1能源发展回顾与展望（2022）中能传媒研究院2023年1月2目录第一篇能源高质量发展稳中求进..............................................................................1一、政策与大事.....................................................................................................1二、能源发展展望.................................................................................................7第二篇油气增储上产全力推进................................................................................10一、政策与大事...................................................................................................10二、问题与展望...................................................................................................17第三篇煤炭兜底保障持续发力................................................................................19一、政策与大事..........................................................................................................19二、问题与展望...................................................................................................22第四篇煤电节能减排持续推进................................................................................24一、政策与大事...................................................................................................24二、问题与展望...................................................................................................27第五篇清洁能源产业蓬勃发展................................................................................29一、政策与大事...................................................................................................29二、问题与展望...................................................................................................33第六篇电网规划建设加快推进................................................................................36一、政策与大事...................................................................................................36二、问题与展望...................................................................................................40第七篇储能氢能产业快速发展................................................................................42一、政策与大事...................................................................................................42二、问题与展望...................................................................................................47第八篇国际能源市场剧烈动荡................................................................................49一、国际能源大事...............................................................................................49二、问题与展望...................................................................................................5712022年是党和国家历史上极为重要的一年，党的二十大胜利召开，制定了当前和今后一个时期党和国家的大政方针，描绘了以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴的宏伟蓝图，全面建设社会主义现代化国家新征程迈出坚实步伐。面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，全国能源行业牢牢把握高质量发展这一首要任务，全力保障能源安全，加快绿色低碳转型，不断推动能源安全新战略走深走实。一年来，能源行业展现出稳中有进、以进固稳的良好发展态势。全力推动煤炭增产增供，全国新增煤炭产能超3亿吨/年；全力推动油气增储上产，油气产量超额完成“七年行动计划”阶段性目标；全力保障电力安全稳定供应，布局建设一批支撑性调节性电源。全国核准开工核电机组10台，白鹤滩水电站16台百万千瓦机组全部投产发电，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设扎实推进，白鹤滩—江苏、闽粤联网等重点输电工程建成投产。能源安全稳定供应有效保障，能源重大工程建设加速推进，为推动经济行稳致远注入持久动力。2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，我国发展站在了新的更高的历史起点上。能源工作将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，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，着力推动高质量发展，全面落实能源安全新战略，深入推进能源革命，全力保障能源安全，坚定推进绿色发展，为全面建设社会主义现代化国家提供坚强能源保障。第一篇能源高质量发展稳中求进一、政策与大事1.党的二十大对能源行业高质量发展提出新的部署要求2022年10月16日，中国共产党第二十次全国代表大会在北京人民大会堂开幕。党的二十大就确保能源安全、深入推进能源革命、积极稳妥推进碳达峰碳中和、加快实施创新驱动发展战略、积极参与应对气候变化全球治理等作出安排部署，提出新的明确要求。党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和。实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度。推动能源清洁低碳高效利用，2推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型。深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度。提升生态系统碳汇能力。积极参与应对气候变化全球治理。2.中俄强化能源战略伙伴关系2022年2月4日下午，国家主席习近平在北京钓鱼台国宾馆同俄罗斯总统普京举行会谈。习近平表示，希望两国强化能源战略伙伴关系，稳步推进油气合作大项目，加强能源领域重大技术联合创新攻关，拓展新能源合作，支持彼此保障能源安全，推进完善全球能源治理体系。冬奥会期间，中俄双方有关部门和企业签署了一系列合作文件，其中包括《〈保障中国西部炼厂供油的原油购销合同〉补充协议3》以及《中国石油天然气集团有限公司与俄罗斯天然气工业股份公司远东天然气购销协议》等。3.习近平向第四届中俄能源商务论坛致贺信2022年11月29日，国家主席习近平向第四届中俄能源商务论坛致贺信。贺信指出，中俄能源合作是两国务实合作的重要基石，也是维护全球能源安全的积极力量。面对外部风险挑战，中俄双方加强沟通协作，推进重大合作项目，显示出中俄能源合作的强劲韧性，诠释了中俄新时代全面战略协作伙伴关系的广阔前景。中方愿同俄方一道，打造更加紧密的能源合作伙伴关系，促进能源清洁绿色发展，共同维护国际能源安全与产业链供应链稳定，为国际能源市场长期健康可持续发展作出新的贡献。4.构建能源立体合作新格局2022年12月7日至10日，习近平主席应邀出席在沙特阿拉伯首都利雅得举行的首届中国—阿拉伯国家峰会、中国—海湾阿拉伯国家合作委员会峰会，并对沙特进行国事访问，推动中阿、中海、中沙在能源领域的合作。此次出访期间，“能源安全”被列为“八大共同行动”之一，特别提出“构建能源立体合作新格局”，为中阿能源合作开新局。在访问利雅得期间，中沙关系升级为战略伙伴关系，双方同意扩大原油贸易规模，加强勘探开发等合作。习近平主席在中国—海湾阿拉伯国家合作委员会峰会上表示，中国将继续从海合会国家持续大量进口原油，扩大进口液化天然气，3加强油气上游开发、工程服务、储运炼化合作。充分利用上海石油天然气交易中心平台，开展油气贸易人民币结算。5.2023年全国能源工作会议在京召开2022年12月30日，2023年全国能源工作会议在北京召开。会议总结了2022年重点工作成果，并部署了2023年重点任务。2022年我国全力推动油气增储上产，原油产量重回2亿吨，天然气产量超过2170亿立方米；全力推动煤炭增产增供，煤炭总产量约44.5亿吨、同比增长8%；预计全年电煤中长期合同实际兑现量约20亿吨，稳住电煤供应的基本盘；加速推进能源重大工程，预计全年全国重点能源项目完成投资2万亿元左右；着力调整优化能源结构，第一批大型风电光伏基地9705万千瓦已全部开工，第二批、第三批基地项目陆续推进，全年风电光伏发电新增装机预计1.2亿千瓦以上；全面完成提升“获得电力”服务水平主要目标任务，累计为电力用户节省办电投资超过1800亿元。会议明确了2023年能源工作的六项重点任务，包括全力提升能源生产供应保障能力、调整优化能源结构、加快科技自立自强、深化重点领域改革、加强能源监管以及加强能源国际合作。6.《“十四五”现代能源体系规划》出炉2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》。《规划》明确了“十四五”时期现代能源体系建设五方面主要目标：能源保障更加安全有力，到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦。能源低碳转型成效显著，单位GDP二氧化碳排放量五年累计下降18%。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电能占终端用能比重达到30%左右。能源系统效率大幅提高，单位GDP能耗五年累计下降13.5%。到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。创新发展能力显著增强，“十四五”期间能源研发经费投入年均增长7%以上，新增关键技术突破领域达到50个左右。普遍服务水平持续提升，人均年生活用电量达到1000千瓦时左右，天然气管网覆盖范围进一步扩大。展望2035年，《规划》提出，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。能源安全保障能力大幅提升，绿色生产和消费模式广泛形成，非化4石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。7.有序推进全国统一能源市场建设2022年3月25日，《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》印发。《意见》提出，建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在统筹规划、优化布局基础上，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局。推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放。稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。进一步发挥全国煤炭交易中心作用，推动完善全国统一的煤炭交易市场。8.《促进绿色消费实施方案》印发2022年1月18日，国家发展改革委等七部门联合印发《促进绿色消费实施方案》。《实施方案》按照目标导向和问题导向的要求，对促进绿色消费的制度政策体系进行了系统设计，提出四个方面的重点任务和政策措施：一是全面促进重点领域消费绿色转型。加快提升食品消费绿色化水平，鼓励推行绿色衣着消费，积极推广绿色居住消费，大力发展绿色交通消费，全面促进绿色用品消费，有序引导文化和旅游领域绿色消费，进一步激发全社会绿色电力消费潜力，大力推进公共机构消费绿色转型。二是强化绿色消费科技和服务支撑。推广应用先进绿色低碳技术，推动产供销全链条衔接畅通，加快发展绿色物流配送，拓宽闲置资源共享利用和二手交易渠道，构建废旧物资循环利用体系。三是建立健全绿色消费制度保障体系。加快健全法律制度，优化完善标准认证体系，探索建立统计监测评价体系，推动建立绿色消费信息平台。四是完善绿色消费激励约束政策。增强财政支持精准性，加大金融支持力度，充分发挥价格机制作用，推广更多市场化激励措施，强化对违法违规等行为处罚约束。9.《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》印发2022年1月30日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》。在完善引导绿色能源消费的制度和政策体系方面，《意见》提出推动完善能源相关的绿色消费机制，通过消费端优先使用绿色能源的需求选择带动能源生产供应端绿色低碳转型，在全社会倡导节约用5能、绿色用能。绿色能源消费促进机制将为追求零碳低碳的绿色工厂、绿色园区、绿色社区等提供实现途径，并使之得到社会广泛认可。《意见》重点围绕工业、建筑、交通等行业领域，提出电价、分布式电力交易、国土空间保障等支持政策，推动提升终端用能低碳化和电气化水平，控制化石能源消费。在建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制方面，《意见》强调化石能源清洁开发利用和减污降碳的重要性。在较长时期，立足以煤为主的基本国情，建立煤矿绿色发展长效机制，完善煤矸石、矿井水等资源综合利用政策，支持绿色智能煤矿建设，严格合理控制煤炭消费增长。完善推进煤电机组超低排放改造、灵活性改造、供热改造的机制和政策，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加快推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。提升油气田清洁高效开采能力，完善油气与地热能以及风能、太阳能等协同开发机制。10.《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》发布2022年9月20日，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》。《计划》提出，到2025年，初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准从数量规模型向质量效益型转变，标准组织体系进一步完善，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。到2030年，建立起结构优化、先进合理的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展，能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。11.加快全国统一电力市场体系建设2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。在健全统一电力市场体系的交易机制方面，《指导意见》提出，规范统一市场基本交易规则和技术标准，提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年，新能源要全面参与电力市场。《指导意见》是全国电力市场的顶层设计，标志着我国全国统一电力市场建设进入了全新的阶段。加强多层次统一电力市场建设，有助于形成各层级机制有效衔接，充分发挥市场机制在价格形成、价格传导和资源配置上的决定性作用，进一步发挥大电网的互济能力，提升整个电网的资源配置能力。6此后，国家发展改革委、国家能源局先后发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》《南方区域电力市场工作方案》和《南方区域电力市场实施方案》，推动多层次统一电力市场体系加速构建。山西等6个第一批电力现货试点地区开展不间断结算试运行。2022年全年，全国市场化交易电量占比超过60%。12.能耗双控制度进一步完善2022年11月1日，国家发展改革委、国家统计局联合发布《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确原料用能的基本定义和具体范畴，即能源产品不作为燃料、动力使用，而作为生产非能源产品的原料、材料使用。用于生产非能源用途的烯烃、芳烃、炔烃、醇类、合成氨等产品的煤炭、石油、天然气及其制品，属于原料用能范畴；若用作燃料、动力使用，不属于原料用能范畴。《通知》明确提出将原料用能从能源消费总量中扣除，树立节能目标责任评价考核新导向，是完善能耗双控政策的重要举措，对科学有序推动节能降碳工作具有重要意义。11月16日，国家发展改革委、国家统计局和国家能源局联合发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量有关工作的通知》，明确现阶段不纳入能源消费总量的可再生能源，主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源。随着技术进步和发展，其他可准确计量的可再生能源类型将逐步动态纳入。在开展全国和地方能源消费总量考核时，以各地区2020年可再生能源电力消费量为基数，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量在考核时予以扣除。《通知》提出，以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。此外，还将积极推动绿证交易体系建设。新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，将推动新增可再生能源消费量作为促进经济社会高质量发展的重要支撑和保障，有利于为经济社会发展提供充足用能空间，是完善能耗双控政策的重要举措，对推动能源清洁低碳转型、保障高质量发展合理用能需求具有重要意义。13.“放管服”改革进一步深化2022年以来，我国持续深化“放管服”改革，全面实行电力业务资质许可告知承诺制，持续完善许可监管制度体系。5月，国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》，提出完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。同时，7提出精简整合能源项目投资建设审批流程，在确保工程质量前提下，进一步清理规范项目审批全流程涉及的行政许可、技术审查等事项，公开事项办理流程和条件标准等信息，不在法定条件之外增加前置条件。7月，国家能源局发布《关于进一步加强电力业务资质许可监管有关事项的通知》，共计三部分10项具体内容，涵盖资质许可“互联网+”监管五个重点环节，融合信用监管三项具体举措，强化闭环监督两个工作要求，进一步健全了资质许可事前事中事后全链条监管机制。《通知》有利于进一步贯彻落实“放管服”改革精神，不断优化营商环境；有利于进一步提升“互联网+”监管水平；有利于进一步完善资质许可管理工作。数据显示，经过各单位努力，2022年全面完成“获得电力”服务水平主要目标任务，基本实现用电报装“三零”“三省”服务全覆盖，累计为电力用户节省办电投资超过1800亿元。14.能源行业多措并举保供稳价2022年以来国际能源供应形势严峻复杂，能源价格保持高位，对迎峰度冬能源保供稳价带来不利影响。面对这些困难挑战，党中央、国务院及时研判、超前谋划部署一揽子能源保供稳价政策措施，有效应对能源市场波动：一是发挥煤炭的主体能源作用，实行全国煤炭产量日调度的机制和价格、库存的监测机制，发挥好煤电油气运部际协调机制作用。二是支持煤电企业应发尽发，多渠道提升新能源发电出力，用好跨省跨区输电通道加强余缺互济。三是推动油气田安全满负荷生产，保证油气供应，加强对北方资源偏紧地区冬季供暖用能保障。国家发展改革委会同各有关方面认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，全力加强统筹协调，提前做好各项工作，推动能源保供稳价工作取得明显成效。多家央企密集部署能源资源保供稳价，确保社会经济发展和民生用能需求。经过各方共同努力，全国能源供需总体平稳有序，人民群众温暖过冬能够得到有效保障。目前，全国统调电厂存煤超过1.76亿吨，同比明显增加，电力、天然气供应也较为充足。北方港动力煤贸易商现货报价比前期明显下降，国内LNG现货交易价格远低于国际水平。二、能源发展展望1.能源安全保障任务依然艰巨8作为世界最大的能源消费国，如何有效保障国家能源安全、有力保障国家经济社会发展，始终是我国能源发展的首要问题。俄乌冲突以来，国际局势加剧演变，国际能源形势更加复杂多变，对整个能源市场造成了巨大的冲击，能源供需失衡，能源价格飙升。全面建设社会主义现代化国家对能源安全提出了更高要求，只有把能源的饭碗端在自己手里，充分保障国家能源安全，才能把握未来发展主动权，牢牢守住新发展格局的安全底线。一方面，煤电仍是近期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源，需要正确发挥煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节性作用，同时，释放煤炭优质产能，大力提升油气勘探开发力度。另一方面，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，其核心是要在能源安全稳定保供的前提下实现新能源对传统能源的逐步稳步替代。同时推动化石能源和新能源的优化组合利用，提升新能源消费比重，逐步实现传统能源的平稳过渡替代。2.能源绿色低碳转型任务更加紧迫党的二十大报告提出，推动能源清洁低碳高效利用。《“十四五”现代能源体系规划》提出，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。同时，在国际能源供给紧张、价格高位波动，国内油气对外依存度较高的背景下，推动能源绿色低碳转型的战略意义更加突出，能源行业需要以更大决心和举措推进能源低碳转型，为实现“双碳”目标提供有力支撑。在此背景下，能源绿色低碳转型任务将非常艰巨。为此，应高水平发展核、风、光等清洁能源产业，推动水电、核电重大工程建设，推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，因地制宜发展生物质能、地热能等其他可再生能源。同时提升煤炭清洁高效利用水平，把煤电“三改联动”作为推进煤炭清洁高效利用的重要抓手，并推动二氧化碳捕集利用封存技术示范应用。此外，还需加强终端用能的清洁替代。这既包括在供应侧采取风电、太阳能等新能源发电措施，也包括在消费侧采取电能、氢能、太阳能直接利用、地热能直接利用、生物质能直接利用等多种手段。3.能源基础设施建设将进一步加强党的二十大报告提出，构建现代化基础设施体系。中央财经委员会第十一次会议强调，基础设施是经济社会发展的重要支撑，要适应基础设施建设融资需求，9拓宽长期资金筹措渠道，更好集中保障国家重大基础设施建设的资金需求。国家发展改革委印发《“十四五”扩大内需战略实施方案》提出，加强能源基础设施建设。目前我国在加快“十四五”规划的重大项目建成投产，积极拓展有效投资空间，预计“十四五”期间能源重点领域投资较“十三五”增长20%以上，为扩大有效投资、促进经济平稳运行提供强劲动力。加快能源基础设施建设，一方面应加大新型电力基础设施建设力度，推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、西南水电基地以及电力外送通道建设；另一方面应强化能源安全保供基础设施建设，加快提升网间电力互济能力，增强油气供应能力，完善原油和成品油长输管网体系建设，加快天然气管网建设和互联互通。4.创新引领能源发展作用更加凸显我国风电、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。但与世界能源科技强国相比，与引领能源革命的要求相比，我国能源科技创新还存在明显差距，支撑碳达峰、碳中和的能源技术有待突破。比如，关键零部件、专用软件、核心材料等大量依赖国外，能源领域原创性、引领性、颠覆性技术偏少。党的二十大报告提出，以国家战略需求为导向，集聚力量进行原创性引领性科技攻关，坚决打赢关键核心技术攻坚战。随着科技创新在能源绿色低碳转型中的权重不断加大，只有从国家能源安全和经济可持续发展的战略高度重视绿色技术创新和推广，才能在新一轮科技革命中抢占主动权。下一步，要以实现能源强国为目标，集中攻关突破能源领域主要短板技术装备，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。同时，进一步健全适应高质量发展要求的能源科技创新体系，有力支撑引领能源产业高质量发展和能源转型。10第二篇油气增储上产全力推进一、政策与大事1.油气增储上产取得重要进展2022年，面对严峻复杂国际形势，油气行业全力推动油气增储上产，切实保障国内核心油气需求。油气产量超额完成“七年行动计划”阶段性目标，原油产量重回2亿吨，天然气产量超过2170亿立方米、连续6年增产超百亿立方米，产供储销体系弹性韧性进一步提升。2022年，我国油气勘探开发全面进入深层、深水领域。在深层领域，6月，西南油气田双鱼001-H6井钻井深度达9010米，创造国内陆上最深气井纪录；7月，我国最大超深凝析气田在塔里木盆地全面投入开发；8月，“深地一号”顺北油气田再添超深“千吨井”，钻探垂直深度超过8000米的油气井达41口；10月9日，我国最大超深油田—中国石油塔里木油田公司富满油田累计生产油气突破1000万吨大关，其中原油867万吨、天然气16亿立方米，相当于塔里木油田全年油气产量当量的三分之一。在深水领域，5月17日，位于南海东部海域的我国首个深水气田群外输天然气突破500亿立方米；6月25日，我国迄今为止发现的平均水深最深、勘探开发难度最大的海上超深水气田“深海一号”，累计生产天然气突破20亿立方米，累计外输凝析油超过20万立方米；10月，我国南海东部海域深水天然气勘探获重要突破，新发现流花28-2构造，有望带动周边中小气田实现联合开发；11月，渤海亿吨级大油田—垦利6-1油田最大区块7座平台全部完成海上安装，计划年底全面建成并投产。目前，我国已成为全球陆上最大的深层超深层油气勘探生产区，海洋油气已经成为我国油气增储上产的重要增长极。2.油气企业全力做好天然气保供稳价随着我国北方地区陆续进入供暖季，油气企业加大气田增储上产力度，全力备战2022至2023年采暖季天然气保供稳价。上游供气企业尽可能增加冬季高峰期国内天然气产量。中国石油长庆油田五大气田日产天然气产量攀升到1.4亿立方米以上高点运行；西南油气田确保最大日产量达到1.1亿立方米以上；塔里木油田新建产能8.6亿立方米，保障天然气产能释放。自10月进入冬季保供以来，中国石化西南石油局新增产能140万立方米/日，累计产气11亿立方米，日产天然气2600万立方米，创历史新高；截至1111月20日，普光气田生产井口气74.13亿立方米；涪陵页岩气田在供暖季来临之前，新建产能6.71亿立方米，日供气量增加310万立方米。中国海油2022至2023年采暖季保供期间海上天然气日供应量可达到5500万立方米，整体供应量约80亿立方米，同比增长4.4%；陆地天然气总供气量预计超过18亿立方米，同比增长6%。国家管网公司充分发挥调度协调作用，推动已建成储气设施应储尽储，统筹用好储气资源。入冬前，与国家管网相连的各储气库超额完成注气任务，累计注超160亿立方米。入冬以来，储气库注采转换有序推进，截至12月5日，已有与国家管网相连的11座储气库启动采气，日采气进管网气量突破1.4亿立方米，满足北方地区旺盛的天然气增量需求。大港储气库群采气突破2000万立方米/日；刘庄储气库实现应采尽采，持续稳定满足托运商100万立方米/日的采气需求；辽河油田双6储气库采气量达到2500万立方米/日以上，有效应对用气激增。面对全球能源价格持续高位震荡，油气行业及时研判、超前谋划，降低天然气采购成本。中央企业发挥“资源池”优势，国产气和进口管道气、进口LNG长协气等稳价资源占比增大。主要供气企业管道气平均供气价格多在每立方米2~3元，部分尖峰增量气源价格也控制在每立方米4~5元，远低于国际市场价格。3.非常规资源为油气增产提供接续资源2022年6月25日，中国石油华北油田在山西沁水盆地的煤层气田日产气量和日外输商品气量均突破550万立方米，年地面抽采能力超过20亿立方米。至此，沁水煤层气田成为全国最大煤层气田。9月27日，中国海油中联公司在山西吕梁市临兴区块实施的首口深层煤层气水平井“深煤一号”成功投产，最终测试产量达到60000立方米/日。“深煤一号”于1月完成钻井，采用近钻头地质导向技术完钻井深超3200米，水平段长度达1000米，煤层钻遇率达到92%。“深煤一号”的成功投产，为非常规能源行业的发展提供了新思路，对深部煤层气的高质量勘探开发进行了积极探索。数据显示，2022年1-10月全国煤层气累计产量为93.73亿立方米，同比增长8.99%。作为补充天然气供应的区域性气源，煤层气开发利用规模实现快速增长，成为保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应的有效途径。2月，胜利油田投产的丰页1-1HF井峰值日产油262.8吨，刷新国内页岩油单井日产最高纪录。7月，江苏油田在苏北盆地的页岩油探井取得勘探突破，获12日产油超30吨、天然气1500余立方米，标志着苏北盆地高邮、金湖凹陷的11亿吨页岩油资源量被成功激活。同月，位于南海北部湾海域涠西南凹陷的涠页-1井压裂测试成功并获商业油流，这是我国海上首口页岩油探井，据测算，整个北部湾盆地页岩油资源量约12亿吨，展现了良好的勘探前景。数据显示，1-7月，我国页岩油产量170万吨，同比增长14%。8月，中国石化胜利油田济阳陆相断陷盆地页岩油国家级示范区揭牌成立，成为国内首个陆相断陷盆地页岩油国家级示范区。随着常规油气资源的快速消耗，新增资源勘探和开发难度增大，全球油气勘探开发正在由以传统的常规油气为主向常规与非常规油气并重的局面转变。除向海洋等领域大举进军外，加强页岩油、页岩气、煤层气和致密气等非常规油气资源勘探开发已成全球大势所趋。我国非常规油气资源丰富，近年来的勘探开发势头强劲，成为资源接替和稳产增产的重要方向。在“十四五”时期乃至未来更长的时间，非常规油气资源都将为我国油气增产和能源安全保障目标保驾护航。4.油气技术装备攻关屡获重大突破2022年4月8日，我国自主设计建造的首座海上可移动自升式井口平台“海洋石油163”在北部湾海域正式投产。不同于传统的固定式导管架井口平台，“海洋石油163”平台可升降、可移动、可重复利用，能够最大限度提高装备利用率，大幅降低油田开发成本，是开发边际油田的利器。5月11日，我国首套国产化深水水下采油树在海南莺歌海海域完成海底安装，此次500米级水下油气生产系统工程化示范应用项目的实施，标志着我国具备了深水油气开发关键技术成套装备的设计建造和应用能力。10月3日，我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架平台“海基一号”正式投用。这是我国首次在300米级水深海域设计、建造、安装导管架平台，平台高度和重量均刷新我国海上单体石油生产平台纪录，标志我国已掌握深水超大型导管架平台制造安装和应用的成套关键技术。11月18日，我国首套自主研发的浅水水下生产系统在渤海锦州气田成功投产。水下生产系统通常用于深水，而此次浅水水下生产系统投产是我国浅水海域油气开发模式的又一创新，可撬动渤海油田数亿吨难动用储量。5.油气管网互联互通水平持续提升2022年9月16日，中俄东线天然气管道安平至泰安段正式投产。中俄东线天然气管道分北、中、南三段核准建设，北段和中段均已投产运行。安平至泰安13段是中俄东线南段的重要组成部分，项目投产后，我国东部能源通道进一步完善，环渤海地区能源供给能力不断提高。12月7日，中俄东线天然气管道泰安至泰兴段正式投产，自此，我国东部能源通道全面贯通，由北向南的中俄东线天然气管道与由西向东的西气东输管道系统在江苏泰兴正式联通，来自西伯利亚的清洁能源全面供应长三角地区。9月28日，西气东输四线天然气管道工程正式开工，建成后将与西气东输二线、三线联合运行，使西气东输管道系统年输送能力达到千亿立方米，大幅提升我国天然气管网系统的管输能力。11月8日，国家管网集团川气东送管道增压工程（二期）全面完成，川气东送管道年输气能力提高至170亿立方米。近年来，通过互联互通和增输改造工程，川气东送管道推动形成了由上游普光气田、涪陵页岩气田、元坝气田等组成的多渠道供应格局，区域气源调配和川气外输能力持续提升。11月18日，随着沈阳联络压气站压缩机组正式投入运行，我国东北地区最大的天然气枢纽压气站全面建成投运，日增输天然气能力提升至1亿立方米左右。沈阳联络压气站是联通秦沈线、哈沈线、大沈线、中俄东线等天然气长输管道的重要枢纽站场，本次压缩机组的投运将进一步提升东北管网系统调峰调压和灵活调配能力。经过多年发展，我国油气“全国一张网”初步形成，管网规模超过18万千米，比十年前翻了一番，西北、东北、西南和海上四大油气进口战略通道进一步巩固。根据规划，到2025年，全国油气管网规模将达到21万千米左右。6.天然气储备能力建设加快推进地下储气库方面，2022年2月28日，国家管网文23储气库一期项目建设正式完成。文23储气库设计总库容103亿立方米，工作气量40亿立方米，是我国中东部地区库容最大、工作气量最高、调峰能力最强的地下储气库。6月23日，文23储气库二期项目正式开工建设。项目建成后，文23储气库储气能力可整体提升20%，新增库容19.34亿立方米、工作气量7.35亿立方米，实现总注气规模2400万立方米/日、采气规模3900万立方米/日的建设目标。5月23日，随着双台子储气库国产注气系统试运投产成功，中国石油辽河储气库群整体注气能力提升至3000万立方米/日，成为国内注气能力最大的储气库群。6月8日，国内最深的盐穴地下储气库—江汉盐穴天然气储气库王储6井正式投产注气，首日注气14量达19万立方米。6月28日，中国石油长庆油田苏东39-61储气库投用，2024年达容达产后将实现工作气量10.8亿立方米。LNG储罐方面，中国石油唐山LNG接收站、江苏LNG接收站高效运行，2022年以来江苏LNG接收站累计接卸总量超570万吨，创历史同期新高。中国石化天津LNG接收站二期工程储罐建设逐步推进，青岛LNG接收站年底投用“二号泊位”，年接转能力由700万吨增长至1100万吨，助力华北地区去冬今春天然气供应。中国海油盐城“绿能港”、珠海LNG二期正在紧锣密鼓推进中，“绿能港”项目一期工程共建造10座大型LNG储罐，建成后每年将增加LNG接收处理能力600万吨，其中4座22万立方米储罐已于2022年9月26日投入使用。储气设施建设是天然气产业发展到一定程度必不可少的环节。自2018年加快天然气产供储销体系建设以来，我国储气规模快速提升，三年多的时间实现了翻番。目前，我国天然气消费仍处于快速增长阶段，预计到“十四五”末，我国天然气储备能力有望在2021年的基础上再翻一番，天然气协调稳定发展和安全稳定供应水平再上新的台阶。7.油气进口多元化成效明显2022年2月3日，中国石油与俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）签署《中国石油天然气集团有限公司与俄罗斯天然气工业股份公司远东天然气购销协议》，俄气将经由中俄远东线，向中国石油供应高达100亿立方米的管道天然气。这是继2019年12月中俄东线天然气管道投产供气后，双方在管道天然气贸易方面取得的又一重要合作成果。2月4日，中国石油与俄罗斯石油股份公司签署《〈保障中国西部炼厂供油的原油购销合同〉补充协议3》。俄罗斯将继续经哈萨克斯坦向中国供应1亿吨原油，为期10年。上述合作文件的签署，进一步夯实我国东北和西北能源通道。11月21日，中国石化与卡塔尔能源公司签署了为期27年的LNG长期购销协议，卡塔尔能源公司将每年向中国石化供应400万吨LNG。此次协议是中国石化与卡塔尔能源公司签署的第二个LNG长期购销协议，也是卡塔尔北方气田扩能项目的第一个LNG长期购销协议。协议的签署将进一步满足我国日益增长的清洁能源需求。除了中国石化，还有多家中国企业调整LNG采购策略，增加LNG长协资源的签署。如1月，新奥集团与俄罗斯诺瓦泰克公司签署关于北极2号LNG的长15期购销协议，协议期限11年，每年供应量60万吨；浙能集团与诺瓦泰克公司签署关于北极2号LNG的长期购销协议，协议为期15年，年供应量100万吨。7月，中国燃气控股有限公司和广东能源集团先后与美国LNG项目开发商NextDecade公司签署为期20年的LNG购销协议，协议中约定的美方公司LNG年供应量均为100万吨。随着LNG现货价格剧烈波动和供应趋紧预期加剧，国际天然气市场不确定性增强，LNG长协合约的价格优势得以进一步体现。总的来说，LNG长协资源的签署有利于拓宽资源供应渠道，优化资源池结构，保障国内天然气长期稳定供应。8.油气企业稳步推进境外油气项目合作2022年2月14日，中国海油宣布位于圭亚那Stabroek区块的Liza二期提前安全投产，预计2025年该区块总产量将达到80万桶/日。中海油子公司拥有该区块25%的权益。4月30日，由中国石油和中国海油共同参与开发的巴西海域桑托斯盐下盆地里贝拉项目梅罗油田第一生产单元Guanabara号海上浮式生产储油船成功投产，实现产能18万桶/日，约合900万吨/年。中国石油与中国海油在里贝拉油田区块各占10%权益。11月10日，中国石油和巴西国家石油公司合作的位于巴西桑托斯盆地阿拉姆深水勘探区块的首口探井古拉绍-1井测试获得成功。中国石油拥有阿拉姆区块20%的权益。12月1日，中国海油宣布以19.13亿美元收购全球最大深水油田巴西布兹奥斯项目5%的权益，这是中国海油继2019年中标该油田5%的权益后又一次大规模增持，从而以10%的权益比例一跃成为该油田作业者巴西国家石油公司的最大合作伙伴。12月9日，中国石化发布消息称，2022年中国石化最大的海外下游资产之一—延布炼厂逆势创效强劲，1-11月净利润超14亿美元，经营效益创历史最好水平。延布炼厂由中国石化与沙特国家石油公司合资设立，总投资额超过80亿美元，是我国在沙特最大的投资项目，经过多年发展，其生产运行水平已达到世界领先，成为我国石化产业“走出去”的样板项目。2022年以来，面对复杂严峻的外部形势，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，油气勘探开发接连获得突破，夯实了我国海外油气合作可持续发展的资源基础，尤其是巴西深水区块不断取得进展，成为我国海外油气上产的重要增长点，为油气企业做精做强全球海洋深水油气勘探开发业务奠定了基础。169.浙江省网以市场化方式融入国家管网2022年7月12日，国家管网集团与浙江省能源集团举行浙江省天然气管网融入国家管网签约仪式。根据协议约定，双方合资成立国家管网集团浙江省天然气管网有限公司，作为浙江省天然气管网的唯一建设运营主体，按照“统一规划、统一建设、统一运营、统一管理、统一运价”原则，推进浙江省内国家天然气干线和支干线管道建设。目前，浙江省级天然气管网里程已超过2500千米，与沿海LNG接收站相连通，是我国“海气上岸”重要通道之一，在全国天然气管网布局中具有典型性和代表性。“十四五”期间，国家管网集团在浙江地区规划新建省级天然气管道1600千米、LNG接收站1座，同步实施互联互通工程，优化省网布局。预计到2025年，浙江省级天然气管道总里程将超过4000千米。截至2021年底，国家管网集团已与广东、海南、湖北、湖南、福建、甘肃等多个省份签署合作协议建立省级管网公司，天然气“全国一张网”全面铺开。2022年浙江省级天然气管网融入国家管网，标志着“全国一张网”建设又迈出重要一步。10.油气行业加快开展CCUS项目建设2022年1月，中国石化全面建成我国首个百万吨级二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）项目—齐鲁石化—胜利油田CCUS项目，该项目于8月正式注气运行，这是目前国内最大的CCUS全产业链示范基地和标杆工程，对我国推进CCUS规模化发展具有重大示范效应。6月，中国海油联合广东省发展改革委、壳牌和埃克森美孚，签署大亚湾区CCUS集群研究项目谅解备忘录，拟共同建设我国首个1000万吨级海上规模化碳捕集与封存集群。此外，中国石油10家油气田已开展11项CCUS重大开发试验，二氧化碳年注入能力达到56.7万吨，累计埋存二氧化碳超过450万吨。“十四五”期间，中国石油将加快推进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。2022年以来，国有油气企业加快推进CCUS工业应用专项工程建设。我国二氧化碳地质封存的潜力巨大，且具备大规模捕集利用与封存的工程能力。与煤电、钢铁等行业相比，油气行业具有发展CCUS的天然优势，通过二氧化碳驱油手段，可将捕集的二氧化碳有效利用起来，提高油田采收率10%至20%。目前，17油气行业CCUS项目逐步走向规模化发展轨道。11.油气田积极推进绿色低碳转型发展2022年1月，我国首个海上油田群光伏电站—涠洲油田群光伏电站正式投运。到2025年，涠洲油田群将建设成为首个海上零碳供电示范油田，实现“海上风场+光伏+储能+岸电”的全新供电模式。7月，大庆油田星火水面光伏示范工程并网发电。该项目利用两个水面，建设用地40万平方米、装机规模18.73兆瓦，年均发电2750万千瓦时、减排二氧化碳2.2万吨。11月，胜利油田最大的光伏电站建设工程在孤东油区启动，该项目装机规模106兆瓦，是胜利油田首个集中式光伏项目。项目建成后，年发电量1.45亿千瓦时，年节约标准煤1.79万吨，减少碳排放12万吨。同月，吉林油田启动首个风电项目的安装工作。该项目是吉林油田在建15万千瓦自消纳风光电项目的组成部分，共包括18台风电机组，装机总容量为7.8万千瓦，预计年上网电量约26.0434万兆瓦时。12月，冀东油田分布式自发自用光伏发电项目并网发电，投运后每年可节约标准煤1.66万吨，减排二氧化碳4.59万吨，该油田光伏发电项目累计发电量已突破4000万千瓦时。辽河油田正加快推进多个新能源重点项目建设，计划2025年实现常规能耗比2019年降低25%以上，其中新能源能耗占比达10%以上，实现碳埋存能力50万吨/年。在能源领域经历深刻变革的背景下，实现绿色低碳转型成为油气行业发展的共识。油气企业正稳步推动转型发展，提升新能源业务应用的规模及技术水平，坚持在保护中开发、在开发中保护，加快推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系。同时，油气领域对于新能源的开发利用不仅限于单一能源类型，而是将新能源业务并入主业，实现多种能源形式的协同发展。二、问题与展望1.未来国产油气资源增产难度继续增加近年来，我国老油田常规油气开发步入中后期，深层、深水、非常规领域的油气资源在能源格局中的地位愈发重要。深层、深水、非常规领域的油气资源拥有巨大的发展潜力，但是工程技术难度大，地质赋存规律与开发生产规律科学认知程度低，所需技术装备尚在发展，是成本高企、投资巨大的领域。高度重视发展新理论、新技术、新装备的持续研发，形成新一代适应深层、深水、非常规油气勘探开发的理论、技术、装备与施工作业队伍能力，是实现高18效低成本开发的关键。要把科技创新摆在发展全局中的核心地位，大力实施创新驱动战略，才能让科技创新成为推动石油天然气工业高质量发展的强劲动能。以科技创新与工程技术装备的发展，支撑我国油气勘探开发的长期发展。具体到深层、深水、非常规领域油气勘探开发，一方面，应加强卡脖子装备和技术的基础研究，加强基础理论、实验模拟方法、工程设计软件等方面的科研攻关。另一方面，应大力提升工程装备和技术自主创新能力，加快推进核心零部件及高端材料的自主研发。此外，还应推动装备、设备及油气田数字化、智能化发展。深层、深水、非常规领域油气勘探开发具有高投入、高风险的特征，只有加快推进数字转型，大幅度提高作业效率，才能降低开发成本，高质量推进边际油气资源开发。2.2023年我国油气进口价格面临上涨风险受乌克兰危机持续发酵的影响，全球油气供应格局中短期将持续偏紧，国际油气价格大概率仍将维持高位。我国原油、天然气外采比例较高，势必会受到影响，面临一定涨价压力。为保障油气持续稳定供应，要进一步深化油气产供储销体系建设，提升油气供应的质量和安全保障能力。大力提升勘探开发力度，推动国内油气增储上产，夯实国内资源保供的基础。健全油气储运和调峰应急体系，加快管网和储气设施建设，完善管网运行调度机制，增强高峰调节能力，提高资源配置运行效率。加快构建多元稳定的进口供应体系，加强统筹协调，推进设施能力建设，保障进口安全稳定。统筹国产油气和进口油气，探索建立国内、国外两个市场联动的灵活调节新机制，有效应对国际市场变化和能源价格波动。19第三篇煤炭兜底保障持续发力一、政策与大事1.煤炭保供政策持续发力2022年以来，国务院常务会议多次谈及煤炭，明确要发挥煤炭的主体能源作用，立足我国国情，应对外部挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目建设。面对严峻复杂的国际能源形势和较大的国内能源保供压力，能源主管部门优化煤炭生产、项目建设等核准政策，落实地方稳产保供责任，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。3月，国家发展改革委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上。主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，数据显示，2022年前三季度，全国规模以上企业煤炭产量33.2亿吨，同比增长11.2%，晋陕蒙新煤炭产量占全国的80.9%，对产量增长的贡献率达90.5%，充分发挥了产煤大省的作用。据全国能源工作会议披露，2022年核准煤矿项目22处、建设规模8000万吨/年，全国新增煤炭产能超3亿吨/年，总产量约44.5亿吨、同比增长8%。2.电煤中长期合同履约监管力度加大为保证中长期合同有效落实，国家发展改革委召开会议安排部署电煤中长期合同换签补签工作，要求中长期合同严格执行“欠一补三”条款，严格落实三个100%，即合同签约率100%、履约率100%、价格政策执行100%。针对电力企业采购电煤热值、硫分等煤质指标下降情况，国家发展改革委印发《关于强化中长期合同管理确保电煤质量稳定的通知》，要求中长期合同明确到厂电煤基准发热量范围、硫分等质量标准，鼓励实行电煤质量“分质分级”管理，有效引导市场主体按照约定进行履约，保障电煤质量稳定在合理水平。同时国家发展改革委多次对各地和中央企业2022年煤炭中长期合同签订履约情况开展专项核查。要求各地和有关企业要对照签订履约政策要求进行自查梳理，不符合要求的抓紧整改。9月以来，全国统调电厂存煤保持在1.7亿吨以上，电煤供应形势持续向好，有效保障了发电供热用煤需求。10月底，国家发展改革委印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，对2023年电煤长协合同价格、数量提出了明确要求，2023年电煤中长期合同签订工作正式启动。12月，国家发展改革委、国家能源局发布关于做好2023年电20力中长期合同签订履约工作的通知，提到坚持电力中长期合同高比例签约。稳定的长协价格对保障煤电企业基本用煤需求、稳定电价具有重要意义。随着政策的不断完善，煤炭中长期合同的履约力度将进一步强化，长协煤保供的“压舱石”和“稳定器”作用将得以充分发挥。3.煤炭市场价格形成机制进一步完善2022年上半年，国家发展改革委先后出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》。前者明确了秦皇岛港下水煤（5500大卡）中长期交易价格每吨570~770元（含税），并对晋陕蒙相应煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间进行了限定；后者明确了国产动力煤领域经营者哄抬价格行为及监管红线，为煤炭企业提供了清晰的行为指引。随后国家发展改革委连发价格调控监管政策系列解读，从限制中长期合同价格、各环节煤炭价格，到禁止捆绑销售现货涨价、严禁不合理提高流通费用，再到动力煤品种热值基准的界定，并督促各地发展改革委严格督查限价执行情况。在后续政策落实中，市场监管总局向主产地派遣调查组，落实能源保供稳价工作。一年来，能源主管部门通过完善煤炭产供储销体系、强化市场预期管理等措施，引导煤炭价格在合理区间运行，通过稳煤价来稳电价，进而稳定整体用能成本，切实实现了以煤炭为“锚”做好能源保供稳价工作。4.煤矿安全专项整治三年行动收官煤炭保供要以安全生产为前提，安全生产要为煤炭保供保驾护航。2022年是安全生产专项整治三年行动收官之年。国家矿山安监局印发《关于深化煤矿安全专项整治三年行动推进治本攻坚的通知》，对煤矿安全专项整治三年行动开展过程中出现的问题、2021年安全生产大排查发现的问题以及近年来煤矿事故暴露出的问题进行重点治理。党的二十大报告把安全生产纳入国家安全的高度进行部署，深刻体现了党中央对安全生产工作的高度重视。10月28日，国家矿山安全监察局召开学习贯彻党的二十大精神暨矿山安全防范视频会，提出要以党的二十大精神为指引，结合实际抓好四季度及今后矿山安全重点工作，有效防范化解重大安全风险，坚决遏制重特大事故，为全面建设社会主义现代化国家创造安全稳定环境。5.铁路部门全力保障煤炭运输2022年，我国铁路部门全力保障煤炭运输，大力组织西煤东运、北煤南运，21优化调整运输方案，全力保通保畅。特别是在大秦线受疫情影响的情况下，迅速研究调整大秦线运输组织方案，并充分发挥全国铁路集中统一调度指挥优势，举全路之力，从铁路沈阳、济南、郑州、西安局集团有限公司选调重载机车乘务员、调配大功率电力机车驰援大秦线。1-10月，国家铁路货物发送量累计32.49亿吨，同比增加1.8亿吨、增长6%。截至10月底，国家铁路2022年累计发运煤炭17.4亿吨，同比增长9.8%，其中发运电煤12.2亿吨，同比增长15.5%。6.煤炭价格高位运行，煤炭行业景气提升2022年煤炭价格高位维稳。1-10月中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）综合价5500大卡规格品均价883.4元/吨，市场交易价5500大卡规格品均价1256.2元/吨。10月28日CECI沿海指数市场交易价5500大卡规格品报收于1603元/吨，创年内高点。而进入11月后，因非电用煤需求疲软，煤炭市场价格快速回落。2022年以来，能源主管部门通过加快煤炭产能释放、长协合同对电煤全覆盖、合理价格区间限定、加强核查等多种方式稳定煤炭价格，取得了相当成效。但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少，区域性和时段性供需结构不平衡仍然存在。煤炭市场价格虽未再现2021年10月的行情，但也一直维持高位运行。得益于煤炭价格坚挺，煤炭行业景气持续提升，盈利能力创新高。2022年1-10月，煤炭开采和洗选业实现营业务收入33203.6亿元，同比增长28.8%；实现利润总额8858.2亿元，同比增长62.0%。7.煤炭清洁高效利用金融支持力度加大2022年5月，经国务院批准，人民银行、国家发展改革委和国家能源局联合印发通知，明确支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度增加1000亿元，专门用于“同煤炭开发使用和增强煤炭储备能力相关领域”，具体支持领域有两种：一是煤炭安全生产和储备领域。包括现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目；二是煤电企业电煤保供领域。此次增加1000亿元额度后，2022年支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元，有助于进一步释放煤炭先进产能，保障能源安全稳定供应，支持经济运行在合理区间。2022年前三季度，开发银行持续加大对清洁能源、能源保供、煤炭清洁高效利用等能源重点领域的支持力度，发放能源贷款4069亿元，同比增长26%。政22策性开发性金融工具较快落地，有效解决了重大基建项目资本金到位难问题，撬动商业银行配套贷款，发挥基建投资在关键时间节点的逆周期调节作用。二、问题与展望1.优化煤炭产能布局，建立健全煤炭储备体系立足国情，煤炭仍将作为我国主体能源，在能源供给中起到安全兜底作用。《“十四五”现代能源体系规划》提出，当前能源安全新旧风险交织，“十四五”时期是我国能源低碳转型的重要窗口期，我国能源安全保障将步入构建现代能源体系的新阶段。在“十四五”期间，我国将优化煤炭产能布局，建设煤炭供应保障基地，完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，增强煤炭跨区域供应保障能力。并以发展先进产能为重点，布局一批大型现代化煤矿，持续优化煤炭生产结构。同时推动煤炭和新能源优化组合，提升绿色发展能力。2.扎实围绕“双碳”目标，构建煤炭产业新格局在“双碳”目标下，煤炭必然要经历由目前主体能源、兜底保障向支撑性能源、应急调峰与储备能源方向发展，逐渐为新能源发展腾出空间。在此背景下，煤炭行业将在保障供应的同时，控制消费总量，并不断创新机制，科学确定大型煤炭基地开发节奏，建设一批安全高效智能化煤矿；建立煤炭弹性产能和煤矿弹性生产机制，研究建立全国煤炭安全稳定供应保障调控机制；统筹推进“双碳”目标与能源结构调整、研究建立煤炭产业转型发展长效机制；在科技引领下实现煤炭清洁利用固碳循环，充分发挥我国现代煤化工技术与产业化发展领先优势。3.统筹做好煤炭清洁高效利用在“双碳”背景下，煤炭利用的清洁化和低碳化，对我国发挥煤炭资源优势、保障能源安全、保护生态环境具有重要战略意义。煤炭本质上是高碳能源，实现低碳化利用需要依靠科技进步，着力推进煤炭安全、高效、绿色、智能化开采，清洁、高效、低碳、集约化利用。从利用环节来看，应推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用、开展煤电机组供热改造，以及加快实施煤电机组灵活性制造和改造。对于冶金焦化、水泥建材和散煤燃烧等高耗煤领域，应加大政策支持力度。同时鼓励开展煤炭清洁高效利用基础理论与关键技术攻关，推动煤炭清洁高效利用示范工程建设，促进煤炭消费转型升级。随着煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等现代煤化工技术快速发展，煤炭作为工业原料属性越来越突出。在水资源有保障、生态环境可承受的地区，开展煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用、煤制23化学品等通用技术装备升级示范，支持在主要产煤地区建设大型煤化工产业园区，进一步拓宽煤炭利用方向、途径和范围。4.加快煤矿智能化建设，助推能源高质量发展煤矿智能化建设代表着煤炭先进生产力的发展方向，是行业迈向更高质量发展的必由之路。加快推进煤矿智能化建设，对提升煤炭安全保障水平、促进煤炭工业高质量发展具有重要意义。目前煤矿智能化建设按规划目标扎实推进，技术装备加快研发应用，但还存在着矿井类型多样、地质条件复杂致使建设难度大，核心技术装备研发应用与智能化建设需求不够匹配，建设标准和协议接口尚不统一，智能化建设人才亟待引进和培养等问题。针对当前存在的问题，应发挥智能化发展协调机制作用，有针对性采取措施加以解决：一是科学优化建设方案，算好投入产出账，实事求是、因矿施策分类推进智能化建设；二是遴选一批技术先进、经济适用、可靠性强的技术装备，适时搭建技术成果研发应用平台，支持鼓励突破关键核心技术，为技术装备发展创造良好环境；三是进一步完善政策和标准体系，增强建设标准系统性、兼容性，逐步统一接口和协议标准，推动不同类别技术设备间的协同与互通。四是共建煤矿智能化示范性实习实践基地，建立健全职业发展通道机制，培育一批煤矿智能化复合型人才，优化煤矿智能化人才发展体系，加快煤矿智能化人才培养。五是总结煤矿智能化建设新典型、新模式和新机制，加强煤矿智能化发展相关政策的宣传和解读，加大宣传推广工作力度，营造煤矿智能化发展的良好氛围。5.防范化解煤矿采掘接续紧张带来的安全风险煤炭生产刚性强，长期满负荷甚至超负荷生产，极易造成采掘比失调以及其他一系列安全隐患。国家矿山安全监察局组织开展煤矿采掘接续专项监察，发现受煤炭市场持续偏紧等因素影响，煤矿企业生产欲望普遍强烈，赶进度、拼产量、重回采、轻开拓，人为造成采掘接续紧张，一旦出现采掘失调，极有可能酿成重大安全生产事故，同时也可能导致煤炭产量“断崖式”下降，对安全保供产生巨大影响。国家矿山安全监察局将采取针对性措施，扎实开展矿山安全生产大检查、逐矿落实安全管控措施、严惩违法违规行为、大力推广应用智能化、快速掘进等先进技术手段，有效缓解煤矿采掘接续紧张状况。各地相关部门及煤矿企业也要结合自身情况，量身定制防范举措，系统治理采掘接续紧张。24第四篇煤电节能减排持续推进一、政策与大事1.迎峰度夏期间煤电发挥顶梁柱作用2022年入夏以来，全国出现大范围高温天气，不少地区加速复工达产，多个省份用电负荷创历史新高，用能需求明显回升。中国电力企业联合会曾在《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中指出，迎峰度夏期间，全国电力供需总体紧平衡、局部有缺口、供应有保障。预计全国最高用电负荷将超过12.5亿千瓦，在持续大范围高温情况下，可能达到13亿千瓦左右。华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。据国家能源局统计，2022年夏季高峰时段，全国最高负荷同比增长6.4%，创历史新高。由于燃料供应情况较好，迎峰度夏期间一次能源得到保障，煤电机组发挥了顶梁柱作用，煤电非计划停运和出力受阻占比降至历史低位。随着支撑性电源投产和出力情况改善，迎峰度夏顶峰能力较2021年同期提升1.5亿千瓦。2.煤电机组清洁高效灵活性水平进一步提升2022年8月29日，国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅、国家市场监督管理总局办公厅发布《关于进一步提升煤电能效和灵活性标准的通知》，在现有基础上进一步提升煤电能效和灵活性标准，以标准支撑和规范煤电机组清洁高效灵活性水平提升。“十三五”以来，我国90%以上的煤电机组达到与天然气发电相当的排放水平，已建成全球最大的清洁煤电供应体系。截至2021年底，我国实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。在碳达峰碳中和战略目标背景下，我国全面实施煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，在2021年完成2.4亿千瓦基础上，2022年将继续实施2.2亿千瓦，为实现“十四五”累计改造6亿千瓦的目标奠定基础。“三个一批”标准制修订，并依托“三改联动”组织开展先进适用标准示范，不仅可发挥标准在煤电“三改联动”过程中的引领、支撑和规范作用，也可通过节能降碳的改造实施对标准进行验证。3.煤电行业持续淘汰落后产能2021年10月，国家发展改革委、国家能源局联合出台《全国煤电机组改造升级实施方案》，明确提出加快淘汰煤电落后产能。按照国家能源局《关于下达252021年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》，2021年底至2022年初，部分省份陆续公示了本省煤电行业淘汰落后产能的情况。安徽、江苏、河北、吉林四省共淘汰了171.1万千瓦。2022年以来，各地和各中央发电企业中持续梳理符合淘汰关停条件和服役期满的煤电机组，提出淘汰落后产能计划。截至2022年上半年，我国已累计淘汰关停煤电落后产能超1亿千瓦。4.对煤电企业金融支持力度不断加大2022年11月30日，国家发展改革委表示，全面进入供暖期以来，全国统调电厂电煤供应量保持高位，下一步将有序释放煤炭先进产能，加大对煤电企业金融支持力度。为更好地分析研判2023年我国能源保供形势，国家发展改革委运行局近期还与人民银行有关司局认真研究贯彻落实国务院2022年冬季保暖保供工作电视电话会议要求，加大对煤电企业金融支持力度，采取有力举措纾解企业实际困难。国家发展改革委表示，将充分利用煤炭清洁高效利用专项再贷款货币政策工具，为煤电企业购买电煤保供提供低成本流动资金贷款支持，提升煤电企业顶峰发电能力，全力保障去冬今春能源电力供应安全。5.电力装备绿色低碳创新发展持续加快2022年9月，工业和信息化部、财政部、商务部、国务院国资委、市场监管总局联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，要求加快构建支撑能源清洁生产和能源绿色消费的装备供给体系，推动电力装备高质量发展，助力碳达峰目标顺利实现。提出通过5~8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。《行动计划》重点围绕火电装备、水电装备、核电装备、风电装备、太阳能装备、氢能装备等电力装备10个领域，提出装备体系绿色升级、电力装备技术创新提升等6项行动。我国电力碳排放在国家总排放中占比近50%，推动电力行业绿色转型是实现碳达峰碳中和目标的重中之重。电力能源供给将由主要依靠传统煤电逐渐转变为更多依靠风电、光伏等低碳排放的新能源发电，能源生产将从主要依靠资源转变为更多依靠装备，电力装备成为落实“双碳”目标、实现能源强国建设目标的重要基础和支撑。在此背景下，《行动计划》聚焦解决电力装备发展中的难点、重点、26特点问题。注重可操作性，围绕供给结构改善，电网输配保障效率提升等目标，部署了重点任务和措施。在发展方向上，既加快传统煤电装备改造升级，又大力发展新能源装备。注重创新驱动，瞄准电力装备创新发展方向，建立健全产业创新体系，构建龙头企业为引领、大中小企业融通发展的创新生态；注重示范引领，开展智能制造、工业互联网试点示范，加快推进网络化智能化转型发展。6.全国首个百万千瓦煤电机组节能减排升级与改造示范项目建成投产2022年4月26日，国家能源集团福建罗源湾项目2号机组正式投入商业运营。至此，罗源湾项目一期工程两台超超临界百万千瓦火电机组全面建成投产。作为国家能源局批复的全国首个百万千瓦煤电机组节能减排升级与改造示范项目和福建省重点建设项目，2个机组集国际国内20余项先进技术于一体，机组性能领先，运行优势突出，是国内清洁绿色、高效低碳、灵活安全、智能智慧煤电机组的典型代表。7.全国首个煤电碳捕集与矿化利用项目开工2022年3月，全国首个煤电二氧化碳捕集与矿化利用全流程耦合示范项目—浙能兰溪二氧化碳捕集与矿化利用集成示范项目正式开工。项目设计规模为每年可捕集二氧化碳1.5万吨，相当于1.5万亩森林每年吸收二氧化碳的总量。捕集的二氧化碳一方面用于矿化养护制加气砌块，另一方面因地制宜用于二氧化碳资源化利用。且捕集过程中只需为部分吸收剂加温，大幅减少所需的燃料，实现吸收剂再生能耗低于2.4吉焦/吨，达到国际先进水平。8.国内最大煤电CCUS示范工程进入主体施工阶段2022年11月，国家能源集团江苏公司50万吨/年二氧化碳捕集与资源化能源化利用技术研究及示范项目顺利完成塔器底座吊装，这标志着国内最大煤电CCUS示范工程进入主体施工阶段。该项目通过优化大型碳捕集系统与电厂热力系统耦合，可彻底解决大型火力发电厂的碳减排问题。项目建成后实现二氧化碳捕集率大于90%，年捕集量50万吨，每吨捕集电耗小于90千瓦时，每吨捕集能耗小于2.4吉焦，整体性能指标达到国际领先水平。9.首台国产F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运2022年11月25日，国内首台自主研制F级50兆瓦重型燃气轮机在东方汽轮机的燃机总装车间内正式完工发运，即将进入工程应用阶段，标志着我国在重型燃气轮机领域完成了从“0”到“1”的突破。相较于同功率的火力发电机组，东方27电气F级50兆瓦重型燃气轮机一年可减少碳排放超过50万吨，联合循环一小时发电量超过7万千瓦时，可以满足7000个家庭1天的用电需求，将积极助推“双碳”目标实现。二、问题与展望1.充分发挥煤电“压舱石”作用2022年以来，我国经济稳定恢复性增长，全社会用电需求较快增长，局部电力供应出现偏紧情况。特别是进入夏季，罕见热浪席卷国内南方多省市，四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江等地遭受连续多日的高温，用电需求持续走高，电力高峰供需矛盾凸显，同时，由于来水偏枯，水电出力不足，导致电力保供持续面临较大压力。当前，煤电仍是我国最主要的电源，以不足50%的装机占比，生产了全国约60%的电量，满足了超70%的高峰负荷需求。为保障我国民生用能和经济社会用能发展需求，煤电将进一步发挥“压舱石”的作用。首先，要保障电煤供应。在煤源落实、铁路运力等方面做好协调，确保中长期合同能够严格执行。提前制定电力用煤保供方案，做好电煤储备。其次，要增加电力稳定供应。加强机组运行维护，保障发电机组有效出力。增加清洁电力供应，促进水电、核电、风电、光伏发电等清洁低碳能源发电多发满发。再次，要充分发挥电网优化资源配置的作用。在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，推动新能源发电项目应并尽并、能并早并。发挥好火电、储能、多能互补等调节作用，促进新能源可再生能源发电量增长及消纳。此外，还需继续在需求侧管理方面发力。2.持续推进煤电行业低碳高效发展我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。为积极稳妥推进碳达峰碳中和，需聚焦煤电清洁高效发展，持续抓好节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”。结合行业需要抓紧修订一批能效标准，推动煤电能效水平不断提升，推进煤电机组供热改造，优化已投产热电联产机组运行。新建项目方面，根据发展需要合理建设先进煤电，优先采用大容量、高参数、低能耗、调节能力好的发电机组。对于存量煤电机组，一方面进行结构优化，按照延寿运行、淘汰关停、“关而不拆”转应急备用等方式，统筹行业发展和电力供应，分类处置、逐步有序淘汰煤电落后产能。另一方面，持续推进煤电“三改联动”。重点推动供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤28电机组节能降碳改造、大型风电光伏基地配套煤电灵活性改造、“三北”地区和工业园区供热改造，提升煤电机组清洁高效水平和促进新能源大规模发展。此外，煤电企业不仅承担保供压力，还承担转型和改造任务。我国有近4亿千瓦煤耗明显偏高的亚临界煤电机组需要进一步提升能效。为完成《“十四五”现代能源体系规划》提出的优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力和累计超过2亿千瓦煤电机组灵活性改造的目标要求，发电企业在资金方面承压，需要对煤电价格成本疏导给予政策支撑。29第五篇清洁能源产业蓬勃发展一、政策与大事1.《“十四五”可再生能源发展规划》发布2022年6月1日，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合发布《“十四五”可再生能源发展规划》。《规划》提出，要大规模开发并高效利用可再生能源，加快培育新模式新业态。《规划》明确，到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右；可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平；太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。《规划》首次采取九部门联合印发形式，体现出可再生能源利用要实现“既大规模开发、也高水平消纳、更保障电力稳定可靠供应”，必须倚赖于能源、财政、自然资源、生态环境、住建、农业农村等主管部门之间的协同机制。2.关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》发布2022年5月，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，锚定到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。《实施方案》围绕新能源发展的难点、堵点问题，在创新开发利用模式、构建新型电力系统、深化“放管服”改革、支持引导产业健康发展、保障合理空间需求、充分发挥生态环境保护效益、完善财政金融政策七个方面完善政策措施，重点解决新能源“立”的问题，更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用，为我国如期实现碳达峰碳中和奠定坚实的新能源发展基础。此外，《实施方案》还从利用好各类专项基金和创新丰富绿色金融方面，提出支持新能源发展的财政金融举措。3.大型风电、光伏基地规划建设获得力推2022年，我国加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光基地建设，相关支持政策文件陆续印发。1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区30为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。2月10日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出，推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设。2月18日，国家发展改革委、工业和信息化部等十一个部门联合印发的《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》提出，组织实施光伏产业创新发展专项行动，实施好沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地建设，鼓励中东部地区发展分布式光伏，推进广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电发展，带动太阳能电池、风电装备产业链投资。5月31日，国务院发布的《扎实稳住经济的一揽子政策措施》提出，抓紧推动实施一批能源项目。加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，近期抓紧启动第二批项目，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草用水，按程序核准和开工建设基地项目、煤电项目和特高压输电通道。此外，2022年全国两会《政府工作报告》也提到，推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。根据2023年全国能源工作会议披露的数据，第一批大型风电光伏基地9705万千瓦已全部开工，第二批、第三批基地项目陆续推进，2022年全年风电光伏发电新增装机预计1.2亿千瓦以上。4.分布式光伏开发提速，创新“光伏+”模式2022年6月29日，工信部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、国资委、市场监管总局六部门联合发布的《工业能效提升行动计划》提出，支持具备条件的工业企业、工业园区建设工业绿色微电网，加快分布式光伏、分散式风电、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行，推进多能高效互补利用。鼓励通过电力市场购买绿色电力，就近大规模高比例利用可再生能源。推动智能光伏创新升级和行业特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。为加快推进屋顶分布式光伏发展，国家能源局于2021年6月下发了《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》。同年9月14日，国家能源局正式印发《公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，31全国共有676个整县（市、区），被列为屋顶分布式光伏开发试点。目前，已有浙江、江苏、海南、山东、河北、江西等多地正式下发了整县（市、区）屋顶分布式光伏的相关政策。据11月发布的《2022中国分布式光伏行业发展白皮书》，在“双碳”目标引领下，2022年我国分布式光伏市场更加强劲发展。2022年1-9月，我国分布式光伏新增装机35.3吉瓦，与2021年同期相比增长115%。从发展模式上来看，“整县推进”对2022年国内分布式光伏市场影响深远，促使更多的企业、资金进入分布式光伏领域。从市场主体上看，越来越多的央企、国企成立能源投资公司，利用已有资源、资金优势，大举进入全国分布式光伏市场。5.海上风电平价时代全国首个核准项目并网发电2022年10月29日，由山东能源集团投资开发建设的渤中海上风电A场址项目首批机组顺利实现并网，发出了海上风电平价时代全国首个核准项目第一度绿电，同时也是山东省平价海上风电首度绿电。该项目位于距离山东省东营港20千米的渤海中部近海海域，总投资66.85亿元，装机容量501兆瓦，安装60台单机容量8.35兆瓦风电机组，每年可提供绿色电量16.98亿千瓦时，等效节约标准煤51.9万吨、减排二氧化碳125.77万吨。12月30日，随着渤中B场址最后一台风电机组并网发电，渤中A、B两个场址900兆瓦海上风电场实现全容量并网发电，成为我国“十四五”重点建设五大海上风电基地最大规模全容量并网发电项目。渤中A、B两个场址项目海上风电创造了在同一年度规划、核准、开工、全容量并网发电，在国内尚属首次，创出了海上风电开发建设史上又一纪录。6.大型水电站机组建设取得重大进展2022年，我国两河口水电站、白鹤滩水电站、苏洼龙水电站均全面投产发电。3月18日，雅砻江两河口水电站最后一台机组完成72小时试运行，正式投入商业运行。至此，两河口水电站6台机组全部投产发电，年发电量110亿千瓦时。这是我国第一高土石坝水电站，也是我国海拔最高的百万千瓦级水电站。11月30日，金沙江上游苏洼龙水电站最后一台机组于正式投产发电，至此，苏洼龙水电站4台机组共120万千瓦全部投产，金沙江上游清洁能源基地建设取32得重大标志性进展。苏洼龙水电站年均发电量约55亿千瓦时，每年可节约标准煤180万吨，减少二氧化碳排放430万吨。12月20日，装机规模全球第二大的水电站—白鹤滩水电站最后一台机组顺利完成72小时试运行，正式投产发电。至此，白鹤滩水电站16台百万千瓦水轮发电机组全部投产发电，标志着我国在长江之上全面建成世界最大清洁能源走廊。白鹤滩水电站是实施“西电东送”的国家重大工程，电站总装机容量1600万千瓦，仅次于三峡工程，全面建成投产后，年均发电量624.43亿千瓦时，每年可节约标准煤消耗约1968万吨，相当于少建近7座年产400万吨的大型煤矿，可减少二氧化碳排放约5160万吨。7.全球最大水光互补电站开工建设2022年7月8日，全球最大的水光互补电站—雅砻江柯拉光伏电站正式开工建设，这也是全球“水光互补”项目规模首次被提升到百万千瓦级，成为世界清洁可再生能源大规模集中开发的新样板。电站装机规模100万千瓦，总投资53亿元，光伏组件达200多万块。柯拉光伏电站通过一条500千伏输电线路，接入2022年3月全部并网发电的两河口水电站，实现水光互补。据介绍，2023年电站全部投产发电后，每年可提供20亿千瓦时的清洁电能，相当于节约标准煤超60万吨，可减少二氧化碳排放超160万吨。对实现“双碳”目标，助力构建“绿色低碳安全高效”的现代能源体系具有示范引领作用。8.核电建设取得积极进展2022年，我国核电建设屡传捷报。3月25日，中核集团福清核电6号机组正式具备商运条件，至此，中核集团华龙一号示范工程全面建成投运。同时，中核集团积极推动海外华龙一号项目落地。当地时间4月18日，华龙一号全球第四台、海外第二台机组—巴基斯坦卡拉奇K3机组通过临时验收。华龙一号海外首个工程两台机组在巴基斯坦全面建成投产。6月23日，辽宁红沿河核电站一期和二期工程共6台机组全面投产。辽宁红沿河核电站于2007年8月开工建设，总装机容量超过671万千瓦，是东北地区首座核电站，也是我国目前在运装机容量最大的核电站。12月9日，国家科技重大专项—华能石岛湾高温气冷堆示范工程1、2号反应堆达到初始满功率，实现了“两堆带一机”模式下的稳定运行。该工程是全球首座球床模块式高温气冷堆，也是我国具有自主知识产权的第四代核电项目。339.核电审批重启后迎首个核准高峰年2022年以来，我国已经核准多个核电项目。4月，国务院常务会议核准了浙江三门二期、山东海阳二期、陆丰三个核电项目，共6台核电机组；9月，福建漳州二期、广东廉江一期两个核电项目，共4台核电机组获得核准。全年全国核准开工核电机组10台，核准节奏有所加快，释放了我国核电产业有望加速发展的积极信号。此前，我国核准核电数目最多的一年是2008年，共涉及14台核电机组。但自2011年日本福岛核事故发生后，安全高效发展成为我国核电领域发展的关键词。兼具稳定性和清洁性的核电，已然成为我国能源结构转型中的重要角色。《“十四五”现代能源体系规划》提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦。业内预计，2025年核电装机容量将有望带动超3000亿元的市场空间。10.开展新能源领域增量混合所有制改革2022年4月1日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好新能源领域增量混合所有制改革重点推进项目工作的通知》，旨在发挥国有企业、民营企业在新能源领域的各自优势，鼓励以合作新设市场主体等增量混合所有制方式推进一批混合所有制改革重点项目。重点推进项目选择主要包括三个方面：一是有关省（区、市）发展改革委、能源局重点推荐地方国企和民企已开展或拟开展的增量混改项目；二是有关中央发电企业重点推荐集团下属企业与民企已开展或拟开展的增量混改项目，并与地方政府做好沟通；三是国家电网、南方电网可在新能源接网消纳等领域，推荐与民企已开展或拟开展的增量混改项目。《通知》在一定程度上，为新能源企业下一步的混改提供了一个方向，可以使得新能源产业发展参与主体的数量大大增加。事实上，2022年以来，大部分的央企国企正全面发动各级省分公司、二级公司参与新能源的开发建设。在此前广西公布的2021年保障性并网光伏项目名单中，仅国家电投就有包括国家电投贵州金元、国家电投海南新能源、国家电投江西中业兴达以及五凌电力、中电国际等多家二级公司参与其中。二、问题与展望1.清洁能源发展任重道远34“十四五”可再生能源发展将呈现新特征：一是大规模发展，在跨越式发展基础上，进一步加快提高发电装机占比；二是高比例发展，由能源电力消费增量补充转为增量主体，在能源电力消费中的占比快速提升；三是市场化发展，由补贴支撑发展转为平价低价发展，由政策驱动发展转为市场驱动发展；四是高质量发展，既大规模开发，也高水平消纳，更保障电力稳定可靠供应。我国可再生能源将进一步引领能源生产和消费革命的主流方向，发挥能源绿色低碳转型的主导作用，为实现碳达峰、碳中和目标提供主力支撑。与此同时，可再生能源发展离不开各部门的大力支持。“十四五”可再生能源高质量跃升发展，任务艰巨，对资源详查、用地用海、气象服务、生态环境、财政金融等方面提出了新的更高要求，亟待完善可再生能源发展相关的土地、财政、金融等支持政策，强化政策协同保障。2.可再生能源欠补问题有望迎来“活水”我国风电、光伏产业快速发展，可再生能源装机规模持续扩大。自2021年起，新核准的陆上风电项目和光伏项目全面实现平价上网，国家不再补贴；自2022年起，新核准海上风电项目国家不再补贴，风电光伏国家补贴总需求基本收口。随着时间日积月累，可再生能源补贴缺口不断扩大，补贴发放问题，已经成为阻碍可再生能源产业高质量发展的陈年顽疾。根据中国可再生能源学会风能专委会粗略测算，综合各项因素，截至2021年底，拖欠补贴累计约4000亿元。2022年以来，可再生能源补贴问题屡次出现在国家相关部门的政策文件中，可再生能源补贴拖欠问题，有望迎来解决转机。7月公布的《国家电网有限公司关于2022年年度预算第一次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》显示，财政部共预计拨付公司可再生能源电价附加补助资金年度预算约339亿元。其中，风力发电约105亿元、太阳能发电约260亿元、生物质能发电约33.5亿元。8月，电网公司牵头设立两大结算公司，以期解开补贴拖欠的“死结”。随着补贴下发，可再生能源欠补迎来“活水”，相关“风光”公司应收账款压力将缓解。未来，随着补贴资金缺口问题逐步解决，可再生能源发电企业的经营状况将得到改善，现金流压力得到缓解，企业长线投资的能力增强，行业发展形成良性循环。3.分布式光伏发展前景广阔，但仍需破解阶段性难题35“十四五”期间，“整县推进”和“大基地”将很大程度决定光伏开发规模与竞争格局，无数企业将围绕这两大关键词展开激烈竞逐。“双碳”背景下，光伏发展前景广阔。2021年6月20日，国家能源局下发文件，正式启动分布式整县推进工作；同年9月14日，国家能源局正式确定676个整县推进的试点名单。一年有余，“整县分布式”的资源争夺日趋白热化。整县推进政策与乡村振兴、共同富裕等大政方针紧密关联。央企、国企、民企等各路企业的竞争与合作仍在继续。但是，整县推进带来分布式的整体爆发，并不仅仅是前景光明，在产业各方大力推动分布式光伏发展进入快车道的同时，产业仍面临诸多的困难、挑战甚至隐患。如何平衡政府统筹与市场经济之间的博弈仍是难题，政府、用户、投资商、安装商、设备商、运维商、融资商以及数百万从业者的权益平衡，依然是政策落地的最大难点。为此，国家能源局提出五不原则：自愿不强制、试点不审批、到位不越位、竞争不垄断、工作不暂停。随着相关完善政策的落实及监管措施落地，分布式光伏有望破解阶段性难题，步入高质量发展新阶段。36第六篇电网规划建设加快推进一、政策与大事1.电网投资稳步增长为落实稳经济政策要求，2022年，两大电网公司均加大了电网投资力度。6月2日，国家电网公司发布全力服务扎实稳住经济的八项举措，其中包括加大电网投入，发挥投资拉动作用。2022年电网投资5000亿元以上，预计带动社会投资超过1万亿元。这是国家电网公司年度电网投资计划首次突破5000亿元，达历史最高水平，同比增长8.84%。南方电网公司围绕确保安全生产、电力可靠供应、新能源配套送出和消纳等领域，计划新安排100亿元电网固定资产投资。2022年南方电网固定资产计划投资达1250亿元，超出往年两成。以此计算，2022年两大电网公司的投资额超过6200亿元，达到6250亿元。电网投资一直是稳增长的重要方式，是逆周期调节的重要环节，既能拉动上下游产业链企业，满足日益增长的电力需求，又为跨区跨省电力交易提供保证。电网工程技术含量高、产业链长、带动力强、市场前景广阔，涉及材料供应、设备制造、电力设计、物流运输等领域，加大电网投资不仅可以有效服务“六稳”、增强信心，也有利于促进经济长期健康可持续发展。有评论称，6000亿元的电网年投资规模，预计可带来1.2万亿元的GDP增量。2.白鹤滩—江苏特高压工程竣工投产2022年7月1日，白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流工程竣工投产，为我国再添一条“西电东送”能源保供大动脉。该工程起于四川省凉山州布拖县，止于江苏省苏州常熟市，全长2080千米，工程额定电压±800千伏、额定输送容量800万千瓦，总投资307亿元。每年输送清洁电能超300亿千瓦时，将有效缓解华东地区中长期电力供需矛盾，还将推动华东地区每年减少发电用煤1400万吨，减排二氧化碳2500万吨、二氧化硫25万吨、氮氧化物22万吨。白鹤滩—江苏工程是全球首个混合级联特高压直流工程，在世界上首次研发“常规直流+柔性直流”的混合级联特高压直流输电技术，集成特高压直流输电大容量、远距离、低损耗，以及柔性直流输电控制灵活、系统支撑能力强的优势，示范引领意义重大。3.闽粤电力联网工程竣工投产2022年9月30日，由国家电网和南方电网共同投资建设的国家“十四五”发37展规划重点电力项目—闽粤联网工程正式投运，福建广东两省电网首次实现互联互通。闽粤联网工程于2021年4月开工，总投资32亿元，在福建新建1座直流背靠背换流站，通过两回500千伏交流线路分别与福建电网和广东电网连接，输送容量200万千瓦，线路全长303千米。该工程是继三峡—广东±500千伏高压直流工程之后，国家电网与南方电网的第二条互联通道。4.白鹤滩—浙江特高压工程竣工投产2022年12月30日，白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程竣工投产，标志着白鹤滩水电站电力外送通道工程全部竣工投产。白鹤滩—浙江特高压工程是我国“西电东送”重点工程。该工程西起四川布拖、东至浙江杭州，途经四川、重庆、湖北、安徽、浙江5省市，全长2121千米，总投资299亿元。白鹤滩—浙江特高压工程是“十四五”期间国家重点工程，也是促进国家能源结构调整和节能减排、服务碳达峰碳中和目标的重大清洁能源项目，每年可向华东输电超600亿千瓦时，替代燃煤2700万吨，减少二氧化碳排放4900万吨。5.《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》发布2022年11月28日，国家能源局综合司发布的《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》提出，各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。《通知》还要求加大配套接网工程建设，与风电、光伏发电项目建设做好充分衔接，力争同步建成投运。2022年以来，国内新能源发电持续快速增长并保持较高利用水平，第四季度新能源投产并网较为集中。保证新能源发电项目及时并网，既有利于增加清洁电力供应，发挥新能源在“迎峰度冬”期间的保供作用，也有利于促进能源清洁低碳转型，助力实现碳达峰碳中和目标。6.《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见（征求意见稿）》发布2022年10月9日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见（征求意见稿）》。征求意见稿提出了农村电网建设的主要目标，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，农村电力保障水平得到全面巩固提升，全38国农村供电可靠率达到99.87%，综合电压合格率不低于99%，各地结合实际差异化制定本区域发展目标；农村地区分布式可再生能源装机规模显著提升，消纳率保持在合理水平；电能替代持续推进，农村地区电能占终端能源消费比重逐步提升。“十三五”期间，新一轮农村电网改造升级工程顺利完成，为打赢脱贫攻坚战提供了坚强电力保障。为深入贯彻落实能源安全新战略和乡村振兴战略，“十四五”期间国家组织实施农村电网巩固提升工程。此次公布的征求意见稿提出，在合理供电范围内有序推动内蒙古、四川、云南、西藏、甘肃、青海、新疆等省份公共电网延伸覆盖。因地制宜建设改造可再生能源微电网，通过合理配置储能、柴油发电机等，有效提升边远地区电力普遍服务水平。做好农村充电基础设施配套电网建设，服务电动汽车下乡，推动农村绿色交通出行。统筹实施农村电网巩固提升和农村“煤改电”，推动农村地区清洁取暖。7.华中特高压“日”字型交流环网不断完善2022年3月24日，福州—厦门、驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程开工。福州—厦门工程新建长泰站，扩建榕城、集美站，新增变电容量600万千伏安，建设双回1000千伏输电线路238千米；驻马店—武汉工程新建双回1000千伏输电线路287千米。两项工程总投资109亿元，计划于2023年建成投运。其中，驻马店—武汉工程是华中“日”字形特高压交流电网重要组成部分，工程建成后将显著优化电网结构，提高现有输电通道利用效率，扩大西北风光、西南水电等清洁能源在华中地区消纳规模。9月26日，南阳—荆门—长沙1000千伏特高压线路湖北段实现全线贯通，工程投运后将提升鄂渝、鄂湘断面省间断面交换能力，实现风光水火多能互补运行。12月28日，荆门—武汉1000千伏特高压线路工程投产送电，工程投运后可大幅提升湖北电网“西电东送”能力和湖北消纳三峡电力能力。这两项工程分别是华中“日”字型特高压交流环网的左边一竖和中间一横，“日”字型结构建成后湖北消纳三峡电力能力可达1100万千瓦，同时会有更多来自西部的绿色电能通过这些电力高速公路到达湖北。10月25日，武汉－南昌1000千伏特高压交流线路工程（鄂6标）正式进入基础施工阶段。武汉－南昌特高压工程是华中“日”字型特高压交流环网的重要组成部分，为双回路架设，全长456.6千米，新建杆塔965基，预计总投资82.939亿元，计划2023年底实现全线贯通。工程建成后，华中地区将形成“日”字形特高压主网架，有效支撑大规模绿色清洁能源的接入消纳，实现西北风电光伏与西南水电互济，为江西乃至华中地区经济高质量跨越式绿色发展提供更可靠的电力支撑。8.粤港澳大湾区电网运行水平不断提升2022年5月25日，世界首个异同步背靠背工程—粤港澳大湾区直流背靠背电网工程正式投产。该电网工程达到国际领先水平，在国际上首次针对电网复杂结构进行了合理分区、柔性互联，大幅提高了粤港澳大湾区电网的安全稳定水平。粤港澳大湾区是华南电力负荷最为集中的区域—珠三角地区负荷占广东全省负荷的77%。为解决用电问题，广东正规模化开发海上风电，推动项目集中连片开发利用，打造粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地，支撑可再生能源快速发展。而连接不同区域电网的柔性直流背靠背工程，将为广东电网安全稳定运行提供重要支撑。11月25日，粤港澳大湾区重点能源工程—粤澳联网220千伏第三通道正式投产，内地对澳门输电能力提升三成。第三通道自2018年2月开工建设，总投资约11亿元人民币，由珠海220千伏烟墩变电站、澳门220千伏北安变电站及两站之间长约10.3千米的电缆线路组成，工程投产后，内地对澳门电力供应保障能力进一步提高，输电通道抵御风险的能力显著增强，即使在极端天气下，粤澳联网任何一条输电通道发生故障退出运行，粤澳联网依然能够安全稳定运行。工程可满足澳门“十四五”期间用电需求，促进澳门电力供应更加安全可靠、绿色高效，助力澳门实现碳达峰碳中和目标。9.南方电网与周边国家电力贸易量超过655亿千瓦时2004年110千伏中国河口—越南老街输电线路投运，拉开了南方电网与周边国家电网互联互通的序幕。至2022年8月，南方电网通过多回110千伏及以上线路与越南、老挝、缅甸电网互联互通，累计贸易电量超过655亿千瓦时。2022年3月，南方电网与老挝国家电力公司正式签署115千伏中老联网项目购售电协议，协定汛期将老挝富余水电送至中国消纳，枯期由中国对老挝北部地区进行补充供电，实现两国电力互补。6月20日，老挝电网通过115千伏老挝东盟—那磨线与中国云南西双版纳地区电网联网运行，老挝成功向中国送电，中老双向电力贸易正式开启。18年来，南方电网实现与周边国家电力贸易从单向送电发展40为双向进出口电力贸易。仅2022年1-8月，南方电网累计从缅甸和老挝进口清洁水电12.1亿千瓦时，同比增长21.8%，有效形成南方区域与澜湄区域电力余缺互济、优势互补新格局。10.电网企业积极推进绿色低碳转型顺应能源绿色低碳发展大势，电网企业不断实践，并积极成为低碳转型的倡导引领者。当地时间2022年11月9日，在埃及沙姆沙伊赫，《国家电网绿色低碳发展报告》在第二十七届联合国气候变化大会“减污降碳协同推进绿电发展合作应对全球气候变化”中国角上发布，向国际社会展示了国家电网应对全球气候变化的成效与贡献。南方电网公司也在加快推动能源清洁低碳转型。2022年11月11日，与国家电投广东公司、广东能源集团签订绿色电力交易购电意向协议，协议每年交易电量超6000万千瓦时，相当于每年减少标准煤消耗超1.8万吨，减少二氧化碳排放超5万吨。此外，南方电网推动、服务用电客户使用绿电。数据显示，2022年1-10月，南方区域累计成交绿电超过32亿千瓦时，较2021年同期增长200%。下一步南方电网将加强与各能源企业合作，稳步扩大公司系统绿电消费范围。二、问题与展望1.特高压工程有望迎来新一轮建设高峰在碳达峰碳中和背景下，加强网架建设，尤其是特高压建设，可有效解决我国高比例可再生能源并网、跨省跨区大范围调配的难题。交直流特高压输电工程作为构建新型电力系统的重要措施，将成为“十四五”电网重点投资方向。根据《“十四五”现代能源体系规划》，“十四五”期间，我国将完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架；推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。据统计，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余千米，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元，较“十三五”特高压投资2800亿元大幅增长35.7%。“十四五”期间，南方电网规划1条特高压直流通道。我国特高压工程有望迎来新一轮建设高峰。“十四五”特高压建设提速，产业链上下游都将受益。特高压产业链涉及的环节较多，既能拉动包括高压电气开关设备、换流阀、线缆、变压设备等硬件的41需求；又能带动智能化终端、智能芯片等需求。新型电力系统是我国电力系统未来发展的大方向，而特高压作为解决资源禀赋约束的重要一环，未来发展可期。2.新型电力系统建设不断向前推进构建新型电力系统，是着眼加强生态文明建设、保障国家能源安全、实现可持续发展作出的一项重大决策部署，对我国能源电力转型发展、实现“双碳”目标具有重要意义。电网是构建新型电力系统的关键环节。无论是国家电网还是南方电网，都在积极探索和实践推进新型电力系统建设。国家电网公司发布《新型电力系统数字技术支撑体系白皮书》，还确定了新型电力系统科技攻关十大重点项目，内容覆盖煤电与新能源发电协调优化调度、提升电力系统应急保供能力等关键核心技术领域。为加快推进新型电力系统建设，南方电网公司制定了《南方电网公司新型电力系统工作计划（2022）》，包括九大任务55个年度目标任务。科技创新是推动能源电力转型发展的重要引擎，目前来看，新型电力系统建设部分技术仍处于技术攻关阶段或产业化前期，未来还需电网企业广泛凝聚行业共识，集聚优势科研力量，联合攻克关键共性技术难题，统筹联动推进新型电力系统构建。同时，由于构建新型电力系统是一个长期系统性工程，投资需求涉及领域多、覆盖面广、时间跨度长，需要充分发挥资本市场作用，赋能新型电力系统建设。3.电网数字化智能化水平将不断提高电网企业适应能源业态持续数字化，加强电网数字化智能化建设。国家电网始终把数字化作为推进电网转型升级、实现高质量发展的重要抓手，制定实施数字化转型发展战略纲要，编制“十四五”数字化规划，完成新型电力系统数字技术支撑体系框架设计，全面推动电网向能源互联网升级。根据《南方电网公司“十四五”数字化规划》，“十四五”期间，南方电网数字化规划总投资估算资金超260亿元，将进一步把数字技术作为核心生产力，数据作为关键生产要素，按照“巩固、完善、提升、发展”的总体策略推进数字化转型及数字电网建设可持续发展，推动电网向安全、可靠、绿色、高效、智能转型升级。随着能源市场全面拥抱数字化转型，电力系统将从模拟架构向全新的数字化电力系统标准演进。在新基础设施建设与“双碳”经济的双重驱动下，坚强智能电网与能源物联网正在不断推进，电网的数字化智能化水平将不断提高。42第七篇储能氢能产业快速发展一、政策与大事1.《“十四五”新型储能发展实施方案》发布为加快推动新型储能高质量规模化发展，2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。《方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展。《方案》聚焦六大方向，明确了“十四五”期间的重点任务：一是注重系统性谋划储能技术创新；二是强化示范引领带动产业发展；三是以规模化发展支撑新型电力系统建设；四是强调以体制机制促进市场化发展；五是着力健全新型储能管理体系；六是推进国际合作提升竞争优势。相较于2021年印发的《加快推动新型储能发展的指导意见》，《方案》进一步明确了新型储能发展目标和细化重点任务，提升规划落实的可操作性，旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局。2.氢能产业发展中长期规划出台为促进氢能产业规范有序高质量发展，2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。《规划》提出了氢能产业发展基本原则和氢能产业发展各阶段目标，明确到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10万~20万吨/年，实现二氧化碳减排100万~200万吨/年。到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。《规划》统筹谋划、整体布局氢能全产业链发展，是碳达峰、碳中和“1+N”政策体系中的“N”之一，既是能源绿色低碳转型的重要抓手，也为碳达峰碳中和目标实现提供了有力支撑。433.电化学储能电站安全管理标准规范进一步健全2022年4月，《电化学储能电站应急演练规程》《电化学储能电站危险源辨识技术导则》《电化学储能电站生产安全应急预案编制导则》三项国家标准征求意见。文件适用于锂离子电池、钠离子电池、铅酸/铅碳电池、液流电池、燃料电池等类型的电化学储能电站，包括电化学储能电站生产安全应急预案编制工作程序和综合应急预案、专项应急预案与现场处置方案编制的技术、电化学储能电站生产安全事故应急演练的计划、准备、实施、评估总结和持续改进等内容和要求。4月26日，国家能源局综合司印发《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》，要求从高度重视电化学储能电站安全管理、加强电化学储能电站规划设计安全管理、做好电化学储能电站设备选型、严格电化学储能电站施工验收、严格电化学储能电站并网验收、加强电化学储能电站运行维护安全管理、提升电化学储能电站应急消防处置能力等七个方面进一步加强电化学储能电站安全管理。11月18日，工信部编制的《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》国家标准征求意见。文件适用于电能存储系统用锂蓄电池和电池组，并规定了应用于最大直流电压不超过1500V的电能存储系统用锂蓄电池和电池组的安全要求，以及试验方法。4.新型储能参与市场相关机制不断完善2022年5月24日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。《通知》提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务等。《通知》进一步明确了新型储能市场定位，完善了相关市场机制、价格机制和运行机制，推动新型储能在源、网、荷各端的潜力加速释放，有利于提升新型储能利用水平。5.抽水蓄能电站项目加速推进2022年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设。通知指出，“十四五”是落实《抽水蓄能中长期发44展规划（2021—2035年）》、加快推进抽水蓄能高质量发展的关键时期。做好“十四五”抽水蓄能项目开发建设工作意义重大。通知强调，要加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。截至11月15日，2022年我国已核准抽水蓄能电站32个，装机规模合计4329.8万千瓦，总投资额约2913亿元。加上2021年，“十四五”以来我国已核准抽水蓄能电站43个，装机规模合计5709.8万千瓦，项目投资额合计约3813亿元。据不完全统计，2022年全国新开工抽水蓄能项目共计25个，项目投资额超1943.6亿元，总装机规模3080万千瓦。同时，有15个在建项目获新进展，11个抽水蓄能项目实现投产发电。新开工项目主要分布在华东、华中和华北地区。其中，浙江省最多，2022年新开工5个项目。山西省和湖北省紧随其后，分别有4个和3个抽水蓄能项目新开工。6.多个新型储能示范项目建成投产2022年5月24日，220千伏储南线和储湾线顺利送电，大连液流电池储能调峰电站成功接入大连电网，标志着大连电网首个“黑启动”电源投入使用。大连液流电池储能调峰电站是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，总建设规模为200兆瓦/800兆瓦时。5月26日，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，这标志着世界首个非补燃压缩空气储能电站正式投入商运。该项目是我国压缩空气储能领域首个商业电站项目，一期储能、发电装机均为60兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期建设规模1000兆瓦。项目的投运，能有力支撑当地电网的调峰需求，促进电力系统安全平稳运行，缓解峰谷差造成的电力供应紧张局面。8月25日，全球首个“二氧化碳+飞轮储能”示范项目在四川省德阳市建成，标志着我国这一储能技术迈开了工程化应用的步伐。该项目储能规模10兆瓦/20兆瓦时，能在2小时内存满2万千瓦时电。9月30日，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口顺利并网发电。该示范项目总规模为100兆瓦/400兆瓦时，核心装备自主化率100%，每年可发电1.32亿千瓦时以上，能够在用电高峰为约5万户用户提供电力保障，每年可节约标准煤4.2万吨，减少二氧化碳排放10.9万吨，是目前世界45单机规模最大、效率最高的新型压缩空气储能电站。7.我国首个主营抽水蓄能上市公司亮相市场2022年9月28日，南方电网储能股份有限公司在上海证券交易所重组更名上市。南网储能公司由原文山电力公司实施重大资产重组成立，主要从事抽水蓄能和新型储能业务，是我国首个主营抽水蓄能的上市公司，标志着南方电网抽水蓄能和电网侧独立储能业务实现整体上市。南网储能目前运营管理7座抽水蓄能电站、4座电化学独立储能站、2座调峰水电站，正建设4座抽水蓄能电站和3座电化学储能站，同步推进10余座抽水蓄能、电化学储能站点的前期开发工作。其中，抽水蓄能在运总装机容量为1028万千瓦，约占全国抽水蓄能总装机容量的四分之一。南网储能公司重组上市符合电力行业发展方向，将充分借助资本市场力量，推动竞争性辅助服务市场加快建设，在能源产业链、价值链中更好发挥引领作用，为构建新型电力系统提供重要支撑。值得一提的是，目前，两大电网都在积极布局储能，发展电网侧储能。11月22日，河北丰宁抽水蓄能电站4号机组投产发电。这是国家电网2022年投产的第12台抽蓄机组，标志着该公司已全面实现年初定下的12台机组365万千瓦装机容量的年度投产计划目标。8.储能领域高层次人才加快培养2022年8月10日，教育部办公厅、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于实施储能技术国家急需高层次人才培养专项的通知》提出，加快培养一批支撑储能领域核心技术突破和产业发展的高层次紧缺人才，为提升国家储能领域自主创新能力和战略核心科技作出更大贡献。《通知》明确，选取清华大学等10家研究生培养单位和中国石油天然气股份有限公司等18家企业作为储能技术国家急需高层次人才培养专项实施单位，并公布了储能基础材料与工艺等12个培养方向，将围绕国家需求，充分发挥产学研协同育人优势，为我国储能领域核心技术突破培养和储备一批创新能力强的复合型科技人才，推动形成储能领域高层次创新人才辈出的新格局。9.氢能利用实现多项突破2022年4月30日，由国家能源集团国华投资蒙西公司建设的重载铁路加氢站科研示范项目顺利完工，标志着我国首个重载铁路加氢科研示范站正式建成，46具备加氢条件。该项目位于内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内新朔铁路海勒斯壕南站，该站将为国内首台大功率氢能源动力调车机车和国内首台以“氢燃料电池+锂电动力电池”为动力的“零排放”接触网作业车提供氢能供应。5月25日，浙江宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，该示范工程是国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目。项目投运后，每日可满足慈溪滨海经济开发区10辆氢能燃料电池大巴加氢和50辆纯电动汽车直流快充需求。7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢—储氢—氢能发电的全链条技术贯通。该项目是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，额定装机容量1兆瓦，年制氢可达70余万标立方、氢发电73万千瓦时，对于推动氢能研究应用、服务新型电力系统建设具有重要的示范引领作用。所制氢气可在氢燃料电池车、氢能炼钢、绿氢化工等领域广泛应用，氢能发电可用于区域电网调峰需求。8月19日，全国首座“氨现场制氢加氢一体站”示范项目启动仪式在福建省福州市长乐区举行，这也是“氨制氢加氢”这一国际领先技术首次走出实验室，投入商业应用。此项目的实践与突破，可显著降低氢气的储运成本、用氢成本并提高安全性，同时解决加氢站储氢用氢面临的瓶颈问题，对交通领域燃料电池汽车的商业化推广提供了一条重要的技术途径。此外，因其整套制氢装置具有占地面积较小、运输方便等特点，为今后“以油育氢、以氢增油”的油氢合建模式提供了一条重要路径。9月19日，全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投入运行，将有力助推我国煤炭清洁高效转化。煤制氢装置采用了自主研发的大型化变压吸附专利技术，以煤炭为原料，每年产氢总能力达35万吨。作为煤炭资源高效清洁利用的重要手段，该技术对我国能源安全、社会经济发展和生态环境改善意义重大。该项目攻克了大型煤制氢装置在工艺技术、设计制造等方面难题，实现了对国外技术的替代和超越，不仅搭建了由煤炭向石油化工产品转化的桥梁，还有效实现了资源回收、污染治理和碳减排。11月16日，广东石化石油焦制氢联合装置顺利产出合格氢气，标志着全国首套100%石油焦制氢联合装置投产运行取得圆满成功。该装置年产氢气将达1647亿标准立方米，年产燃料气将达31亿标准立方米。二、问题与展望1.抽水蓄能投资主体多元化趋势明显抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式。我国抽水蓄能电站已建、在建规模均居世界首位，但是相比市场需求，建设数量还远达不到要求。在诸多利好因素下，一大批建设条件优越的抽水蓄能项目将陆续开工建设，建设规模将跃升至亿千瓦级，投资规模也将达到万亿级甚至更高。过去，我国超八成的抽水蓄能电站是“网建网用”模式，投资主体主要为国家电网和南方电网，项目收益采取内部核算制。随着2021年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来了盈利拐点。在政策支持下，越来越多企业正参与到抽水蓄能电站开发建设中来。2.多种新型储能技术齐头并进新型储能不同技术路线各有优势，互为补充。响应速度方面，锂离子电池、液流电池储能响应速度快，达到毫秒级，能更好地满足电网调频需求。转换效率方面，锂离子电池、重力储能等转换效率较高，达到80%~90%。储能时长方面，从现有项目来看，压缩空气储能存储时间最长，达到4~8小时，液流电池和重力储能存储时间为4小时左右，锂离子电池储能仅为2小时左右。寿命方面，压缩空气和重力储能寿命能达到30年以上，液流电池储能寿命为15~20年，锂离子电池储能寿命仅8~12年。安全性方面，液流电池、压缩空气和重力储能等安全性较高。从实际应用来看，锂离子电池储能技术成熟较早且建设周期较短，装机已占新型储能总装机的近九成，但受制于其储能时长和安全性能，难以满足“新能源+储能”模式对长时储能的需求。其他新型储能技术在储能时长、安全性等方面表现较优，能够对锂离子电池储能技术形成有效补充。随着液流电池、压缩空气储能等一系列重大示范项目落地，其发展确定性逐渐显现，新型储能将呈现多元化发展趋势。3.氢能供需两端将发生结构性调整从供给来看，我国已是世界上最大制氢国，氢气年产量约3300万吨。其中，煤和天然气制氢占比约78%，是成本较低且技术成熟的制氢方式，但存在碳排放量高、气体杂质多的缺点，在“双碳”背景下增长空间受限，现有产能亟待清洁替48代。工业副产氢约占21%，主要利用氯碱化工和炼焦等行业的尾气提纯制氢，具有一定成本优势。目前我国可再生能源电解水制氢行业刚刚起步，受制于技术经济性，整体占比不到1%，但其脱碳性能决定了未来将成为氢能产业发展主体。从终端消费来看，我国氢气主要应用于工业领域，如石油炼制、石化产品生产、化肥制造、新型合成燃料工业等，其中耗氢量最大的是合成氨，其次是合成甲醇。目前氢能在交通领域的消费占比仍较低，年用量不到2万吨。自国家正式将“氢能与燃料电池”作为能源科技战略创新方向以来，氢燃料电池汽车领域逐渐成为氢能产业应用的热点领域，“十四五”期间，各地规划氢燃料电池电堆的总产能已高达3000兆瓦，规划的燃料电池汽车总产能超过10万辆。同样逐渐火热的还有建筑领域，基于氢燃料电池的固定式UPS电源以及冷热电联供能源系统正在加速发展。除此之外，因为氢具有长周期储能特性，对可再生能源规模化利用具有重要意义，氢能将在新型电力系统中起到重要作用。4.产业政策和标准持续完善助推氢能产业蓬勃发展我国正在积极制定氢能的产业标准和支持政策。目前，我国已经发布氢能各环节相关国家标准80余项，行业标准约40项，全力推动氢能产业规范发展。支持政策方面，内蒙古自治区已将氢能作为能源品种管理，拓宽了氢能应用范围，部分地区还对氢能产业示范应用和产业化推广提供资金支持，并制定奖惩机制，降低氢能项目投资成本的同时，有力地保障了项目的可持续发展。在地方政策和推广补贴的支持下，长三角、珠三角、京津冀等地区已初步呈现出氢能产业的集群效应，而以内蒙古、宁夏等地为代表的西北部地区，充分利用风光资源禀赋优势，已具备布局风电、光伏电解水制氢的产业基础，一批氢能示范项目正在逐步落地投产。“十四五”时期，在一系列政策支持下，氢能产业将迎来重大发展契机，能源、交通、工业等领域都将加快推进氢能示范应用和技术创新，助推各个行业通过氢能实现加速的降碳脱碳和转型升级。同时，协同风光等新能源大规模开发利用，我国将逐步构建起蓬勃发展、清洁低碳的氢能产业。49第八篇国际能源市场剧烈动荡一、国际能源大事1.乌克兰危机严重冲击全球能源市场进入2022年，世界油气市场依旧处于供需紧平衡状态，能源价格延续着此前的上涨趋势。年初以来不断升温的乌克兰局势导致原本就处在供需紧平衡中的能源市场供给再度趋紧。俄乌冲突爆发后，欧美主要国家对俄罗斯实施多轮制裁，包括停止从俄罗斯进口能源相关产品、禁止向俄罗斯出口能源开采设备与技术支持、撤出在俄罗斯能源行业的相关投资、中止已签署的相关协议，甚至禁止为运输俄罗斯石油的船只提供保险承保等。俄罗斯随即采取反制，全球能源供应链进一步收紧，能源市场剧烈震荡。国际能源署近期发布2022年《世界能源展望》报告提出，全球正在经历一场前所未有的能源危机。石油、天然气、煤炭等化石燃料价格均在2022年创下了历史新高。天然气现货价格创下了历史新高，折合原油价格可达到250美元/桶；原油市场也波动不断，价格最高突破了100美元/桶；煤炭价格同样创下了历史新高。燃料价格的高企导致居民、工商业等能源消费方承担着越来越高的用能支出，尤其是天然气价格的激增，直接导致各国用能成本快速增加。同时，能源转型所需的稀有材料、关键矿产也出现供不应求。俄乌冲突爆发之后，全球大宗商品价格开启上涨通道，其中与电动汽车关系最为密切的是金属镍的价格波动。由冲突引发的断供担忧，再加上期货市场上出现的逼空行情，使得镍价已经突破了每吨10万美元的大关。镍价的暴涨，带动铝、铅、锌等金属价格集体拉升。在疫情冲击全球大宗商品的产能和供应链的大背景下，地缘冲突升级对供应链中断和原材料价格上涨造成更大不确定性，电动汽车、新能源等产业所需的多种材料价格出现波动。值得注意的是，大宗商品的供应情况会在某种程度上影响全球的通胀预期，特别是原油等能源大宗商品价格攀升不仅推高通胀预期，更加剧全球经济下行的压力。国际能源署指出，过去数十年里，全球经历了多轮能源供应中断导致的危机，2022年全球经历的能源危机更是规模空前，较往年影响范围更广，影响因素也更加复杂。此轮能源危机可能导致全球范围内超过7500万人用不起电，这也将是该机构有数据记录以来无电人口规模首次出现上涨的一年。面对高昂的用能成50本和能源供应缺口，全球多国政府都已经出台了为居民提供用能补贴等各种应对政策。统计显示，截至2022年10月，全球各国政府承诺缓解用能压力提供的资金规模已经超过了5000亿美元。目前，各国政府出台的政策措施让能源系统进入了历史性的节点，乌克兰危机影响正在对能源市场造成深远影响。2.国际原油市场供需博弈持续美欧全面封锁俄罗斯石油。2022年3月，加拿大、美国、英国等国相继宣布将停止进口俄罗斯石油和相应石油产品。5月30日，欧盟27个成员国达成共识，将从12月5日起全面禁止通过海运进口俄罗斯原油，通过管道进口的原油暂时被豁免，然而后者仅占欧盟从俄罗斯进口原油10%的份额。欧盟以及美国、日本、加拿大和英国都希望大幅削减俄罗斯的石油收入，但由于担心全面禁令将导致全球油价飙升，于是，以美国为首的七国集团9月提议对俄罗斯原油价格设定上限，希望借此减少俄罗斯石油出口的收入，同时避免在欧盟实施对俄罗斯石油的禁令之后出现全球油价飙升。12月2日，七国集团和澳大利亚宣布对俄海运出口原油设置每桶60美元的价格上限。同一天，欧盟各成员国也达成协议，对俄海运出口原油设置每桶60美元的价格上限，附带调节机制，使价格上限比市场价低5%。欧盟方面随后通过书面程序批准了该协议。这一限价措施将取代2022年5月欧盟达成的对俄出口原油禁运措施，并于12月5日正式生效。“欧佩克+”原油供应整体偏紧。2022年10月初“欧佩克+”部长会议提出，自11月起，在2022年8月产油配额基础上将原油总产量下调200万桶/日。12月初，“欧佩克+”部长级会议决定维持减产200万桶/日的政策不变，并将减产期限延续至2023年底。虽然会议没有加大减产力度，但目前确定的减产量，已相当于全球日均石油需求的2%。产油国中，沙特对油价诉求强烈，也将在该减产计划中承担绝大部分的实际减产任务。安哥拉、尼日利亚等中小产油国上游开发受限，原油产能不足，本身产量难以正常释放。其余国家中，利比亚国内局势不稳，受到罢工以及军事行动的影响，原油产量难以维持正常水平；委内瑞拉长期受到制裁，上游资本投资不足，增产空间同样有限；伊朗核谈判始终没有实质性进展，原油供应回归市场也遥遥无期。沙特等国表示，“欧佩克+”需要时间衡量和判断全球经济的进一步动向，如有需要随时可能调整减产力度。俄罗斯原油出口整体下降。在欧盟对俄罗斯原油出口制裁期限来临前，立陶宛、波兰、法国和德国等欧洲国家已经完全停止进口俄罗斯石油。外媒报道显示，51俄罗斯已经失去了其在欧盟北部国家90%以上的石油市场份额。从2022年前三季度的情况来看，预计俄罗斯将继续加大向亚洲石油出口力度，但是并非所有待出口的俄罗斯石油都能找到新的买家，考虑到船运以及保险等因素，俄罗斯石油总出口量可能出现一定下降，但具体下降幅度仍待观察。国际能源署预计，因原油价格上限等制裁措施的实施，2023年一季度俄罗斯原油产量将减少200万桶/日。到2030年，欧洲客户的流失将导致俄罗斯的石油净出口量下降四分之一，到2050年下降40%。多国大规模释放战略石油储备。3月底，美国宣布，未来六个月将从美国战略石油储备中累计释放1.8亿桶石油，并称这是美国史上最大规模的石油储备释放。4月1日，国际能源署成员国达成协议，向市场释放总量达到1.2亿桶的石油储备，这是国际能源署2022年第二次、历史上第五次对外释放油储。其中美国将释放6000万桶，作为其3月底宣布的1.8亿桶石油储备释放计划的一部分。也就是说，在此之后的约6个月左右的时间内，全球释放油储总量将达到2.4亿桶，为有史以来最多的一次。10月，美国宣布将在12月从国家战略石油储备中再释放1500万桶入市，以抑制能源价格上涨，并将此前的释储计划延长至2022年12月。综合来看，“欧佩克+”减产立场坚定，且减产将贯穿2023年全年；西方对俄罗斯原油实行的价格上限等措施将对全球石油市场造成打击，导致石油市场的进一步失衡和分裂；俄罗斯方面积极调整出口方向，且不排除主动减产的可能性，美国等国释放战略石油储备可暂时缓解供应压力，但不能解决市场结构性失衡问题。全球原油供应较为脆弱，不确定因素众多，各方博弈将导致市场波动进一步加大。3.全球天然气市场深度调整欧盟力争摆脱俄罗斯天然气依赖。2022年3月，欧盟委员会发布《欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动方案》（REPowerEU），力求在2022年底前减少三分之二的俄罗斯天然气进口，在2030年前摆脱对俄罗斯的能源进口依赖。此后，欧洲一直在为俄罗斯天然气的退出做准备，主要包括天然气进口多元化、加强天然气储备、减少天然气消费等。3月，欧盟与美国签署协议，根据协议美国2022年年底前将向欧盟追加供应150亿立方米LNG，到2030年将保证每年向欧洲供应500亿立方米LNG。5月，欧盟达成协议，决定各成员国天然气储备量52到2022年11月1日前应不低于满额储气量的80%，到2023年11月1日前不低于满额储气量的90%。7月，欧盟约定，各成员国在2022年8月至2023年3月期间将天然气消费量减少15%。由于气温下降滞后、天然气储备充足和进口大量LNG资源，2022年四季度欧洲气价已大幅回落，因储存空间不足，甚至出现了负气价的现象。国际能源署分析指出，尽管欧盟在天然气问题上已经采取了很多措施，但2023年或仍将面临约300亿立方米的天然气缺口。俄罗斯天然气供应加快向亚洲地区倾斜。作为对西方制裁的回应，俄方推出相关反制措施，与“不友好”国家和地区进行天然气贸易以卢布进行结算，对于拖欠天然气款且拒绝以卢布结算的欧洲国家中断供气。俄罗斯向欧洲输送天然气的最大跨境管道“北溪1号”在上半年经历了数次降气和计划外检修，于9月无限期停运。俄罗斯天然气工业股份公司12月初发布的初步统计数据显示，该公司2022年前11个月天然气产量为3769亿立方米，同比减少19.4%，即908亿立方米；对非独联体国家天然气出口量为952亿立方米，同比减少44.5%，即763亿立方米。2022年俄罗斯管道气出口量预估为1420亿立方米，而其2021年出口天然气2056亿立方米。根据俄罗斯制定的天然气出口削减计划，2023—2025年其每年的管道气出口量将下降近40%，至1252亿立方米。同时，俄罗斯加快将天然气出口重点转向亚洲。2022年初，中俄签订了远东天然气购销协议。俄方将把每年输往中国的管道气增加100亿立方米，使对华供气总量达到每年480亿立方米。此外，中俄两国还在积极推动过境蒙古国的天然气管道项目。美国天然气多流向欧洲。在欧盟主动制裁和俄罗斯反制之下，欧盟接收到的俄罗斯天然气量已大幅缩减，美国则加大了对欧洲的天然气供应。由于卡塔尔、澳大利亚等LNG出口国的货源主要以长协形式被亚洲买家提前锁定，可出口至欧洲的富余货源较为有限，因此，美国LNG成为乌克兰危机以来欧洲地区弥补供气缺口的主要现货来源。截至10月底，欧盟2022年以来自美国进口的LNG已达到约480亿立方米，比2021年全年自美国进口量增加260亿立方米，超过3月与美国商定的多进口150亿立方米的目标。欧盟计划2023年自美国进口量比2021年增加500亿立方米。非洲、中东等地加大对欧洲天然气供应。非洲和中东是除美国以外可增加对欧洲LNG供应的主要地区。2022年以来，多个欧洲国家在非洲和中东等地寻求气源。如意大利第二大管道气供应国—阿尔及利亚已与意大利签订协议，每年增53供90亿立方米天然气；欧盟与埃及、以色列签署天然气合作三方协议，以实现以色列通过埃及向欧盟供应天然气；卡塔尔将从2026年起向德国供应LNG，每年多达200万吨等。非洲天然气正逐渐成为天然气市场新的变量。考虑到欧非距离优势、以及从北非到欧洲的现有天然气管道设施和长期以来存在的天然气供应关系，未来非洲有望成为欧洲天然气供应替代有力竞争者。4.全球可再生能源年度投资将首超油气2022年3月，欧盟委员会发布REPowerEU计划提出，2030年可再生能源在欧盟能源消费中的占比目标提升至45%，相关资金将动用欧盟恢复基金和通过欧盟碳排放交易体系来筹措，用于支持可再生能源发展等。除了欧盟层面，欧洲多国陆续调整能源政策、加大可再生能源部署、承诺更高的可再生能源发展目标，欧洲光伏、风电装机需求维持高景气度。8月，美国总统拜登签署《通货膨胀削减法案》，该法案涉及总金额约7400亿美元，其中，政府计划拨款3690亿美元用于气候和清洁能源领域项目，重点覆盖清洁能源制造业，是美国历史上规模最大的一揽子“气候法案”。10月，能源咨询机构雷斯塔能源发布研究报告称，虽然供应链问题推高了可再生能源项目成本，但随着各国竞相发展安全且负担得起的能源体系，可再生能源领域投资继续大幅增长，加之欧洲地区的高电价大幅缩短了新建可再生能源项目的投资回报周期，预计将有大量资金出于纯经济性考虑进入可再生能源行业，进一步增加可再生能源投资规模。雷斯塔能源预计，2022年全球用于可再生能源的投资会达到4940亿美元，超过4460亿美元的油气上游投资规模，为史上首次。在气候目标的驱动下，尽管面临疫情反复、地缘局势紧张、原材料价格上涨和供应链紊乱等诸多挑战，全球可再生能源依旧蓬勃发展，势不可挡。国际能源署发布的《2022年世界能源投资报告》显示，2022年全球能源投资有望同比增长8%以上，达到2.4万亿美元，高于新冠肺炎疫情前的投资水平。增长将主要来自于清洁能源领域，其中增长最快的是可再生能源和电网，以及相关的能源效率技术。投资强劲增长的原因在于主要经济体加大了对清洁能源的财政扶持力度。国际能源署表示，乌克兰危机升级引发的能源危机可能加速全球绿色能源转型进程。面对能源危机，许多国家除了向消费者提供应对能源价格上涨的短期保护措施外，还试图加快能源结构变革。如果这些变革措施得以实施，到2030年，全54球清洁能源投资将增加50%，达每年2万亿美元以上。5.全球氢能产业迎来新的发展机遇2022年3月，欧盟委员会发布REPowerEU计划提出，到2030年欧盟绿氢产量达到1000万吨，绿氢进口量达到1000万吨。欧盟计划在欧洲地平线项目资助框架下为可再生氢气项目提供价值2亿欧元的新融资，并在欧洲共同利益的重要项目框架下迅速批准项目。此后，欧盟委员会于7月批准了54亿欧元的“IPCEIHy2Tech”项目，于9月批准了52亿欧元的“IPCEIHy2Use”项目，以支持氢价值链的研究、创新、首次工业部署以及大型电解槽和运输基础设施建设等。4月，英国推出新版能源安全战略，计划在核能、海上风电、氢能等清洁能源领域加大投资，力争到2030年使其国内95%的电力来自低碳能源。具体到氢能领域，到2030年低碳氢产能将翻一番，达到10吉瓦，其中至少一半来自于绿氢，由过剩的海上风电制取。英国政府还将为氢能运输和储存的基础设施设计新的商业模式，并设立氢能的认证机制等。9月，美国能源部发布《国家清洁氢战略与路线图》。该路线图全面概述美国氢气生产、储运和应用的潜力，阐述清洁氢将如何助力美国脱碳和实现经济发展目标。此外，美国正在积极开展清洁氢生产项目，截至2022年5月，全美共有超过620兆瓦在运或在建电解水制氢项目。美国能源部的目标是到2030年将清洁氢的产能增加到1000万公吨/年，到2040年增加到2000万公吨/年，到2050年增加到3000万公吨/年。当今全球能源危机为氢能发展带来了新的机遇，将化石能源制氢转变为可再生能源制氢，并在终端用能中用氢取代化石燃料，可大幅降低对化石燃料的依赖，增加潜在能源供应的多样性。国际能源署在近日发布的《2022年全球氢能回顾》报告中指出，到2030年，氢可以帮助减少约140亿立方米/年的天然气使用量、2000万吨/年的煤炭使用量和36万吨/年的石油使用量。但与此同时，国际能源署认为氢能行业的发展仍依赖于更多的政策支持。现今，各国政府正在不断提高氢能的战略地位，截至目前已有26个国家将其作为能源部门的支柱之一。6.多国重新审视核电发展在亚洲，2022年7月5日，韩国产业通商资源部宣布，计划到2030年将核电在全国能源结构中的比重提升至30%以上，2021年这一比重为27.4%。为此将恢复两座核反应堆建设，并延长现有核反应堆运行期限。7月14日，日本首相55岸田文雄宣布，除了目前在运行的5座核反应堆，当局准备重启其他4座，以便2022年冬季国内最多可有9座核反应堆处于运行状态。这是自2011年以来，日本当局重启核设施动作最大的一次。除了韩国、日本外，自5月底以来，印度尼西亚、越南和菲律宾都相继表示希望拥有核电，以满足日益增长的能源需求和摆脱对化石能源的依赖。在欧洲，7月6日，欧洲议会投票表决，支持把满足特定条件的天然气和核能项目列入欧盟一项应对气候变化的分类条例所涵盖的可持续经济活动类别。法案生效后，将有助于引导更多私人投资进入天然气和核能领域。除了为核电发展贴上绿色标签外，英国、法国、比利时、荷兰、波兰、捷克、斯洛伐克、匈牙利等国也都在积极调整核电政策，这些国家或延长现有核反应堆的使用时间，或更早地建设新反应堆，他们认为，发展核能应该成为确保能源安全、实现能源结构多样化的解决方案之一。值得一提的是，欧洲最坚挺的弃核派德国也正式推迟核电退出计划。9月27日，德国政府表示，为了应对2022年冬季可能出现的能源短缺，正式推迟原定2022年底退出核电的计划。目前德国仅剩3座核电站仍在运营，原定年内关闭。在全球能源供应短缺、化石燃料价格高企、对抗气候变化面临挑战等诸多因素影响下，核电正在获得发展机会。连续数年的去核电之后，多个国家核电产业出现回暖迹象。国际能源署表示，核能是仅次于水电的第二大低排放电力来源，可以减少对进口化石燃料的依赖和降低碳排放，帮助各国转型为以可再生能源为主的能源系统。要实现净零排放，未来近三十年全球核电装机容量需要翻一番。为进一步扩大核电装机，推动全球能源低碳转型，国际能源署建议核电行业进一步降本，在规定预算内完成核电项目。同时，各国政府也应出台相关支持政策，确保核电使用，加强能源安全。另外，应维持相应的投资力度，在持续运营现有核电设施的同时开发新的核电技术。7.多国延长煤电服役年限2022年4月12日，希腊政府表示，受可再生能源发电项目并网速度缓慢、碳价波动等因素影响，希腊不得不将淘汰煤电的时间推迟至2028年，并计划在目前基础上增加50%的褐煤产量。6月19日，德国政府发表声明称，由于供电压力，德国将会让封存的煤电产能重新入网。2021年12月，德国新一届政府上台后，将之前计划的2038年弃煤提前至2030年，而今德国不得不继续沿用本应56在弃煤进程中关闭的部分煤电设施。6月19日，奥地利政府称，将重启奥地利南部一座已经被关闭的燃煤发电厂。奥地利是欧洲第二个完全淘汰煤炭发电的欧洲国家，如今这一决定让奥地利重回煤炭时代。6月20日，荷兰政府表示，为应对天然气短缺风险，从即日起暂时取消燃煤发电厂的发电量上限。为限制碳排放，荷兰此前强制燃煤发电厂以最大发电量的35%运营，此次宣布取消燃煤发电上限后，燃煤发电厂可以满负荷运转到2024年，以节约大量天然气。与此同时，意大利的燃煤电厂在过去几个月一直在囤积煤炭，政府计划在必要时确保燃煤电厂满负荷运行，从而节约天然气使用量。英国也采取了类似措施，延长原定在2022年9月关停的一座燃煤电厂的服役年限。10月，丹麦政府决定，恢复沃旭能源（Orsted）公司旗下三座燃煤和燃油电厂的运营至2024年6月底，装机容量共990兆瓦。11月，法国宣布重启数月前停运的埃米尔·赫切特（Emile-Huchet）燃煤电厂，该电厂是法国仅存的两座煤电厂之一，发电装机约600兆瓦。从能源安全与经济替代性角度来看，煤炭是解决当下能源供应危机的重要依靠与抓手。可以看到，一些国家已经宣布重启煤电，延长煤电服役年限，或者生产、进口更多煤炭，让已渐渐退出历史舞台的燃煤电厂重新满负荷运行。欧盟委员会在表示将加速能源转型的同时，也承认现有煤炭设施的使用时间可能要“比最初预期的更长”。国际能源署表示，尽管多国都做出了减煤或退煤的承诺，但煤炭的命运最终还是要取决于各国履行相关承诺的速度和效率。8.欧美油气巨头加速新能源布局2022年以来，BP、道达尔、壳牌等石油巨头均不约而同地把目光投向生物质能、氢能、风电、太阳能发电等领域，加快转变依赖化石燃料的盈利结构。如壳牌上半年可再生能源和能源解决方案业务的支出比2021年同期增加了3倍多。BP于7月决定收购位于澳大利亚的亚洲可再生能源中心40.5%的股权，该中心在澳大利亚利用风能和太阳能制造氢；于10月发布声明称，公司已经同意以33亿美元的价格，收购美国可再生天然气生产商ArchaeaEnergy，预计到2030年，BP公司的生物天然气日供应量有望达到7万桶油当量。雪佛龙于6月表示，公司将投资建立氢能业务板块，到2028年将在绿氢和蓝氢方面投资25亿美元。道达尔能源公司2月收购美国太阳动力公司的商用和工业用太阳能发电业务；4月宣布收购美国太阳能公司4吉瓦可再生能源资产；5月宣布将以16亿美元现金收购美国第五大可再生能源公司克利尔韦能源集团50%的股权；此外还宣布收购57印度阿达尼公司25%的股权，双方计划10年内在绿氢领域投资超过500亿美元，在印度建设世界上最大的绿氢生态系统，2030年实现年产100万吨绿氢。受高企的国际油价推动，2022年国际石油巨头营收表现格外亮眼。不过，收入快速增长的同时，这些公司并未同步大幅扩大投资，业内人士普遍预计，伴随着能源供应短缺、欧洲地缘政治危机、世界经济前景不明朗、高通胀等不确定因素增加，国际油气巨头未来将面临严峻挑战。高额现金流有力支持了各大企业以多种方式拓展低碳新能源业务，增加光伏、氢能等领域投资支出，加速向综合能源供应商转型。二、问题与展望1.乌克兰危机久拖不决恐加剧全球能源供应紧张当前，全球经济活动持续放缓，许多国家通胀水平处于几十年来最高水平，国际货币基金组织一再下调全球经济增速预期，有关2023年全球经济出现衰退的担忧日渐增多。在此背景下，乌克兰危机若久拖不决，其附带影响将持续冲击全球能源市场，围绕能源领域的博弈也将进一步加剧。这场能源危机将如何演变，化石燃料价格将在高位停留多久，仍存在巨大的不确定性，能源供应进一步中断和地缘政治风险依然较高。原油方面，欧佩克减产及西方对俄罗斯原油实施的价格上限等措施恐将推高国际油价。目前俄方已就原油价格上限的反击措施达成一致，若俄罗斯停止向采取限价措施的国家出口石油，将导致国际石油供应能力明显不足，加之美国从2022年初开始连续释放战略石油储备，2023年将面临补充油储的需求，可能会进一步加剧石油供应紧张态势。天然气方面，2023年春季取暖季结束后，储气库将进入补库存阶段，届时欧盟将加大LNG采购力度，而国际LNG市场上前几年做出投资决策的项目尚未投运，天然气现货供应将依旧紧张。煤炭方面，因SWIFT系统制裁及8月欧盟对俄煤炭禁运正式生效，欧盟不得不加大从澳大利亚、南非、哥伦比亚等其他国家采购煤炭，8月印尼政府强调本国煤企必须严格履行国内市场义务（DMO），澳大利亚、美国近期煤炭出口也出现大幅下降。若2023年欧洲天然气供应难以及时补足，煤炭作为替代燃料需求量可能会继续增加，国际煤炭市场价格大概率将继续高位盘桓。2.极端天气频发成能源电力安全运行的重大威胁582022年以来，全球多国出现电力供应紧张甚至短缺的情况。气候变化加剧背景下全球极端天气频发，正在对各国能源电力安全运行造成潜在的威胁。在亚洲，6月下旬，日本经济产业省接连发布节电警报，警告东京地区电力供需严峻。除日本外，印度、巴基斯坦、缅甸、斯里兰卡等亚洲国家，也有超过10亿人饱受不时停电的困扰。究其原因，北半球入夏后不断刷新纪录的高温天气，无疑是很重要的一点。在美国，随着今夏遭遇创纪录的高温和干旱，用电需求激增，多个地区均出现了远高于往年的用电需求，甚至不得不轮流停电。5月，得州多家发电厂因故障停运，电力部门调配电力时出现输电阻塞，导致某些客户的实时电价一度飙升到每兆瓦时4000多美元。6月，美国中东部地区断电用户一度高达50万户。同月，美国总统拜登宣布美国进入能源紧急状态。在欧洲，入夏以来罕见的高温和干旱天气使得欧洲能源危机雪上加霜。高温造成欧洲大陆河流、湖泊和水库蒸发量加大，极低的水位和蓄水量，不仅对水力发电有较大影响，核电厂冷却反应堆用水和燃煤发电厂的水路煤炭运输也受到波及。此外，高温天气也不利于太阳能发电，高温会导致光伏发电板功率折损、使用寿命缩短。数据显示，2022年前7个月欧洲水力发电量比2021年同期减少两成，核能发电量减少12%。全球气候变化背景下，各类极端气候事件日益频发且更易相互叠加形成复合型极端气候事件，对能源电力系统安全稳定运行和基础设施规划建设形成严峻挑战。在未来，考虑极端气候的影响因素以及如何应对极端气候的风险挑战，以提高系统的安全韧性，是各国能源电力系统未来发展规划需要共同面对的问题。