施入冬前应储尽储，天然气合同实现全覆盖，供应能力稳步提升。（八）能源领域民营企业发展活力进一步激发《中共中央国务院关于促进民营经济发展壮大的意见》于7月14日发布。《意见》从持续优化民营经济发展环境、加大对民营经济政策支持力度、强化民营经济发展法治保障、着力推动民营经济实现高质量发展等8个方面提出31条4举措。针对能源领域，《意见》明确支持民营企业参与推进碳达峰碳中和，提供减碳技术和服务，加大可再生能源发电和储能等领域投资力度，参与碳排放权、用能权交易。这为进一步激活能源领域民营经济提供了指导。实现碳中和目标，已成全球共识，在新能源汽车、氢能、光伏太阳能、智慧物联网等领域，将催生庞大产业链和规模市场，民营经济迎来广阔市场空间。民营经济占据国内生产总值半壁江山，在稳增长、促创新、增就业、改民生等方面发挥着重要作用。政策支持下，民营资本加大能源产业尤其是新能源产业布局，积极推动技术创新，扮演着“生力军”角色。《2023胡润中国能源民营企业TOP100》榜单显示，有89家企业主营新能源业务，11家企业主营传统能源业务。以风电、光伏、新能源汽车为代表的新能源产业是重资产产业，对资金需求规模大、数量多。一旦民营企业在资金方面出现问题，产品研发、扩产、日常经营都可能会受到影响。如何拓宽融资渠道、增强资金流动是民营企业未来发展的重要课题。（九）新型电力系统建设加快推进2023年7月召开的中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，全面阐述新型电力系统的发展理念、内涵特征，并以2030年、2045年、2060年为构建新型电力系统的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径。此外，《蓝皮书》还提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务，包括电源侧、网络侧和终端侧的多层次布局。《蓝皮书》是我国官方发布的首部关于新型电力系统建设文件，清晰描画了2023—2060年新型电力系统发展蓝图，有助于实现电力领域的可持续发展，推动我国的电力革命，为我国新型电力系统的建设明确发展道路。9月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，提出了在全面落实碳达峰碳中和战略部署，及“四个革命、一个合作”能源安全新战略等新形势下做好电力系统稳定工作的思路与策略。总体来看，本次《指导意见》立足于“电力系统稳定问题将长期存在”的认识，着重于新形势下电力系统的稳定工作，从物理基础、管理体系和科技创新三5userid:572586,docid:152154,date:2024-01-22,sgpjbg.com方面对新型电力系统的规划建设提出多方要求，是继6月《新型电力系统发展蓝皮书》后，又一对新型电力系统的整体构建和要素规划做详细指导安排的政策。（十）能源科技创新步伐不断加快2023年，能源领域科技创新步伐不断加快。建立“十四五”科技创新规划实施项目库和监测机制，以“挂帅出征”“赛马争先”等模式搭建“十四五”第一批国家能源研发创新平台。着力补强能源科技装备短板，组织燃气轮机等领域关键核心技术产学研用联合攻关和示范，27项重大技术装备进入推广应用阶段。开展能源领域首台（套）重大技术装备示范，评定发布第三批58项重大技术装备，启动第四批申报工作。推动能源数字化智能化升级，开展能源领域5G应用优秀案例遴选。加强能源标准体系建设，发布820项能源行业标准。（十一）能源营商环境持续优化2023年以来，能源行业营商环境不断优化，市场活力持续激发。全面提升“获得电力”服务水平，用电报装“三零”“三省”服务为电力用户节省办电投资累计超过2000亿元。加强行政许可事项清单管理，编制实施规范和办事指南，推进资质许可证照电子化数字化应用，持续深化许可告知承诺制。加大行政执法力度。开展电力领域综合监管和调节性电源综合监管，发现问题1294个，严肃查处一批严重违反国家能源规划政策、阻碍电力市场建设等方面的问题。开展电力市场化交易专项整治，坚决纠正以行政手段不当干预电力市场化交易行为。（十二）电力市场建设持续深化9月，《电力现货市场基本规则（试行）》出台，这是国家层面首份电力现货市场建设规则。10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，进一步明确电力现货市场的建设要求。2023年以来，全国统一电力市场体系加快建设，多层次统一市场体系已基本形成，适应新能源高比例发展的市场机制逐步完善。中长期、辅助服务市场已实现全覆盖，23个省（区、市）启动电力现货市场试运行。电力市场交易规模稳步扩大，预计全年市场化交易电量达到5.67万亿千瓦时、同比增长8%，占全社会用电量的61.3%，通过辅助服务市场挖掘调峰潜力超1.17亿千瓦、增加清洁能源消纳1200亿千瓦时。推动出台煤电容量电价政策，促进煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。（十三）“新三样”成为出口新增长极62023年以来，以电动载人汽车、锂电池、太阳能电池为代表的“新三样”产品出口增势迅猛。据统计，前三季度，“新三样”产品合计出口7989.9亿元，同比增长41.7%。具有创新、低碳、绿色基因的高科技产品，正在成为我国出口新的增长点。外贸“新三样”的异军突起，是我国持续推动科技创新、促进产业结构优化升级的结果。当今时代，绿色低碳已成为全球发展的主流。以锂电池为例，2023年前三季度，我国新增投运新型储能项目装机12.3吉瓦，同比强劲增长925%，再创历史新高。上半年，在全球市场中，出自中国企业的储能电池产量超75吉瓦时，是2022年同期的2倍多，出口比重超55%。（十四）自愿减排市场加速推进8月17日，北京绿色交易所发布公告称，全国温室气体自愿减排交易系统即日起开通开户功能，接受市场参与主体对登记账户和交易账户的开户申请。10月以来，《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》《温室气体自愿减排项目方法学造林碳汇（CCER-14-001-V01）》等4项方法学、《关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排的通告》等一系列相关政策的密集出台，更是加快了CCER重启脚步。其中生态环境部、市场监管总局于10月19日发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，不仅对温室气体自愿减排交易进一步作出规范，把一些时间限制加以明确表述，还对以前已备案但未申请减排量项目的处理作出了清晰规定，相关条款也约束得更为清楚。二、问题与趋势（一）能源发展亟需关注各类安全风险全球能源发展环境发生深刻转变，四期叠加将使能源安全事件多发频发，风险更趋复杂难料。首先，近年来，全球主要能源价格高涨，地缘政治冲突加剧了全球市场的动荡，叠加经济复苏带来能源需求增长，降水、极端天气等因素导致可再生能源出力波动性加大，不稳定、不确定和难预料的因素增加，不断冲击着全球能源供应链和产业链的稳定。其次，未来随着低碳转型步伐加快，新能源供应链安全的重要性将显著提升。特别是锂、钴、镍、石墨、稀土、天然铀等关键矿物和芯片、软件、核心零部件等的安全供应问题越发突出。同时，我国一些重要的矿产资源对外依存度也很高，约三分之二的战略性矿产还需进口且进口来源地集中，依存度超过90%的有镍、铌、铪等。第三，新一轮科技革命和产业变革7正在重构全球创新版图、重塑全球经济结构。以人工智能、5G、大数据等为代表的新一代信息技术、新材料技术、新能源技术与能源电力技术融合发展，相互促进、迭代升级，将深刻地影响未来能源的发展，在某种程度上将改变能源格局与业态。我国是能源消费大国，也是能源进口大国，面对错综复杂的外部形势、内部经济发展新态势以及“双碳”目标能源转型进程，需要以保障能源安全供应和经济社会发展为前提，协同推进能源安全、经济增长和气候行动多重目标。（二）构建新型能源体系尚需多方发力新型能源体系的特征已由过去的“清洁、低碳、安全、高效”转变为目前的“安全、低碳、清洁、高效”。这种位置的变化，说明加快规划建设新型能源体系更加突出安全和低碳。建成新型能源体系，是我国能源转型的长远目标。在碳达峰碳中和要求下，未来规划建设新型能源系统将从以下三方面发力。一方面，在今后一个时期内，化石能源在我国能源消费结构中的主体地位不会改变，可再生能源难以形成对化石能源的大规模安全替代。因此，需要围绕稳住化石能源生产和保底供应能力，继续抓好煤炭清洁高效利用，有序开展化石能源的消费替代。另一方面，新型能源体系的规划建设需要持续推进新能源发展，将以煤炭为主的传统能源消费结构转化为以风光发电为主的能源消费结构。我国地域辽阔、风光资源富集，相较于零敲碎打的分布式新能源建设，基地化、规模化建设风光大基地更利于快速提升新能源占比，将成为未来一段时期重要的新能源开发方向。此外，需加快推动化石能源和非化石能源协同互补、融合发展，围绕重大科技创新、治理现代化两大关键驱动力，与国家现代化经济体系、产业体系和智力体系深入融合，加快构建以清洁低碳、安全高效、数字智能、普惠开放为主要特征的新型能源体系，为助力经济高质量发展、推进中国式现代化提供能源支撑。（三）能源科技创新仍存在一定差距我国风电、太阳能发电等技术创新能力全球领先，取得了多个“世界第一”和“国际首个”，建立了较为完备的可再生能源技术产业体系。不过，与世界能源科技强国以及引领能源革命的要求相比，我国能源科技创新依然存在一定差距。比如，能源技术装备长板优势不明显且尚存短板；关键零部件、核心材料等方面需要进口，原创性、引领性、颠覆性技术偏少；产学研“散而不强”，推动能源科技创新的政策机制有待完善等。因此，有必要在多方面重点发力，加快推进能源领域科技创新。一是加快关键核心技术装备补短锻长。聚焦“卡脖子”技术和“掉链8子”环节，突破基本原理、基础软硬件、关键零部件和装备、关键基础材料、关键仪器设备等制约。持续增强电力装备、新能源等领域全产业链竞争优势，并在这些优势领域中打造先进产业群。二是继续促进科技创新与能源产业深度融合，围绕产业链部署创新链。加快研究快速兴起的前瞻性、颠覆性技术以及新业态、新模式，形成一批能源长板技术新优势，掌握产业发展主动权。多元化能源产品种类和供给渠道，以分散市场风险、减少地区依赖。加强“一带一路”新能源产业合作，开辟新的新能源应用市场，通过市场多元化降低欧美市场波动的影响。三是完善能源科技创新主体。激发企业创新主体活力，推动各领域优势企业强强联合，持续优化资源共享、优势互补的“政、产、学、研、用”一体化模式，促进技术和市场的有效对接，加快技术成果的转化和应用。9第二篇油气增储上产持续推进一、政策与大事（一）油气行业大力推动油气增储上产2023年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，油气行业大力推动油气增储上产。新建原油产能2250万吨、天然气产能420亿立方米，全年原油产量稳定在2亿吨以上，天然气产量超过2300亿立方米、同比增长超过4.5%。中国石油目前已经取得了四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地等重点区域的战略性突破，有望形成新的规模增储产量和未来战略接替地区。2023年前三季度，中国石油实现油气当量产量13.15亿桶，同比增长5.1%。中国石化在塔里木盆地、准噶尔盆地等地区取得了一批油气新发现和重大突破，其中胜利济阳页岩油国家级示范区建设高效推进，济阳、塔河、准西等产能建设也在不断深化精细开发。天然气增储上产措施显现效果，顺北二区、川西海相等产能建设加快。中国石化前三季度实现油气当量产量5291万吨，同比增长3.6%。中国海油成功获得中型新发现惠州26-6北，持续扩大中深层储量规模，成功投产渤中28-2南油田二次调整项目、陆丰12-3油田开发项目等新项目。中国海油前三季度实现净产量499.7百万桶油当量，同比增长8.3%，创历史同期新高。当前，我国正处于经济恢复和结构转型的关键时期，一大批油气项目建成投产、稳步推进，增强了油气等能源资源供应保障能力，夯实了能源安全基石，有利于增强能源供应链与产业链弹性韧性，为绿色低碳背景下的能源高质量发展提供支撑，推动经济实现更好更快发展。（二）油气企业全力以赴保障供暖季天然气供应2023年10月，国家能源局召开2023—2024年采暖季天然气保供专题会议，会议要求，油气央企要继续带头保供稳价，坚持立足国内全力增储上产，确保储气库满库入冬，“全国一张网”安全稳定运行，千方百计保障采暖季天然气供应平稳。要坚持天然气市场化发展改革方向，强化供用气合同签订和履约执行，做好合同内应急、合同内保供。在LNG气源方面，预计新天唐山、浙能温州、北燃天津、华盈潮州、中国石化龙口与国家管网龙口LNG接收站集中投产后，合计新增进口能力将达305010万吨/年，创历史新高。同时，LNG长协陆续履约，2023年新增履约长协474万吨/年，其中“三桶油”占比51%，第二梯队企业占比49%。进口管道气方面，2023年总体供应增加33亿立方米，进一步为天然气供应增添保障。国家管网集团、中国石油、中国石化、中国海油全力以赴做好冬季天然气保供工作。国家管网集团为确保“全国一张网”运行顺畅，持续开展天然气管网一键启停、自动分输、远控功能改造，天然气管网集中调度及控制率达到98%，可更加精准地控制管网运行。截至11月8日，全国主干天然气管网日输气量已达6.3亿立方米，较2022年同期增长16%。中国石油各大主力气区开足马力增储上产，稳固国产气“压舱石”作用，各储气库（群）也担负起“调节阀”重任，持续增强其应急“冲锋”能力。中国石化所属9座储气库目前已形成有效工作气量超25亿立方米，提前开展现货LNG采购，总储备能力达到16.8亿立方米，为保供气夯实了资源基础。中国海油依托“多气源调度决策系统”，生成海上天然气输送管网的总体运行情况，并根据下游用户需求实时调整海上平台的产能配置，可保证环海南岛海上气田群的日产量始终稳定在2000万立方米以上，为冬季保供提供充足的资源。（三）油气田新能源业务驶入发展快车道2023年3月，国家能源局印发的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。到2025年，通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上；加快开发利用地热、风能和太阳能资源，积极推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系，努力打造“低碳”“零碳”油气田。随后，4月，国家能源局组织召开加快油气勘探开发与新能源融合发展启动会，推动《行动方案》落实落地。传统油气行业与新能源产业有着天然的结合点，如何在油气田勘探开发中加大清洁能源利用和生产用能替代，以增加油气商品供应，成为油气企业面临的重要问题。特别我国老油区已逐步进入开发后期，面临油气资源接替不足、稳产难度大、生产成本高等难题，以新能源开发利用推动传统油气生产向综合能源开发利用转型发展，则变得更加紧迫。各油气开发企业，正紧密结合油气生产实际，推动绿色低碳转型和高质量发展。112023年，中国石油吉林油田新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运，这也意味着中国第一桶“零碳原油”就此诞生。中国石化新星公司风电、光伏项目绿电发电量突破4亿千瓦时，同比增长106%，提前30天完成全年4亿千瓦时绿电发电目标任务；该公司累计绿电发电量达10.3亿千瓦时。中国海油首个陆地集中式光伏发电项目——甘南合作市“牧光互补”40兆瓦集中式光伏发电项目成功并网发电，正式从草原深处向甘南电网输送清洁电力。我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，海上油气开发迈出进军“绿电时代”的关键一步。（四）跨省天然气管道运输价格首次分区域核定2023年12月，国家发展改革委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定了国家管网集团经营的跨省天然气管道运输价格。《通知》分别明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，并要求国家管网集团根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，并向社会公开。此次核价是天然气管网运营机制改革以来的首次定价，也是国家首次按“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格。价格核定后，国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由20个大幅减少至4个，构建了相对统一的运价结构，打破了运价率过多对管网运行的条线分割，有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争，助力行业高质量发展。（五）《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》发布2023年10月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、生态环境部等四部委联合发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，提出炼油行业2025年、2030年主要目标。到2025年，国内千万吨级炼油产能占比55%左右，产能结构和生产力布局逐步优化，能源资源利用效率进一步提升。“十四五”期间污染物排放和碳排放强度进一步下降，绿色发展取得显著成效。到2030年，产能结构和生产力布局进一步优化。化工原材料和特种产品保障能力大幅提升。能效和环保绩效达到标杆水平的炼油产能比例大幅提升。技术装备实力、能源资源利用效率达到国际先进水平。石化产业是国民经济的重要支柱产业，炼油是石化的重要领域，向上承接油12气勘探开发，向下连接民生用能保障和化工原材料供应，承担着保障国家能源安全的重要责任。据统计，2022年我国炼油行业年营业收入约占石油和化学工业的31%、占全国规模以上工业的4%。2023年以来，我国炼油行业整体保持较快增长。从市场需求看，我国经济率先恢复增长，物流运输和交通出行已经恢复正常，原油加工量、成品油消费基本恢复到疫情前水平，航煤还有很大潜力，而化工下游需求逐步释放，进一步缓解产能压力，产业链、供应链均表现出较强韧性。从产品结构看，随着成品油需求逐渐达峰，化工品需求仍有增长空间，高速发展的新能源等产业为化工材料拓展了消费空间，炼化企业布局一批炼化转型升级项目的同时，在高端新材料、绿色石化产品、生物能源、氢能、CCUS等领域迎来发展新机遇。但也要看到，我国炼油工业在快速发展的同时仍面临市场阶段性、结构性供应过剩风险，淘汰落后产能、减油增化、节能降碳等措施仍需持续推进。此次《指导意见》的出台，从我国炼油行业实际出发，系统部署了相关工作，将有力指导炼油行业推进绿色创新高质量发展的实践。（六）天然气利用政策优化调整2023年9月，国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》。该征求意见稿提出，综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。按照天然气利用优先顺序加强需求侧管理，优化用气结构，有序发展增量用户，鼓励优先类、支持允许类天然气利用项目发展，对限制类项目的核准和审批要从严把握，列入禁止类的利用项目不予许可、不予用气保障。新建天然气利用项目（包括优先类）立项报批时应落实气源，与上游供气企业落实购气协议，并确保项目布局与管网规划等相衔接；已用气项目供用气双方也要有合同保障。与2012年出台的政策相比，天然气利用领域扩展，利用限制放宽，禁止项目减少。一是在优先类增加“已纳入国家规划计划、气源落实、气价可承受且已完成施工的农村煤改气取暖项目”“气源落实、经济可行的调峰气电项目”“带补燃的太阳能热发电项目”“远洋运输、作业船舶和工程装备”“油气电氢综合能源供应项目和终端天然气掺氢示范项目”等。二是在允许类增加“新增农村煤改气取暖项目”，但将原优先类“可中断天然气制氢项目”降级为允许类“为炼油、化工企业加氢装置配套的天然气制氢项目”。三是将原禁止类“煤炭基地建设基荷燃气发电项目”和“天然气制甲醇项目”升级为限制类，禁止类仅保留“天然气常压间歇转化13工艺制合成氨”一项。整体来看，新政策明显有利于促进市场消费规模扩大。（七）油气管网互联互通水平持续提升2023年以来，我国大力推动油气管网基础设施建设，一批国家重点项目加速建设、顺利投产。中俄东线、西气东输一线、川气东送一线、青宁管道、苏皖管道5条天然气主干管道在江苏境内全面实现互联互通，每年转供能力达75亿立方米。中开线与平泰线互联互通工程顺利完工，为我国中东部地区最大的天然气储气库—文23储气库提供更多的输气通道。西气东输四线天然气管道工程新疆段主线路管道焊接正式完成，整个工程建成后每年可向中东部地区输送天然气300亿立方米。全长4269千米的川气东送二线管道正式开工建设，这是构建我国天然气管网“五纵五横”新格局的关键一步，项目建成后每年可输送天然气超200亿立方米。此外，设计年输气能力300亿立方米的国家管网集团天津LNG外输管道一次投产成功，实现与中俄东线、陕京管道、蒙西管道等多条天然气主干管道联通。数据显示，1—9月我国新建主干油气管道里程突破2500千米，同比增长30%，创历史新高。“十四五”期间，我国规划新建管道2万千米以上。近三年来，国家管网集团累计开工建设项目超170个，新建项目焊接里程超1万千米，建成具备投产条件管道里程1.13万千米，天然气管道里程增长21%，互联互通转供能力增长57%。（八）天然气储备能力建设快速推进2023年，国内天然气储备能力建设快速推进。中国石油有序推进大港油田大张坨、新疆油田呼图壁、西南油气田相国寺、华北油田京58和华北油田苏桥等5座在役储气库的达容达产、提压扩容工程，以及西南油气田铜锣峡、黄草峡，冀东油田南堡1号等储气库的建设工作。目前，中国石油在役储气库共有13座，在建储气库共有8座。中国石化已建成中原储气库群、金坛、文96、江汉盐穴等12座天然气储气库，并有序推进天津、青岛LNG接收站扩建工作。其中，青岛LNG接收站7座储罐、天津LNG接收站9座储罐按期投入使用。11月2日，我国首座27万立方米LNG储罐，也是目前全球容量最大的天然气储罐，在中国石化青岛LNG接收站正式投用。同日，中国石化天津LNG接收站二期工程完工，3座22万立方米储罐投用。截至目前，中国石化已形成储气能力近50亿立方米。中国海油已建成投运LNG接收站6座，总接收处理能力3260万吨/年。202314年6月，中国海油香港海上LNG项目交付，项目新建香港海上LNG接收站。投产后，最大外输天然气接收量可达110亿立方米/年，香港天然气发电比例将从50%提升至75%，进一步优化香港能源供给结构。（九）“三桶油”深度参与全球能源业务2023年，我国油气企业在扎实推进国内油气增储上产不动摇的同时，积极密切协作参与重大海外项目，海外资产并购由规模扩张向高质量发展转型升级。6月1日，中国海油宣布其参建并持有权益的巴西Buzios五期项目投产，该项目预计2024年初将实现原油15万桶/日的高峰产量规模。巴西海域盐下油田建设开发，正成为全球大型石油公司和高科技技术集成服务公司的竞技场。中国石化在巴西有RSB、PB和PAMA（（勘探）三个项目，另外还有少量陆上成熟油田已实现商务运营。中国石油在Libra、Buzios区块中分别持有10%、5%的权益。中国海油拥有Buzios油田一体化开发项目7.34%权益，Mero油田一体化开发框架下9.65%权益，以及其他多个深水油气区块资产。Mero油田和Buzios油田均成为海外油气开发的明星项目，在全球油气开发领域表现瞩目。6月20日，中国石油与卡塔尔能源公司签署重磅合作协议。根据协议，卡塔尔能源公司将在未来27年内持续向中国石油供应400万吨/年的LNG资源，并向中国石油转让北部气田扩能项目1.25%的股份。在此前七个月时间里，中国石化已经率先与卡塔尔签署了和中国石油内容一致的合作协议：长协购气、项目入股。至此，卡塔尔拿到中国“两桶油”的两单史上最长购气协议，为其超级LNG项目绑定了两大买家；对于中国油气公司来说，通过该合作对国际LNG资源进行投资布局，也是提升清洁能源供应安全性、稳定性和可靠性的重要举措。11月，在第六届中国国际进口博览会期间，中国石化与卡塔尔能源公司签署北部气田扩能项目二期一体化合作协议，包括为期27年的LNG长期购销协议和上游参股协议，这是双方是继北部气田扩能项目一期后达成的第二个一体化合作项目。（十）油气行业加快开展CCUS项目建设2023年，国有油气企业继续加快推进CCUS工业应用专项工程建设。中国石油CCUS项目多点开花，在吉林、长庆、新疆等油田加大实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨。其中在吉林油田打造的CCUS-EOR（（碳集集、驱油与存存）项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目。“十四五”期间，中国石15油将加快推进CCUS规模化工业应用专项工程建设，力争2025年CCUS年注入二氧化碳达到500万吨，产油量达到150万吨。中国石化与壳牌、宝钢股份、巴斯夫签署华东CCS四方合作项目联合研究协议，旨在为华东地区长江沿线工业企业提供灵活有效的二氧化碳减排方案，为国内大规模CCS项目提供案例。2023年7月，我国首条百万吨输送规模、百公里输送距离、百公斤输送压力的高压常温密相二氧化碳输送管道工程——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运，标志着我国首次实现液体二氧化碳长距离密相管输。该管道每年可将170万吨齐鲁石化生产集集的二氧化碳输送到胜利油田的地下油藏进行驱油封存，是中国石化建设的我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目的重要一环。中国海油已投用了国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳封存示范工程，并推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划建设一南一北2个CCUS/CCS示范中心。CCUS技术在不改变能源结构的前提下，实现碳的有效封存和利用，是世界公认的最有前景的碳减排技术之一。此外，对于油气行业来说，实施二氧化碳驱油技术可提高低渗透油田采收率，更具经济性。国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造等技术手段才能实现工业性开发。鉴于二氧化碳驱油技术在开发低渗透油藏方面的优势，以及我国二氧化碳地质封存的巨大潜力，应用二氧化碳驱油技术开发边际油藏无疑是国内石油行业的主要发展方向之一。（十一）石化企业加快全产业链发展步伐2023年3月，沙特阿美与北方工业集团、盘锦鑫诚实业集团共同签署股东协议，计划在中国东北地区建设一座大型炼油化工一体化联合装置。同月，中国海油和壳牌集团签署初步投资协议，双方将在中海壳牌一期、二期的基础上各持50%股份投资三期乙烯项目。7月，沙特阿美入股荣盛石化正式完成。根据协议，沙特阿美通过其全资子公司阿美海外以246亿元人民币收购荣盛石化10%的股权。9月，沙特阿美与东方盛虹签署合作框架协议，拟收购东方盛虹全资子公司江苏盛虹石化集团有限公司10%战略股权。10月，沙特阿美宣布与南山集团有限公司、山东能源集团有限公司和山东裕龙石化有限公司签署了谅解备忘录，推16动有关沙特阿美可能收购裕龙石化10%战略股权的相关探讨。如果石化企业能够背靠大油田，从源头上解决原油问题，就可以化解很多原料供应风险，势必会为企业长期稳健发展带来助力。比如上述提到的沙特阿美和荣盛石化的联合，就为荣盛石化保证每天至少48万桶的原油供应。近年来，我国的炼油能力大幅增长，截至目前，国内千万吨级以上的炼厂已经超过30家。随着炼化一体化大型项目越来越多，炼化单体项目越来越大，石化企业的规模也越来越大。规模增大，也意味着企业对于原材料的需求增大。与之相对的是，国际油气市场的多变性给石化企业带来了诸多不确定性。而如今与沙特阿美等国际大型石油公司的合作也为国内石化企业的未来发展提供了新的解决策略。（十二）油气进口贸易人民币结算业务不断探索2023年3月，中国海油与道达尔能源通过上海石油天然气交易中心平台完成国内首单以人民币结算的进口LNG采购交易，成交量约为6.5万吨，LNG资源来自海合会国家阿联酋。本次以人民币结算的首船国际LNG交易，是继上海石油天然气交易中心2020年8月28日推出国际LNG交易业务以来，为国际资源商参与中国市场提供新渠道的重要实践。10月，中国石油国际事业有限公司在上海石油天然气交易中心平台达成我国首单国际原油跨境人民币结算交易，购得一船100万桶原油，并首次采用数字人民币结算。通过数字人民币结算交易，企业在全球能源市场上将更加具备竞争优势，同时也为其他行业的创新应用指明了道路。近年来人民币国际化取得显著进展，目前人民币是全球第五大支付货币、第三大贸易融资货币、第五大国际储备货币，人民币外汇交易在全球市场份额增至7%，成为近3年来市场份额上升最快的货币。与此同时，我国作为全球油气市场的重要买家之一，基础设施规模不断扩大，国际贸易参与主体日益增加，对国际贸易服务提出了更高要求。油气交易不仅涉及人民币的国际贸易支付，而且拓展到了数字人民币的跨境结算，进一步促进人民币从国内市场进入国际市场。随着国际市场对人民币接受程度提高，买卖双方尝试采用人民币结算的条件不断走向成熟。二、问题与趋势（一）国产油气资源增储上产仍须强化技术创新如何挖掘增产增供潜力，有效保障国家能源安全，是我国油气行业的重要任17务。目前我国油气对外依存度仍然较高，国内油气资源开发程度不断提高的同时，资源品位持续降低，各项成本呈上升趋势，效益勘探难度加大，稳油增气的资源基础还不够牢固。同时，开发老油气田稳产难度加大、提高采收率技术亟待攻关、海外油气亿吨稳产面临挑战，成为油气增储面临的难题。要围绕国家油气安全的战略目标，破解资源禀赋约束，加快形成原创性的理论认识，引领性的技术装备，打造支撑有力、前沿领先的油气勘探开发领域国家战略科技力量。一方面抓老油气田稳产工作，创新发展高效化学驱、气驱等大幅提高采收率的技术，最大限度开发老油气田储量；另一方面，抓新项目、新领域促上产工作，强化陆海新领域新层系优质规模储量勘探，为油气发展夯实资源基础。未来国内油气增储上产方向主要是陆上深层、非常规和海洋三个方向。在深层领域，应围绕中西部重点盆地，加强基础地质研究，加大风险勘探投入力度，争取更多规模储量发现，同时要加快深层地球物理、钻井完井、采油气工艺等核心技术与关键装备攻关研究，实现深层油气高效勘探开发。在海洋领域，应立足深海关键技术突破，强化核心技术与装备自立自强，加大对存在用海问题项目的协调力度，加快渤海海域和南海北部勘探开发，积极准备南海新区，推动海洋油气产量持续快速增长。在非常规领域，应立足鄂尔多斯、准噶尔、松辽以及渤海湾盆地中高成熟度页岩油进行规模效益开发，加快中低熟页岩油原位转化现场先导试验，力争产业化发展。页岩气立足四川盆地，做好3500米以浅资源稳产和提高采收率研究，加快3500米以深页岩气勘探开发步伐。通过大力发展水平井+体积压裂等关键技术，加快体制机制创新以及加大政策扶持力度，持续推动页岩油气开发成本不断下降、产量持续提升。（二）油气行业大规模发展新能源仍存诸多挑战近年来，在碳达峰碳中和背景下，油气企业已纷纷在油气勘探开发领域开启了与新能源融合发展的探索与实践，并在光伏、风能发电、氢能、地热能及新型储能等方面取得了一定成效，但未来若要大规模推动油气生产与新能源融合，仍然面临诸多亟待突破的难点。一方面，油气企业在发展新能源方面缺乏专业人才与经验，需进一步掌握新能源产业领域的核心技术。另一方面，油、气、电、热等多种能源综合管理体制尚不完善，也对油气企业发展新能源业务构成了挑战。为此，油气企业应加快推进新能源相关技术的研究与应用。提高企业在电气、新能源、新材料等方面的知识储备，在光伏制氢、新能源发电技术、炼化转型与18新能源融合等方面持续开展技术创新，通过跨领域协作形成科研攻关机制，推动“风光热储一体化”综合利用等技术研究应用，以实际行动助力油气企业能源转型以及“双碳”目标实现。重点建立低碳减排、CCUS、清洁能源应用、碳管理以及跨专业的复合型人才队伍，为新能源科学技术发展提供人才支撑。重视全产业链碳中和管理，基于碳排放情况，制定阶段性碳中和目标，在新能源项目设计阶段将碳管理纳入考虑范围，将油气开发生产碳排放核算、影响评价、减排措施、碳资产开发与交易等与低碳新能源业务有机结合，制定减排措施与抵消方案，加强内外部沟通，建立适合企业的碳管理体系，助力碳中和油气田、油气管网建设，实现低碳转型发展。19第三篇煤炭兜底保障能力持续增强一、政策与大事（一）煤炭稳产稳供工作持续推进立足我国能源资源禀赋，保障煤炭安全稳定供应，加强煤炭清洁高效利用，加快煤矿智能化建设，对保障国家能源安全意义重大，也是实现中国式现代化、推进经济高质量发展的必由之路。《2023年能源工作指导意见》提出2023年煤炭产能维持合理水平；有序推进煤矿先进产能核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，增强煤炭增产保供能力；稳妥推进煤炭储备基地建设，提升政府可调度煤炭储备能力；加强煤炭清洁高效利用，稳步提升煤炭洗选率，开展富油煤分质分级利用示范，提高清洁煤和油气供应保障能力；巩固拓展战略性优势产业，巩固煤炭清洁高效利用技术优势；积极协调保障重点地区煤炭运力。2023年以来，国家能源局进一步加大支持协调力度，支持优质煤炭安全高效稳产增产，全力支持重大能源项目建设，全力以赴做好煤炭稳产稳供工作，推动绿色低碳转型，助力我国能源事业高质量发展。当前，我国煤炭兜底保障能力持续增强，电煤中长期合同履约率保持较高水平，煤炭运行呈现“产量稳、进口增、库存高、价格降”的良好态势，煤炭生产稳步增长，煤炭供需形势得到有效扭转，从紧张变为平衡。据国家统计局数据，1—11月，全国累计原煤产量42.4亿吨，同比增长2.9%。（二）煤炭中长协合同定价机制延续2023年初，国家发展改革委会同有关方面坚持问题导向、系统观念，及早研究谋划，加强统筹协调，健全能源中长期合同制度，搭建市场化衔接平台，指导督促各省区市和有关企业压实能源保供责任，全力做好2023年电煤中长期合同签订各项工作并取得积极成效。2023年3月电煤中长期合同签订总量已超过25亿吨，基本实现签约全覆盖。同时，国家发展改革委和全国煤炭交易中心一直在加强监管电煤长协的签订、履约。2023年1月14日，全国煤炭交易中心下发《关于做好2023年电煤中长期合同剩余资源合同签订汇总平台服务工作的公告》。2023年3月，国家发展改革委会同国家电网、国铁集团组织部分中央电力企业召开电煤保供形势座谈会，进一步强化对电煤中长期合同履约监管，不断提升电煤供应保障水平。2023年520月5日，全国煤炭交易中心下发《关于2023年电煤中长期合同履约数据报送工作的公告》。2023年6月8日，全国煤炭交易中心下发《关于进一步规范做好2023年电煤中长期合同履约数据报送工作的公告》。整体而言，2023年电煤长协的定价基准及调整机制基本保持不变，长协签约、履约监管则进一步增强。2023年11月，国家发展改革委发布的《关于做好2024年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，对2024年电煤中长期合同的签约对象、签订要求、履约监管等做出全面指导。《通知》肯定了中长协合同“压舱石”作用，并将延续定价机制。相较2023年电煤中长期合同签订履约工作方案，新一年度的煤炭长协方案的灵活性有所增强：一方面对供方签约量的限制进行适当放宽，另一方面对需方签约范围和签约数量进行弹性调整。与2023年要求电力企业中长协签约全覆盖甚至105%覆盖相比，2024年将签约比例恢复至80%～100%。各大企业正在积极推进煤炭产需衔接以及下一步的运力配置，煤炭中长期合同签订将保证能源保供的基本盘，为经济的平稳运行提供有力支撑。（三）煤矿产能储备建设提上日程12月6日，国家发展改革委发布关于《关于建立煤矿产能储备制度的实施意见（征求意见稿）》，其中提出，到2027年，初步建立煤矿产能储备制度，有序核准建设一批产能储备煤矿项目，形成一定规模的可调度煤炭产能储备；到2030年，将力争形成3亿吨/年的可调度产能储备。根据《征求意见稿》，产能储备煤矿的设计产能由常规产能和储备产能两部分组成。设计产能不低于300万吨/年的新建、在建煤矿项目可以申报建设储备产能，且需为五大煤炭供应保障基地内的大型现代化露天煤矿或安全保障程度高的井工煤矿。满足条件的煤矿可以申报在常规产能以外建设储备产能，后者是指常规产能基础上预留的规模适度、用于调峰的产能，应急状态下按国家统一调度与常规产能同步释放。此外，国家发展改革委将同时给予产能储备煤矿产能置换政策优惠。其中，新建煤矿按设计产能20%、25%、30%建设储备产能的，其新增产能（含常规产能和储备产能）的60%、80%、100%免予实施产能置换；已审核确认产能置换方案的（包括在建煤矿），其产能置换指标总量的60%、80%、100%可另行使用，指标不再进行折算。在此制度下，当煤炭供需形势转向紧张时，国家发展改革委、国家能源局可根据煤炭市场现货价格是否超出合理区间等情况，视不同情形对储备产能实施统一调度。《煤矿产能储备制度的实施意见（征求意见稿）》发布，将有效完善煤炭21储备体系，预计对中短期供需预期影响有限，但远期煤炭行业的供给弹性将有所增强，未来动力煤价格波动或进一步降低。（四）推动现代煤化工产业健康发展国家发展改革委、工业和信息化部等六部门联合印发《国家发展改革委等部门关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》，作为《现代煤化工产业创新发展布局方案》的重要补充，通知提出了规范项目建设管理、加强规划布局引导、加大科技创新力度、推动绿色低碳发展、加强安全环保监管等五项原则要求，并明确了各部门的责任分工，旨在不断优化现代煤化工产业规划布局，提高技术创新、产业创新和绿色低碳发展水平，推动现代煤化工产业健康发展。《通知》指出，要规范项目建设管理，从严从紧控制现代煤化工产能规模和新增煤炭消费量，《现代煤化工产业创新发展布局方案》明确的每个示范区“十三五”期间2000万吨新增煤炭转化总量不再延续。另外，《通知》强调要加强规划引导，优化产业布局。根据资源环境禀赋和承载能力，优化传统能源产业空间布局和用地结构，大气污染防治重点区域严禁新增煤化工产能。对于现有现代煤化工产能规模较大的地区，鼓励通过上大压小、煤炭用量置换等方式实施新建项目，避免同质化、低水平重复建设。《通知》进一步明确了对新增现代煤化工产能和新增煤炭消费的控制要求，对于缓解煤炭供需、稳定煤炭价格，保障工业生产、居民生活和社会稳定运行具有重要意义，也有利于提升地区煤炭资源利用水平、调整区域产业结构。同时《通知》充分体现了绿色低碳的发展理念，有助于推动现代煤化工产业能效、水效持续提升，助力实现碳达峰目标。并将有力遏制部分地区盲目规划建设现代煤化工项目的势头，加快构建终端产品高端化、差异化、低碳化发展新格局。（五）煤炭进口量大幅增长为支持国内煤炭安全稳定供应，国务院关税税则委员会认真研究了国内发展需要和煤炭市场供需变化等因素，于2023年3月24日发布《关于延长煤炭零进口暂定税率实施期限的公告》，决定自4月1日至2023年年底，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。根据东盟自由贸易协议及中澳自贸协定，我国从印尼和澳大利亚进口的绝大多数煤炭制品关税已经降为零，此次煤炭零关税延期主要利好印尼和澳大利亚之外的煤炭进口国，特别是俄罗斯和蒙古国。222023年以来，印尼煤供应充足，俄煤贸易东移，进口澳煤放开，蒙煤通关常态化，且国际煤炭价格波动中不断下行，相较于国内同热值煤炭，进口动力煤价格更具优势，提高了国内终端采购积极性，煤炭进口量屡创新高。进口煤采购量的增加对平抑沿海煤电企业燃料成本发挥了重要作用。据海关总署数据，1—11月份，全国累计进口煤炭4.3亿吨，同比增长62.8%。若12月份进口量仍保持高位，2023年全年煤炭进口量或将达到有数据记载以来的历史高位。2023年12月21日，国务院关税税则委员会发布公告，对部分商品的进出口关税进行调整，其中进口商品暂定税率表中未提到煤及褐煤。如无进一步调整，自2024年1月1日起我国将恢复煤炭进口关税。关税恢复之后，各煤种税率分别为：褐煤、无烟煤、炼焦煤执行3%，其他煤和煤砖、煤球及类似用煤制固体燃料5%，其他烟煤6%。分国别来看，预计俄罗斯、蒙古等国所受影响将较为明显。（六）煤炭行业景气度有所回落2023年以来，能源保供政策持续发力，随着煤炭先进产能的释放，原煤产量稳步增长，煤炭进口量保持高位，煤炭市场价格波动中回落。2月下旬，受阿拉善左旗露天煤矿特大事故影响，产地煤矿安监力度加大预期增强，煤价小幅回升至1200元/吨左右。3月开始，由于国内产量、进口量有序增长，电厂进入消费淡季，而下游非电需求不足，煤价总体呈现弱势，特别是5月下旬以来，各环节库存持续攀升，煤价加速回落。下半年，随着山西开展严查10年以来的瞒报事故，产地安全事故接连爆出，在此背景下，安全检查愈发严格，产地供应在7月至8月的用煤高峰期间持续受到安检的限制，供应出现收缩。与此同时，随着非电终端需求逐步进入“金九银十”传统旺季，需求持续释放，在港口结构性优质资源持续紧张下，煤价大幅反弹再次突破千元关口。四季度仍旧处于迎峰度冬用煤高峰，产地保供与安监并存。然而，电厂库存持续高位叠加非电终端需求转入淡季，需求释放较为有限，煤价呈“旺季不旺”态势。虽然2023年煤炭市场价格较2022年有较明显的下降，但仍处于相对高位，且长协价格基本保持稳定。受煤炭价格下行、生产成本上涨等因素影响，煤炭企业利润同比下降；同时受益于相对较高的长协价格，煤炭企业的盈利空间虽呈收缩之势但绝对规模仍然较好。据国家统计局数据，2023年1—11月，煤炭开采和洗选业营业收入31671.9亿元，同比下降12.9%；利润总额7118.1亿元，同比下23降25.9%。整体而言，行业景气度较2022年有所回落。（七）超千亿元保供专项贷款助力电煤供应国家开发银行持续用好专项差异化政策，2023年以来发放能源保供专项贷款超1000亿元，精准支持煤炭主产区和重点煤炭企业增加电煤供应，支持河北、辽宁等受灾地区和供电供暖重点地区重点电力企业电煤储备，服务保障今冬明春保暖保供工作。截至11月，国家开发银行已借助专项再贷款政策累计支持29个大型现代化煤矿建设，总产能约1.15亿吨/年，支持94个煤电项目建设，总装机近1亿千瓦。下一步，国家开发银行将继续扎实做好能源保供金融服务，积极发展绿色金融，为煤炭清洁高效利用重点项目提供中长期融资支持，持续为构建清洁低碳安全高效的能源体系贡献力量。（八）内蒙古加快推进煤炭储备项目建设10月16日，国务院印发《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，部署7个方面的主要任务。其中在“构建新型能源体系，增强国家重要能源和战略资源基地保供能力”方面，《意见》明确，提升传统能源供给保障能力。在煤炭方面，要科学谋划煤炭开发布局和接续产能，适时建设一批大型、特大型的现代化煤矿，切实保障好国家的煤炭供应。在煤电方面，要加快推进国家规划内煤电建设，储备一批煤电项目，增强电力供应保障能力。在油气方面，要加大油气资源勘探开发和增储上产的力度，高质量建设鄂尔多斯现代煤化工产业示范区和煤制油气战略基地。为贯彻落实好《意见》关于提升传统能源供给保障能力的要求，就必须在持续夯实能源供应保障基础的前提下，推动煤炭稳产。对既有煤矿实施有序退出一批、整合重组一批、改造提升一批、规划新建一批，引导资源枯竭、安全保障程度低的煤矿有序退出，新建井工煤矿规模原则上不低于300万吨/年，推动煤矿向大型化、规模化、绿色化、智能化转型发展，全区煤炭产能稳定在13亿吨/年。二、问题与趋势（一）煤基与多能源融合发展空间广阔短时间内，煤炭的能源兜底保障作用不会改变，现代煤炭产业体系建设将加快推进，煤炭产业结构将进一步优化，数字化、低碳化引领煤炭高质量发展，清洁高效是煤炭产业主要发展方向，煤基与多能源融合发展空间广阔。跨领域、系统化、体系化的能源布局不仅有巨大的创新空间，还会产生巨大24的整体节能减排效果。多能融合的新型能源体系将提高能源储备和保障能力，保障我国能源及相关产业链、供应链的安全稳定。煤炭与新能源耦合利用，既能减少单位产品碳排放量，又能提升新能源利用质量。目前，煤炭与新能源的耦合利用更多体现在电力调配上，二者深度耦合利用的各项技术仍处于研发示范或探索阶段，亟待开展煤炭与新能源化学转化、电力、热力等多种耦合形式实现，协同提升能源利用效率。当前，煤炭工业在发展过程中仍存在着资源、安全生产、老矿区转型、招工难、职工职业病防治和生活改善等方面的挑战，煤炭行业既要解决历史遗留问题又要解决现有问题，既要深化发展内涵又要拓展发展外延，既要注重内在的提升也要注重外部环境的改善，进一步推进高质量发展。（二）煤炭产业与数字技术融合发展有待进一步推进近年来，在有关部门共同推动下，煤炭企业大力实施煤矿智能化建设，着力运用5G通信、人工智能等新一代信息技术改造升级传统煤炭产业，加快推进机械化换人、自动化减人、智能化少人。全国已累计建成1043个智能化采煤工作面、1277个智能化掘进工作面，其中全国首批示范煤矿累计建成智能化采煤工作面363个、掘进工作面239个，优化提升煤矿生产和安全素质，有力推动煤炭生产方式加快实现根本性变革，为保障煤炭安全稳定供应奠定基础，煤炭行业高质量发展迈上新台阶。然而，煤矿智能化水平与构建新型能源体系的需要仍存在差距，一些关键核心技术有待突破，重大装备研发生产能力仍需提高，矿山装备原始创新能力不足，智能化设备接口不够统一。下一步，要加强政策引导支持，围绕关键节点研究出台新的制度供给，分类分级全面推进煤矿智能化建设；尽快研究形成智能化标准框架，为煤矿智能化建设提供标准支撑；组织开展全国煤矿智能化建设专项培训，进一步提升煤矿智能化生产和管理水平。（三）确保煤矿安全生产仍需综合施策在煤炭保供背景下，我国部分煤矿高强度组织生产导致采掘失衡、安全事故频发，煤炭行业安全事故打破连续多年下降趋势出现反弹，特别是连续发生多起影响较为恶劣、情节较严重的重大安全事故。晋陕蒙等主产地持续加强安全生产监督检查，国家相关部门也出台系列安全生产管控措施，全国各煤矿主产地安全监管力度持续升级。9月6日，中共中央25办公厅、国务院办公厅发布《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》，旨在从源头对煤矿安全生产进行管控：一是限制灾害严重煤矿安全准入，停止新建产能低于90万吨/年的灾害严重煤矿；二是规范煤矿生产能力管理和核定工作，严禁下达超能力生产计划或者经营指标；三是矿山升级改造，加快灾害严重、高海拔等矿山智能化建设。12月18日，国务院常务会议审议通过《煤矿安全生产条例（草案）》。面对严峻复杂的煤矿安全生产形势，煤炭生产企业要切实落实安全生产主体责任，强化底线思维，压实各方责任，坚守矿工至上、生命至上理念，切实摆正安全与生产、安全与效益的关系，认真组织开展煤矿安全隐患排查治理，重点抓好煤尘爆炸、水害、火灾等重大灾害治理，在确保煤矿安全生产的前提下科学组织生产，以稳定的煤矿安全生产形势保障全国煤炭市场平稳运行和产业链供应链平稳有序发展。26第四篇煤电更好发挥基础性支撑调节作用一、政策与大事（一）强化煤电保供稳价作用2023年以来，国务院常务会议多次谈及煤电，国家发展改革委、国家能源局多次强调煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。7月14日国务院常务会议指出，要强化煤电保供稳价，落实好电价、财税、金融等煤电企业纾困支持政策，加强电煤中长期合同履约监管。要压实全链条保供责任，煤电油气运保障工作部际协调机制要加大分类指导和政策协同力度，各地区要严格落实属地管理责任，能源企业要积极履行保供主体责任，全力保障民生和经济社会发展用能用电需求。1.强化煤电保供稳价作用2023年以来，国务院常务会议多次谈及煤电，国家发展改革委、国家能源局多次强调煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。7月14日国务院常务会议指出，要强化煤电保供稳价，落实好电价、财税、金融等煤电企业纾困支持政策，加强电煤中长期合同履约监管。要压实全链条保供责任，煤电油气运保障工作部际协调机制要加大分类指导和政策协同力度，各地区要严格落实属地管理责任，能源企业要积极履行保供主体责任，全力保障民生和经济社会发展用能用电需求。11月9日召开的今冬明春保暖保供工作电视电话会议要求，要充分发挥储备资源调节作用，进一步做好储煤基地存煤工作，盯住存煤偏低电厂抓紧提高存煤量，扎实做好天然气储备工作。严格抓好能源中长期合同签约履约，确保供应稳定、价格平稳。优先保障居民生活用能，完善应对极寒天气和突发事件影响工作方案，加强“煤改气”“煤改电”用户能源供应保障，做好受灾地区群众的保暖保供工作。国家发展改革委11月份新闻发布会上提出“推动地方和电力企业持续做好发电机组用煤供应，严控机组非计划停运和出力受阻规模，推动各类发电机组应发尽发，确保重点时段、重点地区能源电力安全可靠供应”“组织做好2024年电煤、电力中长期合同签订，加强履约监管，切实做好保供稳价各项工作”等内容，高度重视煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。（二）煤电兜底保障作用进一步彰显277月26日，国新办举行国务院政策例行吹风会，介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况。从4月开始，国家发展改革委就会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。积极提升电煤库存和稳定煤电出力。组织签订电煤中长期合同实现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约，度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平。强化煤电机组运行管控，电厂存煤和出力均达历史同期最高水平。据国家能源局统计数据，2023年电力投资呈现快速增长趋势，非化石能源发电投资占电源投资比重接近九成，在此背景下，截至11月底全国火电投资835亿元，同比增长了13.3%。截至2023年11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%；其中，火电13.8亿千瓦，同比增长4.3%，占总发电装机容量的比重为48%。1—11月，全国规模以上工业发电8.07万亿千瓦时，同比增长4.8%。11月发电7310亿千瓦时，增长8.4%。其中火电发电量同比增长6.3%，增速比10月份加快2.3个百分点。全国发电设备累计平均利用3282小时，比上年同期减少94小时。其中，火电4040小时，比上年同期增加61小时。（三）煤电迎来“两部制”电价政策为适应新能源占比不断提高的新型电力系统建设，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024—2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。随着我国电力市场快速推进，电量电价通过市场化方式形成，而容量电价体现了煤电对电力系统的支撑调节价值。实施煤电容量电价，从电价结构角度，定义了电力商品的不同价值。煤电容量电价是适应新能源快速发展、实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。作为调整电价结构的关键一步，煤电容量电价的实施有利于稳定投资者预期，保障我国电力系统中有充裕的有效容量，从而确保电力28安全稳定供应。（四）煤电机组“三改联动”进一步推进根据国家发展改革委统计数据，截至2023年8月，全国已累计完成煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造超过5.2亿千瓦。2023年7月，中电联公布的《2023年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造示范案例名单》显示，五大发电集团55项煤电厂“三改联动”案例入选，为煤电行业树立了技术水平成熟、综合效益突出、有示范意义的典范，加快推动煤电行业高质量发展。各省“三改联动”各不相同进展。据山西省电力行业协会介绍，山西省煤电“三改联动”任务较为繁重，从2019年开始启动煤电机组灵活性改造，2022年开始推进“三改联动”，第一批确定36家企业的95台机组作为2022—2023年的改造项目。目前改造工作正在有序推进，截至2023年4月底，已有21个企业的55台机组完成“三改联动”。湖南省2022年“三改联动”年度目标为节能降碳改造569万千瓦、灵活性改造554万千瓦、供热改造665万千瓦，该省当年实际改造装机容量分别为年度目标的132%、112%和118%，全部超额完成目标。另有数据显示，《湖南省“十四五”煤电机组改造升级实施方案》提出的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造目标分别占2020年前投产在运的1945万千瓦煤电机组的69%、49%和49%。东北地区的“三改联动”主要通过安装电锅炉和切缸来实现。在电锅炉方面，截至2023年6月，吉林电锅炉装机容量约占总装机容量的8%，黑龙江约占4%，辽宁约9%。在切缸改造方面，吉林和黑龙江的机组改造较多。大型机组“三改联动”亦有新的关键进展。世界最大火电厂—大唐托克托发电公司积极推进“三改联动”，完成9台机组深度调峰改造，1-8号机组可深调至20%；对4台60万千瓦空冷机组实施供热改造，改造完成后，供热能力将增至5300万平方米。2023年11月8日，国能台山电厂2号机组升参数改造后性能试验结果显示，机组供电煤耗由314.52克/千瓦时降至288.58克/千瓦时，机组各参数指标正常，标志着国内首台600兆瓦亚临界湿冷机组升参数提效改造技术研究与工程示范项目圆满成功。2023年3月9日，国家能源集团江苏泰州公司2号机组“三改联动”+控制系统“三化”改造项目完成后首次性能考核试验结果出炉，机组综合供电煤耗较改造前下降14.46克/千瓦时，1000兆瓦纯凝工况下高压缸、中压缸缸效分别提高7.27和2.08个百分点，目前机组保持连续安全稳定运行，29整体能效处于同类型一次再热机组先进水平。该项目是国内首批百万千瓦机组汽轮机通流改造项目，也是行业内首个同时完成“三改联动”和控制系统“三化”改造项目。（五）煤电机组降碳转型取得积极进展煤电CCUS项目取得积极进展。6月2日，国家能源集团江苏泰州电厂50万吨/年CCUS项目正式投产，成为亚洲目前集集规模最大、综合指标最优、消纳利用最全的煤电CCUS项目，也创造了电效率最高、煤耗指标最低、环保指标最优三项“世界之最”。8月，克拉玛依中国石油新疆油田分公司2×66万千瓦煤电+可再生能源+百万吨级CCUS一体化示范项目获得核准批复。该项目的建设规模为新建2×66万千瓦超超临界间接空冷燃煤机组，总投资57.48亿元；200万吨/年CCUS项目（二氧化碳集集系统）依托2×66万千瓦煤电项目建设，总投资14.64亿元。项目将打造全国规模最大的从煤电烟气碳集集到油田利用与封存全产业链示范项目，为克拉玛依石油石化产业实施大规模可再生能源代替提供调峰能力，为北疆区域电网安全运行提供可靠电源支撑。煤电掺氨实现火电行业低碳燃烧技术突破。火电机组掺氨或纯氨燃烧是发电领域碳减排的重要技术方向，我国燃煤锅炉目前掺氨燃烧研究进展世界领先。4月，全国首例大型煤电机组大比例掺氨燃烧工程示范取得成功。在皖能铜陵发电有限公司300兆瓦燃煤机组的大比例掺氨燃烧试验中，实现了最高掺氨35%的平稳运行，最大掺氨量大于每小时21吨，氨燃尽率达到99.99%。这标志着我国燃煤机组通过掺氨实现清洁高效燃烧技术进入工业应用阶段，为煤电机组节能减排、绿色低碳发展开辟了一条切实可行的路径，对加快构建清洁低碳安全高效的能源体系具有重要意义。11月，在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上成功实施煤炭掺氨燃烧试验。该机组是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大的机组。目前，600兆瓦及以上容量机组是我国火电装机的主力机型，占比达60%以上，探索600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧技术，对降低二氧化碳排放具有重要意义。二、问题与趋势（一）煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应的重要支撑，为实现“双碳”目标，保障电力系统稳定运行，需加快煤电清洁低碳化发展和灵活调节能力提升。302023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。在“双碳”目标背景下，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型。2030年至2045年，依托燃煤耦合生物质发电、CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，加快煤电清洁低碳转型步伐。2045年至2060年，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量，支撑电网安全稳定运行。（二）“煤电+”耦合发电渐成煤电转型新思路“煤电+储能”的耦合发电方式，将常规电源变为宽域调节电源，实现调节型电源的转变，提升火电机组涉网性能。目前，全国已有12个省份在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的内容，主要鼓励参与电力辅助服务市场。据中电联数据，截至2022年底，火电配储电站累计投运49座、装机77万千瓦/64万千瓦时，累计投运总能量同比增长23.2%。其中广东、山东、江苏、山西的火电配储装机较高，占总能量的88.87%。“煤电+CCUS”同样被寄予厚望。《中国碳集集利用与封存年度报告（2023)》指出，至2022年底，我国已投用的煤电CCUS项目(含CCS项目)13个，总集集能力约60万吨/年。“煤电+CCUS”项目在小场景得到应用，整体稳步推进，但是总集集能力低、项目运营成本高、产品应用场景窄等问题依然存在，仍需继续攻关。此外，燃煤机组掺烧生物质燃料也被重新考虑，但是由于政策支持力度小，国内煤价下跌将使得电厂掺烧生物质既费力又赔钱，后续此模式的接受和扩展程度还需要关注。根据《新型电力系统发展蓝皮书》的描绘，煤电长期发展的方式将发生改变，未来要根据相应的场景，发展风光水火储一体化项目、煤电联营、港电一体化等项目，实现多能互补，“煤电+”的新发展方式值得去探讨和实践。（三）煤电企业经营状况有待进一步改善近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业出现较大亏损。2023年以来，电煤价格震荡下行，加之燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，火电企业亏损情况有所缓解，但电煤价格、天然气价格总体仍处于相对高位，且电价尚未31完全覆盖发电成本，火电企业尚未整体实现扭亏为盈。伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率或将不断下降，导致收益率下滑。此外，受负荷率和发电量下降、辅助服务补偿不到位、投资收益难以保障等因素影响，煤电机组实施“三改联动”动力不足，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新，制约行业发展。容量电价政策有利于维持煤电企业稳定运营，有序引导发电容量投资，为煤电转变为经济发展模式提供有利条件。业界认为，该政策的出台有望解决煤电低利用率下的收益问题，推动灵活性改造大规模开展。但当前开始实行容量电价政策的山东、广东、云南也由于不同省份能源结构和电力供需不同，容量电价政策有一定差异，而且容量电价或将影响煤炭长协合约的约束性。整体来看，业内对其理解还不统一，后续若要出台相关的考核机制，具体落实还有待观察。32第五篇清洁能源发展亮点纷呈一、政策与大事（一）可再生能源装机全国占比首次过半国家能源局公布数据显示，2023年，我国可再生能源成为保障电力供应新力量，总装机于年内连续突破13亿、14亿大关，达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机比重超50%，历史性超过火电装机。近年来，我国持续推动能源结构绿色转型，积极引导风电、光伏发电等清洁能源发展不断实现新突破，扎实有序推进新能源基地、大型风电光伏基地建设，清洁电力供应日益稳定。从国际看，我国水电、风电、光伏发电累计装机规模已多年稳居世界首位。从国内看，全国风光总装机突破10亿千瓦，在电力新增装机中的主体地位更加巩固。风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。（二）大型清洁能源项目建设有序推进2023年以来，203个水电相关项目被列入年度省级重点项目行列，尤其是雅砻江牙根一级、金沙江昌波等一批大型水电项目的核准开工，为保障我国能源安全稳定供应奠定重要基础。山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站、华能石岛湾高温气冷堆核电站正式投入商业运行，广东、海南、福建等地在建核电项目全面推进，我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。雅砻江柯拉一期光伏电站并网发电，首次将全球水光互补规模提升到百万千瓦级，全球首台16兆瓦海上风电机组在福建海上风电场顺利完成并网发电，成为全球范围内单机容量最大、叶轮直径最大、单位兆瓦重量最轻的风电机组。截至11月底，我国第一批大型风电光伏基地已建成并网4516万千瓦，第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设，为推动我国风电光伏行业实现高质量跃升发展作出积极贡献。（三）全国清洁能源消纳利用情况持续向好2023年前三季度，全国风电、光伏发电量达1.07万亿千瓦时，同比增长22.3%，超过了同期城乡居民生活用电量。2023年1—10月，全国规模以上水电发电量9805亿千瓦时、风电发电量6968亿千瓦时、光伏发电量4898亿千瓦时、核电发电量3587.3亿千瓦时，发电量稳步提升。337月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，对全国各省、自治区、直辖市2023年可再生能源电力消纳责任权重设定了约束性指标，同时对各省、自治区、直辖市2024年可再生能源电力消纳责任权重设立了预期目标。2019年，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》，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，可再生能源电力消纳保障机制正式建立。历经多次完善，当前，可再生能源电力消纳保障机制已成为我国健全消纳保障、推动可再生能源健康有序发展的重要方式。（四）绿证核发基本实现可再生能源项目全覆盖8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。《通知》围绕进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模，明确了绿证交易平台、交易方式、交易收益等方面的具体要求。其中，在绿证核发范围方面，从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量，基本实现了可再生能源发电项目的全面覆盖，对于进一步激活绿证交易市场、扩大绿证交易规模具有积极影响。2017年起，绿色电力证书开始在我国试行，用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证，当时主要用于替代国家财政对于风电、光伏发电项目的直接补贴，缓解财政压力。2020年，绿证成为完成可再生能源电力消纳责任权重目标的消纳凭证。2021年，绿电交易开始在电力交易机构开展，并作为“后补贴”时代对风电、光伏发电等非水可再生能源发电企业财政补贴的补位，重要性持续提升。《通知》的印发确定了绿证对可再生能源项目的全覆盖，有助于激发绿色电力消费潜力、扩大绿色电力消费需求，是我国优化“能耗双控”考核、进一步深化双碳工作的重要一步。预计2023年全年核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到约611亿千瓦时，分别是2022年的7.8倍和10.5倍。（五）国家能源局整治新能源及抽水蓄能领域不当市场干预行为10月，国家能源局综合司发布的《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》明确，聚焦2023年1月1日以来各地方组织实34施的风电、光伏和抽水蓄能开发项目，核查项目在签订开发意向协议、编制项目投资市场化配置方案、组织实施市场化配置项目开发过程、项目开发建设全过程中存在的不当市场干预行为。本次专项整治，分为地方自查自纠、落实整改要求、健全长效机制三个阶段，旨在除新能源及抽水蓄能开发领域各种形式的地方保护和市场分割，清理影响生产经营成本和生产经营行为等妨碍统一市场和公平竞争的各种做法，加快形成一批务实管用的常态化长效化机制，营造规范高效、公平竞争、充分开放的市场开发环境。此次启动的专项整治行动，也得到了福建、贵州、山西、吉林、宁夏等多地积极响应，各地迅速印发行动方案，启动专项整治相关工作。多年来，我国新能源制造行业深耕技术研发，推动光伏、风电等新能源产业制造成本持续下行。此次专项整治的启动，不仅有利于进一步加快国内新能源行业的开发、建设，更会对我国新能源行业提高全球市场竞争力、加快走进国际市场发挥积极作用。（六）风光废弃物循环利用体系建设步伐加快2023年以来，国家能源局等部门陆续发布一系列促进退役风电、光伏项目迭代更新的政策文件，加快推动风电、光伏发电行业发展方式绿色转型。6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》表示，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，鼓励发电企业、设备制造企业、科研机构等有关单位开展风电场废旧物资循环利用研究，建立健全风电循环利用产业链体系。7月，国家发展改革委、国家能源局等六部门联合发布《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》要求，到2025年，集中式风电场、光伏发电站退役设备处理责任机制基本建立，退役风电、光伏设备循环利用相关标准规范进一步完善，资源循环利用关键技术取得突破；到2030年，风电、光伏设备全流程循环利用技术体系基本成熟，资源循环利用模式更加健全，资源循环利用能力与退役规模有效匹配，标准规范更加完善，风电、光伏产业资源循环利用水平显著提升，形成一批退役风电、光伏设备循环利用产业集聚区，为新能源行业废弃物循环利用体系建立指明方向。伴随我国新能源产业快速发展，风电、光伏等新能源行业装机规模快速提升的同时，也让退役设备处理问题日益凸显。尽管我国在风电、光伏退役设备处理方面已开展过多种类型的探索，但仍未形成相对成熟的商业市场或发展体系，无法满足规模化应用需求。作为新型固体废弃物的一部分，退役风电设备中包含铜、35钢、水泥、碳纤维等材料，退役光伏设备中则具有较高资源价值，包含玻璃、铝材、半导体材料及1%的贵金属。如果能对其中的再生资源进行有效利用，就能大大降低不规范利用处置带来的土地占用和环境风险，闭合风电、光伏产业链绿色低碳循环发展的最后一环。（七）分布式光伏发展需以电网“可承载”为基础6月，国家能源局综合司发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5～10个试点县（市）开展为期1年的试点工作。近年来，伴随我国分布式光伏的快速发展，在其带动行业规模持续扩大的同时，也让不少地方电网暴露出了调节能力不足、反送功率受限、电压偏差过大等问题，加大电网安全运行风险。为保障电网安全有序运行，此次，国家能源局针对分布式光伏接入电网承载力开展评估、提升，并提出了以电网企业为主体按年度组织开展接网承载力及提升措施研究分析、省级能源主管部门组织电网企业公布评估结果并做好接网工作、国家能源局组织第三方咨询机构开展抽查评估及组织完善评估办法、地方指导及监管工作五项工作要求，以促进分布式光伏健康有序发展。《通知》发布后，得到了6个试点省份及河北、江苏、湖南等多个地区的积极响应，地方性加强分布式光伏管理方面的相关文件陆续出台，并纷纷将工作重点放在了加强分布式光伏项目的备案管理、消纳限制新增、配置储能和10千伏以上参与调度调调峰及市场交易四个方面，以控制地区分布式光伏的增长速度，提升地区清洁能源消纳空间，引导分布式光伏高质量发展。10月26日，河南省分布式光伏承载力与可开放容量发布平台已通过专家验收正式上线运行。据了解，依托这一平台，可科学高效开展全省各地分布式光伏承载力评估和可接入容量测算发布，破解信息不对称导致的电力供需失衡，为行业健康有序发展提供更多保障。（八）我国户用分布式光伏装机突破1亿千瓦国家能源局公布数据显示，截至2023年9月底，全国户用分布式光伏累计装机容量突破1亿千瓦，达10499.7万千瓦。2023年1—9月，全国户用分布式光伏新增并网容量3297.7万千瓦，超过同期光伏发电新增总容量的四分之一，约合2022年全国户用分布式光伏年度新增装机的1.3倍，增长速度亮眼。其中，山东、河南、河北户用分布式光伏累计装机居全国前三位，装机容量分别为244836万千瓦、2084万千瓦、1666万千瓦，合计6198万千瓦，约占全国的60%，是我国户用光伏增长的主要力量。得益于国家政策的有力支撑，近年来，我国户用分布式光伏发展速度持续加快。尤其是国家能源局启动的“整县推进”“千家万户沐光行动”等，推动户用分布式光伏经济性不断增强、商业模式不断创新、开发规模屡创新高，实现了大规模跨越式发展。同时，户用分布式光伏项目主要位于农村地区，与乡村振兴战略相结合，在保障电力安全可靠供应、推动能源绿色转型发展、带动农民增收就业等方面发挥了重要作用，取得积极成效。目前，我国农村地区户用分布式光伏累计安装户数已超过500万户，带动有效投资超过5000亿元。据有关机构预测，我国农村地区可安装光伏屋顶面积合计约273亿平方米，覆盖农户超8000万户，仍存巨大开发潜力。（九）我国首次实现核能供热跨地级市发展11月25日，我国首个跨地级市核能供热工程—国家电投“暖核一号”三期核能供热项目正式投运。“暖核一号”一期工程于2019年建成，是我国首个核能供热工程。2021年，二期项目投运，使海阳成为我国首个“零碳”供暖城市。2023年三期项目的建成投运，首次实现了核能供热的跨地级市发展，更使我国核能商用供热实现了从无到有、从园区级到县域级再到跨区域的接续突破。统计数据显示，自投运以来，“暖核一号”已累计新建核能供热主管网83千米、一级换热站11个，完成投资近40亿元，累计提供零碳热量456万吉焦，替代原煤消耗39万吨，减排二氧化碳72万吨，为我国实现能源消费绿色转型作出积极贡献。二、问题与趋势（一）清洁能源市场前景、发展潜力广阔未来一段时间，我国清洁能源发展仍然会得到国家政策的持续支持，市场前景和发展潜力广阔。水电行业多点发力争取规模、质量双提升。2023年以来，“十四五”期间开工建设的多个大规模水电站建设进入关键节点，抽水蓄能电站项目建设持续加快，有望进一步加速清洁能源基地开发，实现水电装机规模的快速提升。同时，从年初的2023年农村水利水电工作会议，到11月召开的绿色小水电示范电站现场会，国家相关部门推动小水电绿色转型的力度持续增强，在逐步构建小水电绿色37循环发展体系的同时，有望拉动水电行业发展步伐不断加快，并为我国能源安全供应提供更多保障。光伏发电国内国际两个市场机遇与挑战并存。在国内市场，在装机规模持续呈现快速增长态势的情况下，产能的阶段性供大于求将加剧市场竞争，驱动行业进入周期性调整阶段。在国际市场，一方面，印度、美国两大海外市场为扶持本土企业发展频频采取关税制约、产品扣留等措施，贸易摩擦频繁，隆基绿能、天合光能、晶科能源等多个环节的龙头企业海外发展受到不利影响。另一方面，中美两国就《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会达成的积极成果，有助于减少贸易壁垒，助力中国光伏企业重新打开美国光伏供应市场，有效扩大海外市场空间。风电行业在政策支撑下迎来发展高峰期。一方面，“十四五”新能源基地及大型风光基地建设有序推进，有望支持风电行业实现装机量稳定增长；另一方面，得益于2023年出台的多项支持政策，我国陆上风电和海上风电在未来几年内均会迎来一个小的发展高峰期。其中，陆上风电在《风电场改造升级和退役管理办法》的驱动下，“以大代小、以优代劣”，为我国风电行业打开了退役换新市场，也为风电设备制造企业打开巨大增量市场。由于海上风电竞配、核准、开工周期相对较长，多省“十四五”海上风电项目在2023年三季度陆续开工建设，根据各地公布的“十四五”规划目标，到2025年我国海上风电新增装机规模有望超过25吉瓦。核电机组陆续开工驱动行业进入发展繁盛期。自2019年我国重新启动核电项目核准以来，截至目前，我国已有17台核电机组陆续开工建设。一般来看，核电站的设备进场周期大概在三年左右，从核准到建成的完整建设周期一般为56～60个月，投资额约200亿元。业内预计，我国核电全产业链有望迎来一段时长近五年的发展繁荣期，并加速推进相关核心设备的国产化进程。（二）市场交易机制日渐完善凸显清洁能源绿色价值2023年以来，我国加快完善新能源电价形成机制，显著扩大风电、光伏发电等清洁能源消纳能力，支持清洁能源项目绿色价值有效兑现。绿电交易体系完善，激发社会绿电消费潜力。伴随全国统一电力市场政策体系的日益完善，我国绿色电力交易、绿色电力证书等市场化交易品种不断增多，38绿电交易更加规范有力，有益于通过市场化方式培养社会绿色电力消费习惯，在短期内不断提升消费者为绿色产品支付环境溢价成本的意愿，保障清洁能源行业实现健康有序发展。碳市场日渐完善，进一步丰富可再生能源电力市场交易格局。自全国碳排放权交易市场第二个履约周期全面启动，企业减排意识和能力明显增强，充分展现了碳价的市场属性。业内认为，伴随未来“双碳”工作的持续推进，我国碳市场交易的活跃度有望进一步提升，并驱动碳价进入持续上升通道，更好地兑现清洁能源项目的环境溢价，支撑风电、光伏相关企业盈利能力显著提升。（三）“后补贴时代”风光企业亟待全面提升进入平价上网阶段后，风电、光伏发电行业降本增效压力持续增大，市场竞争日益加剧。相关企业为抢占市场份额，需要从技术研发、管理能力等多方面入手，提升企业综合竞争能力，跨越行业发展周期。从短期来看，目前，风电、光伏发电行业已陆续进入市场洗牌阶段。风电行业在风电整机厂商价格战愈演愈烈的情况下，市场价格屡创历史新低，企业盈利水平持续下滑。光伏发电行业受技术迭代影响，低端产能严重过剩，愈演愈烈的同质化竞争拉低产品价格，市场显露无序竞争苗头，企业同样面临盈利空间大幅缩减的经营困境。在这一阶段，如何提升自身市场开拓能力和成本控制力，已成为风光企业必须谨慎思考的问题。从长期来看，技术研发仍是行业发展的主要课题。随着风电行业呈现的大型化、深远海发展趋势愈发明显，企业面临的不仅是单机规模、零部件尺寸的变化，更要加快实现双馈发电机、主轴轴承等关键零部件的国产化替代，解决实现行业跨越式发展的“卡脖子”问题。对于光伏发电行业来说，技术迭代形成的激烈市场竞争环境，使“马太效应”日益加剧，企业不仅需要全面提升管理能力，更要在技术革新上持续投入，寻求新的发展机会，增加弯道超车可能性。39第六篇电网重大工程加速推进一、政策与大事（一）输配电价改革取得新突破5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。新文件对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行了优化与完善。本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。从2015年破冰以来，连续三个监管周期，输配电价改革接续发力、不断向纵深推进。第三监管周期输配电价改革取得新突破，为进一步深化改革、全面确立现代化输配电价监管体系奠定坚实基础。（二）农村电网建设持续推进7月4日，国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴局印发《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》。文件明确，到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；供电能力和供电质量稳步提高，东部地区农村电网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量分别不低于99.94%、99.9%、3.5千伏安，中西部和东北地区分别不低于99.85%、99.2%、2.3千伏安，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。40实施农村电网巩固提升工程有利于更好促进农村电网发展，保障农村经济社会发展和农民群众生产生活用电需求，推进城乡电力服务均等化，推动构建农村新型能源体系。（三）华中“日”字形特高压交流环网不断完善11月26日，驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程圆满完成，72小时试运行顺利竣工投产。该工程2022年3月开工建设，起于1000千伏特高压豫南换流变电站，止于1000千伏特高压武汉换流变电站，途经河南省驻马店市3县、信阳市4县，湖北省黄冈市红安县、武汉市新洲区，新建同塔双回1000千伏线路281千米。工程的投产，标志着华中“日”字形特高压交流环网再添新通道，为豫鄂两省度冬提供保障。12月27日，武汉—南昌1000千伏特高压线路工程江西段全线贯通。该工程是华中特高压交流环网的重要组成部分。工程建成后，华中地区将形成“日”字型特高压主网架，有效支撑大规模绿色清洁能源的接入消纳，有效满足“十四五”期间华中地区用电增长需求，显著改善华中地区环境质量，推动华中地区能源绿色低碳转型，提升能源资源利用效率，对于优化能源配置、保障电力供应、拉动经济增长具有重要意义。（四）多条重要特高压工程开工建设2月16日，金上—湖北±800千伏特高压直流工程开工，工程采用我国自主研发的特高压直流多端级联新技术，负责把金沙江上游水电机组群电量输送到华中地区，是我国首个进入川藏高原腹地的特高压工程，也是目前世界上海拔最高的特高压直流输电工程。工程额定电压±800千伏、额定容量800万千瓦，直流线路全长1901千米，途经西藏、四川、重庆、湖北4省（直辖市、自治区），建成后每年可向华中输送电量近400亿千瓦时，相当于湖北省全年用电量的六分之一。该工程能够更好实现全国电力电量的余缺互济、时空互补，促进川藏地区富余水电在更大范围内优化配置，有效提升华中、西南电网的保供电能力，满足华中地区电力负荷增长和经济发展需求。工程计划2025年6月建成投运。8月1日，陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程开工。工程是我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送项目，线路全长927千米。“陇电入鲁”工程是国家“十四五”规划纲要和黄河流域生态保护和高质量发展规划确定实施的重大工程之一。工程建成后，每年可将360亿千瓦时以上电量从甘肃输送到山41东，促进甘肃资源优势转化和大范围优化配置，对落实国家能源安全新战略、满足甘肃陇东地区大型综合能源基地电力送出需要、提升山东省电力安全保障能力、促进陇东革命老区及黄河流域高质量发展至关重要。6月11日，宁夏—湖南±800千伏特高压直流工程开工。该工程是中国首条“沙戈荒”基地外送电的特高压直流工程，跨越宁夏、甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南6省（区、市），线路长1619千米，额定电压800千伏，输送容量为800万千瓦，预计2025年6月送电。这是我国首条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道，是推动新型电力系统建设和新能源供给消纳体系建设，也是推动“沙戈荒”基地风电、光伏发电大规模开发，加快新型能源体系建设的国家示范工程。工程建成后，每年将为湖南增加360亿～400亿千瓦时用电量，工程既能缓解湖南电力供需紧平衡，也将大幅带动宁夏新能源就地消纳和新能源大范围优化配置，为促进宁湘两地经济社会高质量发展提供有力支撑。8月8日，哈密至重庆特高压直流工程开工，标志着“疆电入渝”从构想变成现实。哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程是国家“十四五”发展规划确定的102项重大工程之一，是“疆电入渝”工程的重要组成部分，也是“疆电外送”直流第三条通道。该工程起于新疆哈密，止于重庆市渝北区，动态投资286亿元，线路全长约2290千米。哈重特高压工程可使重庆电网外受电能力提升近八成，有效增强重庆电网供电保障能力，大幅提升省间电力互济能力，显著优化重庆能源结构。（五）福州—厦门、张北—胜利特高压建设取得阶段性成果福州—厦门1000千伏特高压交流工程投运。12月16日，福州—厦门1000千伏特高压交流工程正式投运。该工程是提升福建电网北电南送能力的重点工程。工程起于福州闽侯的1000千伏榕城变电站，止于漳州的1000千伏长泰变电站，新建双回1000千伏输电线路238千米，铁塔832基。针对工程沿线山地占90%，交通运输、施工难度大的特点，工程全过程推广应用机械化设备及智能化技术，在铁塔组立阶段100%应用落地抱杆、流动式起重机方式组塔，这在我国特高压工程建设中尚属首次。福州—厦门1000千伏特高压交流工程是国家能源局“十四五”规划建设的重点工程，也是福建省第二条特高压线路工程。工程投运后，将进一步完善福建电网主网架结构，提升华东特高压交流主网架支撑能力，保障福建北部清洁电能外送和南部负荷中心受电，支撑闽粤联网工程运行。4211月20日，张北—胜利双回1000千伏线路工程（冀北段）全线贯通，成为全线5个标段中率先贯通的标段，为工程按期投运奠定了坚实基础。张北—胜利特高压交流工程是国家“十四五”电力发展规划重点项目，也是国家电网公司“三交九直”特高压工程中首个获得国家发改委核准的工程。工程全面投运后，锡林郭勒盟将形成“两交一直”特高压电力外送格局，每年可向京、津、冀、鲁、苏等地送电约700亿千瓦时，为锡林郭勒盟、张家口市的风、光、火电外送进一步创造条件，进一步增强京津冀地区电力供应保障能力，助力解决当前可再生能源开发和消纳不平衡问题，满足锡盟、张北新能源基地外送需要和京津冀地区负荷增长需求，从而持续优化华北电网结构，提升区域电力保供能力和安全稳定供电水平。（六）电网公司大力支持充电基础设施建设国家电网有限公司全面贯彻落实国家发展新能源汽车决策部署，“强基础、优服务”，加强配电网建设改造，持续优化充电设施报装服务，积极开展充电服务平台建设，支撑各类充电设施高效便捷接入，为全球规模最大的充电基础设施体系提供了有力保障。国家电网是最先开始充换电设施建设的电网企业。目前国家电网建设的充电桩已经覆盖27个省，273个城市，国家电网建设的车联网平台已经接入的充电运营商超过1700家，用户超过1900万，可结算的充电桩已经突破40万个。南方电网加大充电设施投资力度，加快城乡充电设施一体化布局。“十四五”期间，南方电网公司计划投资100亿元，新增充电桩14万支。到2023年，广东、广西、海南、贵州、云南等南方五省份实现充电基础设施乡镇全覆盖，乡镇充电平均服务半径缩短至20多千米。（七）华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济8月11—14日，国家电网有限公司华北、东北、西北分部通过调整银东、鲁固两大跨区直流送电电力曲线，置换华北、东北、西北电网早峰跨区最大错峰电力20万千瓦，华北、东北、西北电网首次开展同时错峰互济。华北、东北、西北地区地理位置跨度大，日出和日落最大时差为2.5小时，华北、东北、西北电网均为新能源高占比的区域电网，负荷曲线和光伏发电曲线存在错峰。华北电网和东北、西北电网通过多条跨区直流相联，与东北、西北电网电力交换能力强，具备开展错峰互济的基础。43国网华北、东北、西北分部认真分析和评估本次华北、东北、西北电网同时错峰互济的开展情况及效果，将探索建立适应更长周期、更大范围的跨区电力互济机制，做好电力保供，推动能源转型。（八）首个“源网荷储”微电网示范项目并网通电1月5日，内蒙古自治区阿拉善供电公司额济纳旗“源网荷储”微电网示范项目初步实现并网通电。项目共投资1.25亿元，历时112天，新建储能电站1座。设备运行后，结束了额济纳旗单电源17年供电的历史。“源网荷储”是一种包含“电源、电网、负荷、储能”整体解决方案的新型电力系统运行模式，可精确控制用电负荷和储能资源，解决清洁能源消纳及其产生的电网波动性等问题。该项目是内蒙古电力集团首个“源网荷储”微电网示范项目，也是国内首个具备独立运行能力、低短路容量、泛电压等级、广覆盖范围的源网荷储一体化坚强区域电网建设项目。项目建成后，可与10千伏电网双回并联运行，实现“风、光、柴、储”联合运行，既能并网又能离网运行，形成电网之间的互相备用，能有效解决偏远地区电网供电可靠性低的问题。（九）首个分布式智能电网示范区建设启动2月13日，中国电力科学研究院、国网安徽电力经济技术研究院、天地电研（北京）科技有限公司联合安徽金寨县供电公司，共同完成安徽金寨县分布式智能电网示范区一期工程的现场勘察、设计等工作。这也标志着国内首个分布式智能电网示范区建设正式启动。金寨县分布式智能电网示范区选定于金寨县大湾村10千伏马鬃岭04线路，供电范围内分布式光伏总装机容量2260千瓦，3个小型水电站总装机容量1280千瓦，新能源装机渗透率超过170%。金寨县分布式智能电网示范区一期工程计划于2023年12月底前完成施工建设。该工程实施后将实现示范区能源网络互联互通，提高示范区能源利用效率和供电可靠率。（十）首个区域级虚拟电厂投入运行7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。以往虚拟电厂受响应速度、市场机制、资源种类等因素影响，功能品种相对单一，此次区域级虚拟电厂实现大范围、多资源参与直控型需求响应、车网互动44调节、二次调频辅助服务等新突破，直控资源在30秒内“闻令而动”，响应能力已基本接近实体电厂，同时还面向用户提供数字代维、智慧能管、市场交易等用能服务。目前，该平台已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。二、问题与趋势（一）高比例新能源的接入给电网乃至整个电力系统的稳定安全带来考验大力发展新能源是我国践行“双碳”目标，着力构建清洁低碳安全高效能源体系的重要途径。然而，电网平稳调度、供需动态平衡，与新能源发电的随机性、间歇性等特性存在较大冲突。大容量、高比例新能源接入会造成系统输出功率随机波动，进而加剧电网调峰调频负担，给电网稳定安全运行带来威胁。随着新型电力系统建设的推进，电网及整个电力系统的稳定运行面临多方面挑战：一是电源结构向大规模可再生能源发电为主转变，保障电力安全可靠供应面临新挑战；二是电网形态向多元双向混合层次结构网络转变，系统稳定控制的复杂程度不断提升；三是负荷特性向柔性、产消型转变，负荷精准控制要求更高；四是技术基础向支撑机电、电力电子混合系统转变，系统稳定基础理论需要突破；五是运行特性向源网荷储多元协同互动转变，系统稳定平衡的广度深度持续增加。（二）电网企业全力推进新型电力系统建设为适应高占比新能源发展需要，电网企业正全力推进新型电力系统建设。第一，完善骨干框架，提高输电能力，做好大规模新能源接入和大范围配置新能源工作。电网企业不断推进技术升级，持续加快先进输电技术发展，更好支撑大规模新能源并网和集中外送，提升区域协调互济能力。第二，推进电网数字化智能化转型。重视推动区块链、云计算、人工智能等数字技术与输电技术深度融合，促进广泛互联互通和全局协同计算，更好保障电力系统的安全稳定供应。第三，加速多元化储能技术改进和储能多应用场景、多形式配置发展，突破相关技术及成本制约，提升电力系统调节能力。第四，在提升电力需求侧响应能力方面，加快虚拟电厂等相关技术发展应用，支撑电力供需双侧智能互动和协同发展。（三）车网互动助力提升电网调峰能力车网互动是电动汽车通过充电桩与电网进行能量和信息的互动，按能量流向45分为有序充电和双向充放电。车网互动可以释放电动汽车作为灵活性资源的潜力，能够有效提升电网调峰能力、促进高比例可再生能源消纳、提升电动汽车用户经济收益，日益受到各方重视。无论是政府部门还是相关企业，都在积极行动。7月21日，国家发展改革委等部门印发的《关于促进汽车消费的若干措施》中明确提出，引导用户广泛参与智能有序充电和车网互动，鼓励开展新能源汽车与电网互动应用试点示范工作。未来，要实现车网互动的规模化应用，不仅需要升级现有电动汽车、电池和充电桩产品功能，还需要调整相关电力并网运行和电力市场机制，以及制定配套政策法规和技术标准予以保障，在此过程中，规模、模式、技术、标准和政策等是需要解决的主要问题。据悉，国家将出台进一步推进车网互动的政策性文件。聚焦车网互动的关键问题，着力培育产业生态圈，建立可持续的发展模式，车网互动前景可期、前途光明。46第七篇储能氢能技术持续突破一、政策与大事（一）科学有序规划储能建设为加快规划建设新型能源体系，推动抽水蓄能高质量发展，4月，国家能源局综合司印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，提出抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。国家能源局根据需求论证情况和实际需要，及时对全国或部分区域的中长期规划进行滚动调整，保持适度超前，支撑发展。10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，提出科学安排储能建设。一是按需科学规划与配置储能。二是有序建设抽水蓄能。三是积极推进新型储能建设。随着新型电力系统建设进入新的阶段，系统安全稳定高效运行对储能资源的配置与利用提出更高要求，“为用而储”成为储能发展的根本指导原则。当前个别地方发生了储能建设“一哄而上”的情况，形成无序发展的状态，导致储能作用未能有效发挥，同时造成资源浪费。国家层面出台政策明确了储能发展要按需规划，储能规划布局应统筹各类灵活资源和系统发展需求，并加速向精细化、科学化、系统化转变。储能的发展要根据各类场景需要，科学安排配置及运行方案。同时，储能发展还要回归调节资源本质，合理确定储能电站建设容量及接入地点，确保储能电站对地区电力曲线、系统调节性能等发挥正向作用。（二）储能氢能标准体系建设趋于完善2月，国家标准化管理委员会、国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，共涉及205项新型储能标准，要求逐步建立适应我国国情并与国际接轨的新型储能标准体系。《指南》提出，2023年制修订100项以上新型储能重点标准，加快制修订设计规范、安全规程、施工及验收等储能电站标准，开展储能电站安全标准、应急管理、消防等标准预研，尽快建立完善安全标准体系；结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。到2025年，在电化学储能、压缩空气储能、可逆燃料电池储能、超级电容储能、飞轮储能、超导储能等领域形成较为完善的系列标准。为贯彻落实《国家标准化发展纲要》部署要求，持续完善新兴产业标准体系，8月，工业和信息化部、科技部、国家能源局、国家标准化管理委员会联合印发《新产业标准化领航工程实施方案（2023—2035年）》。《方案》提出前瞻布局未47来产业标准研究，针对新型储能，提出聚焦锂离子电池领域，研制电池碳足迹、溯源管理等基础通用标准，正负极材料、保护器件等关键原材料及零部件标准，以及回收利用标准。面向钠离子电池、氢储能/氢燃料电池、固态电池等新型储能技术发展趋势，加快研究术语定义、运输安全等基础通用标准，便携式、小型动力、储能等电池产品标准。同月，国家标准化管理委员会与国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理部、国家能源局六部门联合印发《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》，这是国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南。《指南》明确了近三年国内国际氢能标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。（三）储能盈利渠道更加通畅5月，国家发展改革委在严格成本监审基础上，首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价，印发了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》。《通知》要求，电网企业统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源加快发展等，合理安排抽水蓄能电站运行，与电站签订年度调度运行协议，公平公开公正实施调度；各地发展改革委加强对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管。《通知》的出台释放了清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。《通知》提出鼓励新型主体参与电力市场，通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。11月，国家能源局综合司发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》。其中提到以市场化方式促进新型储能调用，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。电力调度机构调用电48站时，对于参与电力市场的新型储能电站，优先按照市场出清结果安排新型储能运行。在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能电站应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。市场方面，10月，南方电网梅州宝湖独立储能电站在南方（以广东起步）电力现货市场顺利完成首个月份31天的交易，标志着我国独立储能首次成功以“报量报价”的方式进入电力现货市场，开辟了独立储能价格机制和商业模式的市场化新路径。（四）储能氢能多项技术获突破4月，我国首个大规模抽水蓄能人工智能数据分析平台—南方电网抽水蓄能人工智能数据分析平台XS-1000D投入运行。该平台的投运实现了装机容量为1028万千瓦的7座抽水蓄能电站、34台机组设备的数据智能巡检、状态智能诊断和运维模式变革，标志着我国近四分之一在运装机容量的抽水蓄能设备由传统线下人工管理向线上智能管理转变，每年可创造经济效益约1760万元。同月，中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台进行了天然气管道输氢加压和测试，该天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，意味着每输送100立方米掺氢天然气中包括了24立方米的氢气。经过了100天的测试运行，这条397千米长的天然气管线，整体运行安全、稳定。这意味着使用现有天然气管道长距离输送氢气技术获得突破，为我国今后实现大规模、低成本的远距离氢能运输提供技术支撑。6月，中国机械工业联合会在广州组织召开“国产抽水蓄能机组成套开关设备”产品鉴定会。经鉴定，由南方电网储能股份有限公司和西安西电开关电气有限公司联合研制的国内首台国产抽水蓄能机组成套开关设备具有自主知识产权，属首套国产化抽水蓄能机组成套开关设备，综合性能指标达到国际领先水平，同意通过产品鉴定，可以批量生产并在抽水蓄能电站推广应用。此次鉴定标志着国产抽蓄机组成套开关设备技术水平完全满足250兆瓦～450兆瓦抽蓄机组各类运行工况需求，现场运行状态平稳高效，达到甚至超越了国外同类型产品水平，对促进抽水蓄能主机设备实现了高质量的全国产化，为持续推动我国抽水蓄能重大技术装备创新起到了示范作用。49同月，位于新疆哈密的国家管网集团管道断裂控制试验场成功实施9.45兆帕全尺寸非金属管道纯氢爆破试验，以及6.3兆帕管道充氢测试，各项结果均达到预期，标志着国内首次高压力多管材氢气输送管道中间过程应用试验圆满完成，这为我国今后实现大规模、低成本的远距离纯氢运输提供技术支撑。8月，由中国科学院工程热物理研究所和中储国能有限公司联合研发的国际首套300兆瓦先进压缩空气储能系统膨胀机完成集成测试，顺利下线。该膨胀机的成功研制，是我国压缩空气储能领域的重要里程碑，推动了我国先进压缩空气储能技术迈向新的台阶，标志着国际首套300兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目取得重大进展。11月，国家管网集团开展的国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验成功实施。这次实验选用323.9毫米管径管道，最大掺氢比例为30%，是我国最大尺度的管道掺氢天然气燃爆试验。我国现阶段天然气掺氢利用的比例为3%，欧美部分国家天然气掺氢运输最高比例已经达到20%。该试验填补了我国长输天然气管道掺氢燃爆验证试验的空白，为实现天然气长输管道掺氢输送技术自主可控奠定了基础。12月，南方电网储能有限公司宣布，我国自主研制的抽水蓄能成套核心控制系统安全启动超过1500次、累计运行时长超过17000小时，标志抽水蓄能机组4大类核心控制子系统均成功实现了全面国产化。也意味着，我国在抽水蓄能领域达到了关键核心技术的完全自主可控，有力增强了我国能源产业链供应链的安全性。同月，中国航天科技集团六院航天氢能科技有限公司自主研制的国产“5吨/天氢液化系统冷箱”在北京成功下线。该产品是国内首台连续型转化换热器大型氢液化系统核心设备，标志着我国在液氢高效储运领域实现重大技术突破，在智能化、单位能耗等方面均比肩国际先进水平。（五）首条“西氢东送”管道纳入国家规划4月10日，中国石化宣布，“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段。“西氢东送”起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长400多千米，是我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道。管50道一期运力10万吨/年，预留50万吨/年的远期提升潜力。管道建成后，将用于替代京津冀地区现有的化石能源制氢及交通用氢，缓解我国绿氢供需错配的问题。目前，长管拖车仍是我国长距离氢气运输的主流方式，但这种方式成本较高、效率较低，也是造成终端用氢成本高的主要原因之一，极大制约了产业链发展。输氢管道可以实现大规模、长距离输送氢气，并且兼顾经济性。受技术等因素影响，我国输氢管道规模一直较小，即便加上天然气等混合输送氢气的管道，总里程也仅有约400千米。自2022年以来，多家公司密集传来布局输氢管道建设的消息。建设主体以中国石化、中国石油、国家电投及其子公司等承建为主，地点多选在内蒙古、甘肃、宁夏等省市。（六）兆瓦级储能项目频繁落地1月，全球首套兆瓦级铁-铬液流电池储能示范项目在内蒙古霍林河完成建设，这标志着铁-铬液流电池储能技术迈入兆瓦级应用时代。此项目由国家电力投资集团内蒙古公司建设完成，是“源网荷储用”多能互补关键技术研究及应用创新取得的重要成果。铁-铬液流电池技术的应用，符合我国大规模、长时间安全储能需求，将对绿色能源转型、能源安全保障、清洁能源高质量发展奠定坚实基础。2月，我国首个移动式大容量全场景电池储能站—南方电网河北保定电池储能站正式投入商业运行。该电池储能站位于保定国家高新技术产业开发区，功率6兆瓦，容量超过7.2兆瓦时，转换效率达到98%。电站的投运标志着我国高压级联关键技术研究取得成功，有效解决了电池储能站应用场景固定限制的难题。3月，全球首个浸没式液冷储能电站—南方电网梅州宝湖储能电站正式投入运行。该储能电站规模为70兆瓦/140兆瓦时，按照每天1.75次的充放量来测算，每年可发电近8100万千瓦时，减少的二氧化碳排放量超过4.5万吨。4月，国内首个飞轮+锂电池储能复合调频项目—中国华电朔州热电复合调频项目正式投运，填补了国内飞轮与电化学复合储能领域的空白。该项目总容量8兆瓦，由4台全球单体容量最大、拥有自主知识产权的飞轮装置和10组锂电池组成复合储能系统，配合现有的2台火电机组，可为新型电网有效提供大容量、高频次的调频服务。同月，世界最大容量5兆瓦超级电容储能系统在华能罗源发电厂完成电网调度联合调试，各项调节指标满足电网要求，系统正式转入商业运行。51同月，国内燃煤电厂最大电化学储能辅助调频项目——国家能源集团广东台山电厂1-2号及6-7号机组共60兆瓦电化学储能项目正式投入生产运营，进一步提高机组综合调频能力，为发挥好粤港澳大湾区能源保供“压舱石”“稳定器”作用奠定坚实基础。6月，全国最大新能源配套电化学储能电站—安徽阜阳南部风光储基地项目储能系统首期项目实现全容量并网。阜南储能系统为国家首批、长三角首个大型风电光伏基地项目——安徽阜阳南部120万千瓦风光储基地项目的配套储能系统。阜南储能系统分两期建设，首期规模为300兆瓦/600兆瓦时，二期规模为450兆瓦/900兆瓦时。10月，大唐中宁100兆瓦/400兆瓦时压缩空气储能绿色低碳技术攻关项目主体工程建设全面启动。项目建成后，预计年发电量达1.188亿千瓦时，可满足近10万个普通家庭一年的用电量。该项目是目前全球唯一在建的百兆瓦级全人工地下储气库，压缩空气系统整体转换效率达到70.4%，在同类型在建压缩空气储能项目中处于国际领先水平。同月，全国最大电网侧共享储能电站—三峡能源山东庆云储能电站全面投入商业运行。项目总装机规模301兆瓦/602兆瓦时，可储存的电能相当于60万千瓦发电厂一小时的发电量。全面投运后，每年可消纳新能源电量约1.8亿千瓦时，可节约标准煤约7万吨，减排二氧化碳约18万吨。11月，全球装机容量最大的单层站房式储能电站—内蒙古北方上都百万千瓦级风电基地配套储能二、三期工程实现全容量并网。至此，上都风电基地配套储能项目300兆瓦/600兆瓦时工程全部建成，成为接入华北电网第一座大规模储能电站。（七）多种制氢路线齐头并进2月，国内首个生物制氢及发电一体化项目在黑龙江省哈尔滨市平房污水处理厂完成入场安装、联调，启动试运行。此项目包括制氢、提纯、加压、发电、交通场景应用、发酵液综合利用等六大系统。其中，制氢环节以农业废弃秸秆、园林绿化废弃物、餐厨垃圾、高浓有机废水等为发酵底物，以高效厌氧产氢菌种作为氢气生产者，在处理废弃物的同时回收大量的清洁能源氢，可以避免化石能源制氢过程中对环境的污染，从源头上控制二氧化碳排放。同月，国内首个分布式甲醇制氢加氢一体站在中国石化燃料油公司大连盛港52综合加能站正式投用。该站每天可产出1000千克99.999%高纯度氢气。该制氢装置占地面积小、项目建设周期短，生产过程绿色环保，综合考虑制、储、运成本，相比加氢站传统用氢方式成本可降低20%以上。6月，全球首次海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术海上中试在福建兴化湾海上风电场获得成功。此次海上中试使用的是全球首套与可再生能源相结合的漂浮式海上制氢平台“东福一号”，在经受了8级大风、1米高海浪、暴雨等海洋环境的考验后，连续稳定运行超过240小时，验证了由中国科学家原创的海水无淡化原位直接电解制氢原理与技术在真实海洋环境下的可行性和实用性。8月，我国规模最大的光伏发电直接制绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，这也标志着我国绿氢工业化规模应用实现零的突破。随着配套的光伏电站实现全容量并网，该项目可以每年生产2万吨绿氢，用于替代炼油加工中使用的天然气制氢，实现现代油品加工与绿氢耦合低碳发展。（八）氢能多元化应用趋势明显3月，国内首艘500千瓦氢燃料电池动力工作船“三峡氢舟1号”在广东中山下水。“三峡氢舟1号”采用氢燃料电池和锂电池动力系统，将用于三峡库区交通、巡查、应急等工作。其中氢燃料电池额定输出功率500千瓦，最高航速可达到28千米/小时，续航里程最高可达200千米，具有高环保性、高舒适性和低能耗、低噪音等特点。同月，固态氢能发电并网率先在广州和昆明同时实现。固态储氢最大优点是简单高效，可以把光伏、风电等不稳定的发电量高密度存储起来。这是我国首次将光伏发电制成固态氢能应用于电力系统，对于推进可再生能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有重要意义。同月，我国首款四座氢燃料内燃机飞机验证机在沈阳完成首飞。该款飞机搭载国内首款2.0升零排放增压直喷氢燃料内燃机，是我国自主研制的第一架以氢内燃机为动力的通航飞机。使用氢作为动力来源，具有热值高、无污染、资源来源广泛等优点，在降低碳排放的同时保持较高的工作效率，有助于在航空业尽早实现双碳目标。6月，中国中车首台“宁东号”氢动力机车在山西大同交付下线，这是我国首台由内燃机车改造而来的氢动力机车，也是全球装机功率最大的氢动力机车。该机车的交付下线将成功搭建起内燃机车新能源改造升级、模块化、标准化平台，53并开创新能源技术在轨道交通装备领域应用的又一新模式。二、问题与趋势（一）以“全国一盘棋”思维统筹抽水蓄能发展近几年在多项政策支持下，抽水蓄能产业掀起投资热潮。近日，吉林敦化塔拉河抽水蓄能电站项目获得吉林省发展和改革委员会核准，以此为标志，我国抽水蓄能已在建（核准）项目正式超过2亿千瓦。在构建新型电力系统目标下，抽水蓄能作为重要的储能方式，对电网稳定运行能发挥积极作用。但目前部分地区缺乏对抽蓄发展的系统考虑，对项目审批存在一定盲目性。另一方面，抽水蓄能加速核准、建设对电力设备制造企业的生产能力提出挑战，这些企业可能因无法按时交付订单而导致合同违约风险，亦可能因过度追求施工进度降低部分施工质量标准而导致安全隐患。落实《（抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，推进抽水蓄能高质量发展，需坚持“全国一盘棋”，根据当前项目纳入规划、核准开工情况，进一步深入研判抽水蓄能行业发展形势，合理统筹项目投产时间，稳步增加每年投产装机容量，避免造成产能资源浪费和巨大的沉没成本。（二）储能参与现货交易机制日臻成熟储能参与电力现货市场，本质上是通过低价充电、高价售电来获取峰谷分时价差的收益，分时电价和充放策略决定了储能电站在电力现货市场中收益水平的高低。目前，全国只有山东、山西、甘肃、青海、广东等少数几个省份明确了独立储能参与电力现货市场的规则。2023年国家发展改革委、国家能源局一系列促进电力市场建设相关文件的出台，向储能行业传递出两个信号，一是各地将加快出台关于储能参与电力现货市场的若干政策，随着政策落地，储能的经济性将得以实现；二是随着参与电力现货市场交易的储能电站增多，储能电站的交易能力及重要性将愈发得到重视。（三）氢能全产业链加速提档升级我国是世界上最大的制氢国，总体来看，目前我国氢能产业呈现积极发展态势，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，预计未来10年内将形成完整的氢能产业体系。制氢方面，利用可再生能源发电后电解水制取绿氢，是我国未来的主流制氢方式，因此大力发展清洁能源、降低度电价格，以及优化电解槽技术，是我国实现规模化制氢的关键。目前，多家能源央企与新能源企业布局“风、光、储、氢”一体化项目，实现一体耦合、风54光带氢、氢促风光、产融结合的深度协同。储运方面，预计未来我国氢能运输仍以高压气态长管拖车方式为主，以管道运输为辅，同时积极研发固态、深冷高压、有机液体等储运方式，形成高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。用氢方面，将逐步构建涵盖交通、储能、工业、建筑等领域的多元氢能应用生态。氢能将与电力协同互补，成为终端能源体系的消费主体，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。55第八篇国际能源市场深度调整一、政策与大事（一）COP28加速全球气候行动当地时间2023年12月13日，《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）在阿联酋迪拜落下帷幕。来自198个缔约方的谈判代表齐聚迪拜，对《巴黎协定》进行了首次“全球盘点”，并最终达成《阿联酋共识》，提出将1.5摄氏度的升温目标控制在可实现的范围内。《阿联酋共识》呼吁各国以公正、有序、公平的方式在能源系统中实现远离化石燃料的过渡，并强调在最关键的近十年中加快行动，于2050年前实现与科学相符的净零排放，鼓励各缔约方提交全经济范围的国家自主贡献。《阿联酋共识》还提出，到2030年实现将可再生能源的发电能力增加两倍、能源效率提高一倍的新目标。另外，要加快“逐步减少”煤炭发电的进程，加速研发碳集集和碳封存等技术，以协助难以减排的产业实现目标，并大幅减少甲烷排放。除了“全球盘点”之外，为期两周的会议过程中还达成了多项协议。例如，占全球石油产量超四成的50家能源公司共同签署《石油和天然气脱碳宪章》，承诺到2050年实现自身运营净零排放的目标。以美国为首的20多个国家呼吁，到2050年将核能产能提高到原来的三倍。这是联合国气候大会历史上，首次就发展核能发布的联合宣言。阿联酋主流媒体在COP28上肯定了中国近年来在可再生能源发展领域取得的成就，称赞中国对于全球减缓气候变化的重要贡献。加快发展非化石能源特别是可再生能源是能源转型的前提，中国在大力发展国内可再生能源的同时，为全球可再生能源发展做出巨大贡献。值得一提的是，大会前，中美发表的联合声明对气候大会起到了积极的促进作用。11月15日，中美双方发布关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明，支持主席国阿联酋成功举办COP28。阳光之乡声明还提及，在COP28期间会同主办国阿联酋邀请各国参加“甲烷和非二氧化碳温室气体峰会”等内容。（二）“欧佩克+”产油国持续深化减产2023年以来，“欧佩克+”频频扩大减产规模及延长减产时限。在4月初的会议上，“欧佩克+”决定将原油减产政策延长至2024年年底。7月份起，沙特阿拉56伯自愿每日减产100万桶以支撑油价。俄罗斯则在4月份时决定，在2024年底之前将原油日产量减少50万桶，8月份将2023年年底之前出口量调整至减少30万桶。9月初，沙特宣布将2023年第三季度开始执行的100万桶/日的自愿额外减产一次性延长3个月，直至2023年第四季度；俄罗斯也决定将9月执行的30万桶/日的石油出口减量延长至年底。自“欧佩克+”2020年5月减产970万桶/日的额度开始，已将减产持续至今。2023年第一轮“欧佩克+”产油国的减产幅度共计165.7万桶/日，时限均至2024年底；而第二次计划以沙特和俄罗斯为主，从实际情况来看沙特100万桶/日的减产能够落实，俄罗斯的减产实际指的是削减出口量而非产量，因此第二轮“欧佩克+”实际的减产力度约为100万桶/日左右。在“欧佩克+”积极干预的情况下，原油供应紧张局面延续。11月30日，欧佩克宣布，“欧佩克+”的多个成员国同意额外自愿减产，总减产量达到每日220万桶，以支持石油市场的稳定与平衡。此外，“欧佩克+”还邀请南美洲最大的石油生产国巴西加入该联盟，2024年1月巴西或将加入“欧佩克+”《合作宪章》。减产措施的期限为2024年1月到3月，2024年3月底之后将根据市场的情况逐步恢复。对于核心产油国来说，油价的迅速下滑是推动其重新减产行动的主要推动力，产油国致力于维持一个稳定且价格相对偏高的原油市场环境。但最近一次重申减产对于油市的推动作用已十分有限。近期，来自欧美的经济数据表现不佳，使得全球经济前景承压，伴随而来的是对原油需求的担忧。在叠加当前正值原油消费淡季，缺少需求的支撑，国际油价已无上涨的空间。另外，值得关注的是，“欧佩克+”此次为自愿减产，而不是集体减产，因而减产力度明显更弱，同时也折射了内部的分歧，让市场对其提振国际油价的能力产生疑虑。在当前石油市场信心脆弱的背景下，“欧佩克+”内部出现“裂痕”对市场产生明显冲击。（三）天然气市场供需紧张有所缓解2023年，全球天然气供应形势整体平稳，全球LNG资源供应有所增加。随着全球经济缓慢复苏，国际天然气供需总体富余。受俄乌冲突影响，2022年俄罗斯减少了80%的对欧天然气供应，这致使欧洲国家加大从其他地区的天然气进口、建立替代输送的基础设施、采取天然气替代方案，进而带动全球天然气进口国争相确保供应。这提振了近期投资的前景，57特别是LNG出口项目。2023年全球计划新增LNG液化产能1250万吨/年，且集中在2023年下半年投产，预计供暖季全球LNG需求增量约550万～600万吨，市场供需相对宽松。储气库库存高位缓解资源供应压力，欧洲国家几乎以满库存状态进入供暖季；美国库存率同比增加近30个百分点。整体来看，储气库供应能力较充足。在高库存、需求压减以及地缘政治溢价减弱等因素的共同作用下，国际气价回落明显。但是，俄罗斯削减对欧洲的天然气供应后，市场始终对供应短缺和价格飙升存忧，市场平衡仍然不稳定。澳大利亚罢工事件带来LNG供应量不确定性，影响涉及全球约10%的LNG资源供应量、澳大利亚近50%的LNG出口资源，尽管矛盾已经缓解，但后期是否再次发生罢工仍存不确定性。进入采暖季，欧亚对现货LNG资源需求均会攀升，可能会引起现货价格季节性上涨，但受宏观经济总体不景气及暖冬预期影响，气价涨幅有限。由于乌克兰危机对能源市场的影响已充分显现，不久前的巴以冲突升级更是给国际油气市场带来短期波动，东北亚JKM报价达到15美元/百万英热单位水平。然而巴以冲突演变为中东与西方阵营全面对抗的可能性较低，且欧亚天然气库存均处于高位运行，从各方面因素综合来看，2023年冬季至2024年春季国际天然气市场形势总体将好于上一个采暖季，欧亚地区再次出现LNG现货极端高价的可能性不大。（四）多国提升可再生能源发展目标2023年，多国相继提升可再生能源发展目标。在亚洲，印度政府发布最新的国家电力计划，明确提出2026—2027年可再生能源累计装机量预计将达到336.6吉瓦，2031—2032年将达到596.3吉瓦。越南政府批复越南第八个电力发展规划，预计到2030年可再生能源发电量比重达到30.9%～39.2%，到2050年可再生能源发电量比重达到67.5%～71.5%。马来西亚政府宣布更新可再生能源发展目标，到2050年可再生能源在全国电力结构中将占70%左右，这意味着从2023年到2050年，该国可再生能源装机将增长10倍。在中东，阿联酋公布的最新国家能源战略计划到2030年将该国可再生能源产量提高两倍。在此期间，该国将在可再生能源领域投资约544.4亿美元，以满足因人口增长而不断扩大的能源需求。在欧洲，意大利政府将该国2030年可再生能源装机发展目标从此前的80吉瓦提升至131吉瓦，葡萄牙政府将2030年该国可再生能源装机发展目标从此前58的27.4吉瓦提升至42.8吉瓦。2023年9月，欧洲议会投票通过了推动可再生能源部署的提案，配合欧洲Fitfor55一揽子减排计划，根据修订的可再生能源指令（REDIII），2030年可再生能源在欧盟最终能源消费中的份额目标从32%提升为42.5%，各成员国应努力实现45%。国际能源署指出，政策支持的增强、化石燃料价格的上涨以及能源安全问题关注度的提升正在推动太阳能发电和风力发电的部署，全球可再生能源行业将在2023年加快发展，新增装机预计将同比增长近三分之一，其中光伏和风电装机增长最多。2024年，全球可再生总装机或将增至4500吉瓦，这种动态扩张正在全球各主要市场中进行，包括欧洲、美国、印度和中国。太阳能领域，2023年全球将有3800亿美元的投资流向该领域，投资额将首次超过石油领域的投资。预计到2024年，光伏产业制造能力将增加一倍以上。除了大型光伏电站在全球多个地区投建，小型光伏发电系统也呈快速增长态势。风能领域，随着疫情期间曾推迟的风电项目陆续开始推进，2023年全球风力发电量将大幅反弹，同比增长约70%。同时，太阳能和风能等可再生能源发电的成本越来越低，越来越多国家认识到，发展可再生能源不仅有利于应对气候变化，还能为解决能源安全问题提供重要方案。（五）核电发展前景进一步改善2023年，全球多个国家和地区相继调整核电政策，加快核电站建设布局，将之作为应对气候变化的重要一环。2023年1月，韩国政府敲定《第十次电力供需基本计划》，提出2030年核电发电量在韩国整体发电量中所占比重将升至32.4%，2036年核电比重较2030年进一步提升2.2个百分点；6月，韩国政府通过了新韩蔚3号和4号核电机组建设项目实施计划，批准了核电厂建设相关的20项许可程序，预计新韩蔚3号机组将于2032年建成，4号机组将于2033年建成。2023年5月，日本参议院通过《绿色转型脱碳电源法》，允许核电站运转时间超过此前规定的60年限制。根据此次通过的法律，日本虽然维持福岛核事故后出台的“原则上40年，最长60年”核电站服役期限不变，但如果获得经济产业大臣的批准，核电站因接受安全审查等原因停运的时间可以从中扣除。这使核电站实际服役超过60年成为可能。2023年11月，瑞典政府发布核电发展路图，目标是2035年前建成2台大59型核电机组，2045年前建成相当于10台大型机组的装机容量，其中可能包括一些模块化小堆机组。随后，瑞典议会通过一项能源法案，为最初批准的10台核电机组之外新建更多机组铺平了道路，并允许在现有核电厂址之外建设新的机组。日前美国太平洋燃气电力公司、美国埃克西尔能源公司等多家公司向美国核管会提交在运核电机组延寿或二次延寿的申请。目前，美国多数在运核电机组已获准首次延寿，少数机组完成二次延寿申请流程，有更多的机组计划申请二次延寿。国际能源署指出，可再生能源和核能将在满足全球电力需求增长方面占主导地位，满足90%以上的增量电力需求。2023—2025年，全球核能发电量的年均增长率将达到近4%，远高于疫情前5年的2%。也就是说，到2025年，核能发电量每年将增加约1000亿千瓦时，约占目前美国核电发电量的八分之一。到2025年，全球核能发电增量的一半以上将主要来自四个国家：中国、印度、日本和韩国。中国在绝对增量方面领先，印度则是增速最快的国家。（六）绿氢产业布局备受多国关注2023年，多国通过制定规划和投融资等方式加码绿氢布局。印度政府启动“国家绿氢使命”计划，旨在使其成为绿氢制造和出口的全球中心，预计到2030年建立500万吨/年的绿氢产能。巴西政府发布《三年氢能工作计划》，目标是每年通过海上风电生产3.5亿吨绿氢。一般国家都是先发展海上风电，再考虑制氢的问题，而巴西此次是通过的氢能规划，则是反向助推海上风电的发展。德国政府宣布，2030年德国绿色氢能规模将从原先的5吉瓦提高到10吉瓦。法国政府表示，将拨款40亿欧元补贴绿氢的生产，作为该国努力推动氢气生产商减少排放的一项措施。这也是马克龙政府2021年承诺的90亿欧元氢气绿色生产计划的一部分，该计划旨在弥补绿氢生产与蓝氢生产之间的成本差距，从而促进绿氢发展。日本政府计划在15年内投入3万亿日元（约合人民币1500亿元）用来推动氢能源的普及。东京都政府已经从本财政年度开始，对购入绿色氢能生产和储存设备的工厂进行全额补贴，并计划从2024年4月1日开始的2024财政年度起，利用绿色氢能进行供热和发电。绿氢，作为传统化石燃料的替代品，在推动脱碳和能源转型方面具有明显优势，发展前景可观，备受各国的关注。随着全球各国政府和企业对绿氢业务投资增加，业界对绿氢生产成本大幅下降抱有很高期待。彭博新能源财经发布的202360年制氢平准化成本报告提出，一直以来绿氢成本高于灰氢的局面即将发生改变，到2030年，绿氢成本将低于灰氢。在规模经济和扶持性政策影响下，电解水制氢装备成本和风电、光伏度电成本均将大幅下降。（七）新能源汽车产业加速发展2023年，全球电动汽车市场继续呈现快速增长态势。相比2020年每25辆售出汽车中有一辆是电动汽车，2023年每5辆汽车中就有一辆是电动汽车。各国出台的系列优惠政策是新能源汽车快速发展的重要因素。2023年3月，欧盟理事会批准法规，决定从2035年起禁售会导致碳排放的新的燃油轿车和小型客货车。根据规定，欧盟将在2035年后禁止销售排放碳的汽车和货车。从2030年到2034年，新车必须实现比2021年减少55%的二氧化碳排放，而货车必须实现减少50%。从2035年起，所有在欧盟销售的汽车和货车必须实现100%的二氧化碳减排。2035年燃油车销售禁令的法律约束力适用于整个欧盟。但考虑到欧盟部分国家和汽车企业的抵制，最终通过的法规还是提供了一定的灵活性。如根据德国的要求，使用碳中性燃料的新车有望在2035年后继续销售。在欧盟立法之前，全球已有多个国家呼吁禁售燃油车，有的国家通过立法宣布禁售燃油汽车的目标日期。面对汽车行业的减排趋势，各大汽车制造商也大力投资零排放汽车，无论是电动汽车还是氢动力车型。一些知名车企已陆续推出各自的电动汽车转型计划：大众集团将在2035年前在欧洲停售燃油车；到2030年，宝马在欧洲将有至少50%的车型是纯电动汽车；到2030年，奔驰将在条件允许的市场只销售纯电动汽车；福特和通用等汽车制造商承诺，到2040年，推动实现在全球范围内只销售零排放汽车。国际能源署发布的《2023年全球电动汽车展望》显示，包括纯电动车型和混合动力车型在内，2022年全球电动汽车销量超过1000万辆，预计2023年再增长35%，有望达到1400万辆。这意味着全球电动汽车在整个汽车市场中的份额已从2020年的不到5%上升到2022年的14%，并有望在2023年进一步增加到18%。根据国际能源署发布的全球碳中和路线图，2035年大部分国家都将禁售燃油汽车，全球步入新能源汽车时代。（八）能源领域关键矿产博弈加剧2023年，全球主要大国围绕能源等战略产业所需关键矿产资源的博弈进一61步加剧。美国、欧盟、日本等国家或地区纷纷针对关键矿产的重要性和安全性开展调查研究，并出台实施相应的安全保障战略，以防范产业链供应链风险。2023年初，日本经济产业省发布“确保重要矿产稳定供应的指导方针”，明确将采取支持措施，促进关键矿产供应链的多样化和强韧性，确保重要矿产的稳定供应。2023年3月，欧盟发布《关键原材料法案》，提出一整套行动计划，以提升欧盟各成员国关键原材料提取、加工、回收等各阶段的产能，并通过构建关键原材料国际网络增强其供应链弹性。法案规定，每年至少有10%的关键原材料在欧盟内部提取，至少40%的关键原材料要在欧盟内部加工，每年至少15%的原材料消费要来自于可再生提取，并且任何加工阶段，来自单一国家的原材料消耗不得超过65%。2023年7月，美国能源部发布《2023关键材料评估》报告，基于国家和全球优先事项、技术进步和技术趋势，对能源部门8项主要技术所使用的38种材料的重要性和供应风险进行评估，以厘清能源技术部署的潜在障碍，减少能源技术对关键材料的依赖，促进材料供应的多样化。除了各国政府高度重视外，国际能源巨头亦争相布局能源矿产业务。如挪威国家石油公司入股法国锂业公司LithiumdeFrance，西方石油公司通过参股锂技术集团TerraLithium尝试结合地热技术从地下卤水中提取锂，雪佛龙公司也对可以制造电池的矿物锂表示了兴趣。2023年以来，埃克森美孚密集布局锂业更具代表性，11月该公司宣布其锂项目第一阶段已正式开工，项目计划于2027年投产，到2030年年产将达10万吨，可满足超过100万辆电动车的锂需求。稀土、钴、锂等关键矿产资源在新能源汽车、风力发电、太阳能电池等领域有着广泛的应用，是支撑清洁能源产业创新发展、推动全球能源转型、实现碳中和目标的关键材料。在全球能源转型背景下，清洁能源技术的大规模部署催生了关键矿产的巨大需求。如今，业界已基本达成共识，关键矿产资源的安全稳定供应是能源转型成功的一大关键。受新冠肺炎疫情后经济复苏、俄乌冲突导致能源价格飙升等因素影响，发达经济体能源低碳转型进程加快，2030年前或将是全球关键矿产供需矛盾最为突出的时期。二、问题与趋势（一）全球能源市场对地缘风险等异常敏感脆弱目前，全球能源危机带来的直接压力已经基本得到缓解，化石燃料价格也已从2022年的峰值回落，但全球经济、地缘政治形势仍不稳定，能源市场仍然紧62张动荡，原油、天然气、煤炭等能源价格对地缘风险、极端天气、突发事件等异常敏感，市场始终面临进一步混乱的风险。2024年，美国、俄罗斯、墨西哥、委内瑞拉、印度尼西亚、巴基斯坦等国将迎来大选，巴以和俄乌两场冲突仍未结束。如果不稳定博弈使冲突扩大，可能导致原油供应中断风险，同时可能外溢令金融风险升温，因此全球能源市场地缘形势仍值得警惕。从种种迹象来看，接下来油市仍将持续动荡，后市的发展或许更加多变。高盛预计，2024年布伦特原油价格可能在70美元至100美元的区间内交易，在欧佩克减产和巴以冲突升级风险带来的双重压力下，油价也可能会攀升，2024年布伦特原油价格可能最高升至每桶100美元。（二）全球能源转型面临成本飙升等多重阻碍因素2023年，全球多个海上风电项目由于经济效益问题停止开发。在欧洲，瑞典能源巨头Vattenfall搁置了英国1.4吉瓦的NorfolkBoreas海上风电项目，该项目在2022年的政府拍卖中创历史最低价格。全球最大的海上风电开发商沃旭能源退出在挪威开发的多个海上风电合作项目。英国政府差价合约第五轮分配结果出炉，在所有的电源类型中，海上风电无一竞标。在美国，BP和Equinor暂停了美国东海岸4个海上风电项目的开发，并将重新对购电协议条款进行谈判。沃旭能源放弃了两个美国风电项目并计提约40亿美元的资产减值，股价随之跌至六年低点。欧美等地海上风电发展面临困境并非偶然，近年来，能源转型进入新的阶段，在供应链成本飙升及全球利率上涨背景下，面临多重阻碍因素。以在海上风电领域走在前列的欧洲市场为例。旷日持久的高通胀和融资环境收紧抑制了支出，高利率严重影响高资本的风电项目投入，同时风电全产业链因原材料和上游产品价格上升而出现成本压力加大以及利润萎缩的情况，持续的供应链瓶颈、成本上涨和利率上升等问题给风电产业带来巨大压力，导致制造商亏损和项目取消。仅2023年上半年，欧洲市场主要的四大风电公司维斯塔斯、西门子歌美飒、GEVernova和Nordex合计亏损已接近20亿欧元。全球风能理事会发布的《2023年全球海上风电报告》认为，考虑到欧美近期在海上风电开发中存在的限制性政策会制约市场开发进度，预计全球2023—2032年的新增海上风电装机容量中仅有33%将在2023—2027年之间建成。预计2022—2025年欧洲海上风电新增装机量将相对缓慢增长，由于德国、丹麦和比利63时等北海地区国家海上风电市场不够活跃，以及当前政府对海上风电项目开发没有足够的支持政策，平均年装机量将保持在每年4.8吉瓦的水平。欧盟2023年10月出台的《欧洲风电行动计划》显示，欧盟风电装机容量目标是从2022年的204吉瓦提高至2030年的500吉瓦以上，也就是说，风电装机速度需从每年16吉瓦提升至每年37吉瓦。根据欧洲目前的产能情况，实现既定目标的难度较大，仍需增强对产业发展的支持力度。（三）地缘政治因素加剧供应链不稳定性近年来，在疫情和贸易壁垒叠加催生的逆全球化浪潮中，供应链呈现出一定的区域化、短链化趋势。特别是面对中国可再生能源产品逐渐上升的综合竞争力，欧美国家防范态度持续增强，保护本土相关产业利益的意愿不断提升。包括美国的通胀削减法案、欧盟关键材料法案等一系列贸易与非贸易壁垒，在保护本土贸易、提升自身竞争力的同时抑制第三方，必然会加剧能源领域地缘政治博弈，加剧能源资源和相关产业供应链不稳定性。2023年9月，美国以国家安全为由将中方新能源汽车企业列入“黑名单”，直接影响到美国福特公司与宁德时代的合作。10月，欧盟启动了对中国电动车的反补贴调查，并准备对进口的中国电动车征收高达10%～27%的关税。同月，欧盟方面传出消息称，正考虑是否启动对中国风电产业开展反补贴调查，作为促进欧洲风能行业发展提案的一部分。虽然从目前的进展来看，欧盟仍缺乏“非常确凿的证据”以证明存在不公平的竞争行为，并未对中国风电开展反补贴调查，但这种保护主义的抬头，阻碍相关产品进入当地市场的倾向，恐将对国际可再生能源供应链产生重大影响，长期看更无益于全球能源转型进程。（四）发展中国家清洁能源投资仍有较高缺口从全球范围来看，各国日益重视并持续加大对清洁能源领域的投入。根据国际能源署发布的《2023年世界能源投资报告》，预计2023年全球能源投资总额将达到2.8万亿美元，高于2022年的2.6万亿美元，增幅约7.7%。其中约60%投向清洁能源领域，包括可再生能源、电动汽车、核能、电网和储能等，其余约40%投向化石燃料领域，包括煤炭、石油和天然气等。而五年前，两者的投资比例还基本相当。虽然全球清洁能源投资逐年增加，但自2021年以来，清洁能源投资增长的90%以上发生在发达经济体和中国。尽管其他地区也有亮点，包括印度的太阳能64投资依然活跃，巴西的太阳能装机呈现稳步上升趋势，中东部分地区投资活动正在加速，尤其是沙特、阿联酋和阿曼，但更多国家的清洁能源投资正受到利率上升、政策框架和市场机制不明确、电网基础设施薄弱、电力企业财务紧张以及资金成本较高等因素的阻碍。联合国贸易和发展会议发布的《2023年世界投资报告》指出，2022年全球可再生能源投资表现强劲，但仍有待提高，可持续发展目标的投资缺口已达每年4万亿美元以上。对于发展中国家而言，其可持续能源投资落后于需求增长。据估计，发展中国家每年需要约1.7万亿美元的可再生能源投资，但在2022年仅吸引了5440亿美元。国际能源署也表达了类似的观点，认为全球清洁能源投资失衡，最大的投资缺口来自新兴市场和发展中国家，如果这些地区不加快清洁能源转型，全球能源格局将面临新的鸿沟。65