北京金正纵横信息咨询有限公司(2022年版)世界与中国能源转型发展研究2021年，全球经济与能源消费强势复苏，但大国博弈愈演愈烈，重大地缘冲突影响持续发酵。受地缘冲突以及极端恶劣天气影响，传统化石能源价格上涨态势加剧，石油市场逐步复苏，但天然气供需矛盾凸显，价格创下历史新高，倒逼全球煤炭发电逆势增长；可再生能源装机量再创新高，但仍然无法满足不断增长的清洁能源需求，全球能源转型在曲折中前进。本研究立足于全球能源转型的发展形势，重点探讨了煤炭行业、石油与天然气行业以及新能源重点行业（太阳能、风能、地热能、氢能等）发展现状，从世界不同地区不同能源的储量、产量、消费量、供需现状出发，结合我国“富煤、缺油、少气”的基本国情，重点分析了我国不同能源产业发展的关键问题、对策和未来发展前景。最后，对我国实现碳中和的路径及重要抓手进行了分析，提出了我国能源转型的方向与阶段目标，以供参考。前言煤炭行业发展形势与转型路径2新能源发展机遇、面临的挑战与对策4我国碳中和实施路径与能源转型展望5油气行业发展形势与稳油增气战略布局3全球能源转型发展形势1报告提纲1、全球正在经历第三次能源转型，预计2040年从油气时代进入低碳时代世界能源体系演变—主要能源消费占比变化能源转型是指能源系统内部根本的、结构性的变化过程，突出表现为一次能源消费结构中主导性能源种类的变化，本质上是能源生产、消费方式、商业模式乃至观念的转变。由一种能源转向另一种新能源的过程中，如果新的能源在能源消费总量中的比例达到5%，则被认为是能源系统开始转型的标志；如果新的能源在能源消费总量中的比例超过一半或占据大部分，则认为这是能源转型完成的标志。第一次能源转型（薪柴时代——煤炭时代）1840年（开始）——1881年（完成）第二次能源转型（煤炭时代——油气时代）1913年（开始）——1965年（完成）第三次能源转型（油气时代——低碳时代）2000年（开始）——2040E（完成）41965-2021年世界一次能源消费量变化（EJ，1018J）当前，全球正处于第三次能源转型的初级阶段，其核心是大力推动可再生能源发展，最终实现从化石能源体系向绿色、可持续的可再生能源体系转变，最终实现油气时代向低碳时代（2040以后）的转型。1965年以来的全球能源消费格局：可再生能源迅速崛起；不同能源消费占比呈现出“两降两升一趋稳”的局面；2021年全球能源消费总量强势复苏，相较于2020年增长5.8%，已超过疫情之前（2019年）1.3%。1965-2021年世界不同能源消费量占一次能源消费量比值2、当前全球正处于第三次能源转型初期，新能源逐渐崛起，2021年能源消费强势复苏010020030040050060019651967196919711973197519771979198119831985198719891991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021全球一次能源消费量（EJ）煤炭石油天然气核能可再生能源37.4%25.7%28.3%25.0%30.6%26.9%41.7%49.4%40.6%39.7%31.0%14.6%22.0%24.4%6.5%4.3%6.1%7.3%13.5%-5.0%5.0%15.0%25.0%35.0%45.0%55.0%19651967196919711973197519771979198119831985198719891991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021不同一次能源消费量占比（%）煤炭石油天然气核能可再生能源51965-2021年中国一次能源消费量变化（EJ，1018J）2021年中国煤炭、石油、天然气分别占一次能源消耗的54.5%、19.7%和8.7%，可再生能源和核能分别占比为14.9%和2.3%。从能源转型的定义上看，中国仍然处于煤炭时代，第二次能源转型尚未完成。能源转型模式具有中国特色，有可能跳过油气时代，从煤炭时代直接进入低碳时代。1965-2021年中国一次能源消费量及结构变化3、中国第二次能源转型尚未完成，未来可能走出中国特色能源转型之路86.8%70.4%76.8%69.3%73.6%54.5%8.4%23.8%17.1%22.6%19.7%8.7%2.3%14.9%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%19651967196919711973197519771979198119831985198719891991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021一次能源占比（%）煤炭石油天然气核能可再生能源02040608010012014016018019651967196919711973197519771979198119831985198719891991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021一次能源消费量（EJ）煤炭石油天然气核能可再生能源6环境和气候政策技术进步地缘政治冲突能源安全最根本的驱动力关键驱动力部分国家的核心驱动力加速推进能源转型新能源自身优势4、技术进步、气候政策、能源安全及地缘政治冲突推动能源加速转型技术进步以及规模化发展，使得风光等新能源利用成本大幅度下降《巴黎协定》使得各国更加注重低碳减排，注重绿色能源全球经济与能源消费复苏、2021年美国宽松的货币政策，2022年俄乌冲突等因素推动能源价格上涨，引发能源安全担忧。7多元化数字化进入传统能源和可再生能源长期共存的多元化时代。2040年预计石油、天然气、煤炭和非化石燃料将各占一次能源消费的1/4互联网和数字技术未来将引领能源行业变革。以智能电网、电动汽车、能源物联网、移动储能站、区块链技术将促进行业发展。分布式能源发展迅速，将成为能源领域发展的一个重点，屋顶光伏、家庭储能、小型冷热电联供等蓬勃发展。能源发展的刚性要求和必然趋势。《巴黎协定》发挥重要约束作用，成为全球性的气候协议文件。国际能源贸易、技术、政策和能源治理方面将趋于全球化。低碳化全球化分散化5、低碳化、多元化、全球化、数字化、分散化是能源转型的趋势8煤炭转型发展：全球煤炭在能源结构中的份额下降到26.9%，是2003年以来的最低水平。未来煤炭将逐渐向清洁利用方向发展，绿色开发、高效发电、清洁转化以及碳捕集利用与封存等均是未来煤炭的重要转型发展路径。石油稳定发展：BP公司预计到2040年，石油的需求年均增长0.3%，整体保持平稳增长的态势。但是2020年以来，全球油气勘探开发投资不及预期，预计未来5年石油供需将进一步趋紧，油价将保持在中高位，可能会出现1-2次大幅波动。天然气鼎盛发展：天然气在在能源转型中扮演重要的桥梁作用，未来“天然气+”产业将呈现蓬勃发展之势，（天然气+水电、风光电、天然气+氢能；天然气+余压发电、天然气+伴生资源、天然气+CCUS等），预计全球到2035年或21世纪中叶，天然气将进入鼎盛期，成为超越煤炭，仅次于石油的第二大能源。新能源机遇发展：进入发展的机遇期，特别是风能、太阳能、地热能、氢能等产业。注：核能属于新能源范畴，但是不属于可再生能源范畴。6、未来的能源格局是煤炭转型、石油稳定、天然气鼎盛、新能源机遇发展0100200300400500600全球一次能源消费量（EJ）煤炭石油天然气核能可再生能源煤炭转型发展石油稳定发展9煤炭行业发展形势与转型路径2新能源发展机遇、面临的挑战与对策4我国碳中和实施路径与能源转型展望5油气行业发展形势与稳油增气战略布局3报告提纲全球能源转型发展形势12021年，全球煤炭产量81.73亿吨，同比增长6%，全球煤炭消费量77.69亿吨，同比增长5.9%，煤炭在一次能源结构中的占比为26.9%，比2020年下降0.3%。目前，全球煤炭整体处于供过于求的状态，但是部分地区供需不平衡。亚太地区探明储量、产量、消费量均为世界最高，世界占比分别为42.8%、75.8%、79.9%。1、全球煤炭供过于求，亚太地区储量、产量、消费量占比最高2021年全球不同地区煤炭产量（左）及消费量（右）占比112、煤炭探明储量高度集中，煤炭消费量全面增长，总量超过疫情之前的消费水平国家2020消费量（EJ）2021消费量（EJ）同比增长（%）世界总消费量151.42160.105.73%中国82.2786.324.92%印度17.5420.0914.54%美国9.2010.5714.89%日本4.574.805.03%南非3.483.531.44%俄罗斯3.273.414.28%印度尼西亚3.263.280.61%韩国3.033.040.33%越南2.102.152.38%德国1.842.1215.22%2021年煤炭消费量排名前10国家世界前十大煤炭资源国，探明储量占全球总探明储量的90.8%，美国探明储量最为丰富，我国煤炭探明储量为1415.96亿吨，居世界排名第四位，世界占比13.2%。世界前十大煤炭消费国中，亚洲独占6席，煤炭消费量全面增长。2021年，中国煤炭消费量增速4.92%，占全球总消费量的53.9%，2021年全球煤炭消费总量超过疫情之前2019年的水平。2495.371621.661490.791415.951059.31398.91359343.75269.32256.05050010001500200025003000美国俄罗斯澳大利亚中国印度印度尼西亚德国乌克兰波兰哈萨克斯坦2021年世界煤炭探明储量排名前10名国家（亿吨）12中国是产煤大国，2021年煤炭产量世界占比50.4%，占比与2020年持平。近年来，中国煤炭产业经过国家政策调控，经历了2013-2014年的产能严重过剩的局面以及2016年供需缺口扩大的局面，发展到2019-2020年，煤炭供需、进口量、产量基本稳定。2021年受国际油气价格增长的影响，部分省市拉闸限电后，煤炭价格开始直线飙升，10月中国有序释放煤炭优质产能，扩大进口，产量及进口量再创新高。2010-2020年中国煤炭产量及增长率2010-2021年中国煤炭生产、进口及消费情况3、中国是世界最大产煤国，近10年依靠政策调控稳定“紊乱”的市场051015202530354045201020112012201320142015201620172018201920202021消费总量（亿吨）煤炭产量（亿吨）进口量（亿吨）34.2837.6439.4539.7438.7437.4734.1135.2436.9838.4638.4040.709.8%4.8%0.7%-2.5%-3.3%-9.0%3.3%5.0%4.0%-0.2%6.0%-10%-5%0%5%10%15%30323436384042201020112012201320142015201620172018201920202021煤炭产量（亿吨）增长率（%）产能过剩，严重库存，全行业亏损供给侧改革，逐渐变为供小于求13供给侧改革背景下、叠加双碳战略下，中国煤炭产业的特点煤矿开采能耗高、污染严重、劳动密集、安全事故频发煤电、煤化工系统面临深度脱碳压力煤炭清洁利用技术不成熟、产业尚未形成规模煤炭消费被严格控制，煤炭企业业务发展受限以煤矿智能化为核心，推动高质量低碳转型发展发展煤电、煤化工+CCUS发展煤炭气化、煤制液体燃料、高效燃烧、污染防控等着眼新能源产业布局，加快低碳转型升级智能化转型，提高产业机械化、智能化程度推进产业技术与负碳技术结合发展，实现低碳转型技术创新，发展煤炭清洁利用技术，实现高质量转型煤炭行业与新能源行业协同、融合发展，综合能源转型存在的问题发展对策产业转型升级的路径VS4、中国煤炭产业面临供给侧改革及双碳战略带来的双重压力，转型升级刻不容缓145、智能化转型：以煤矿智能化为核心，推动安全、高质量转型发展通过智能化提升科技水平，推进开采方式根本转变，促进传统煤炭企业由劳动密集型向新兴数字化产业转型；通过智能化改造后，实现自动化、无人化生产，大幅度降低煤炭生产的伤亡率；可根据市场灵活释放或收紧产能，增加煤炭供给质量和弹性；通过智能化改造，有序退出低质量产能◆全国煤矿采煤、掘进机械化程度已分别达到78.5%、60.4%，相比其他行业，智慧矿山建设及安全开采智能化水平亟待提高；◆2021年，煤矿发生事故91起、死亡178人，较大以上事故仍然时有发生；2021年，我国煤矿百万吨死亡率仍是美国的2~3倍，与发达国家仍存在一定差距。156、低碳化转型：推进煤炭利用产业技术与负碳技术结合发展煤电将逐渐从基础性电源转变为备用保障性电源，煤电将有序退出，并非一蹴而就，煤电与碳捕集利用与封存（CCUS）项目结合是煤电产业低碳化转型的重要路径；现代煤化工产业CO2排放总量约3.2亿t，占我国总排放约3%，煤化工与CCS/CCUS的结合发展是煤化工产业低碳化转型发展的重要路径，典型项目有：中国神华煤制油深部咸水层CO2地质封存图CCUS技术环节示意图图2020年煤化工产业不同利用方式的碳排放占比167、煤炭企业向综合能源企业转型：煤炭与油气、新能源业务融合发展传统煤炭企业调整以煤、电、煤化工等为主的业务结构，积极进军新能源，成为综合能源公司；充分利用煤炭资源优势，与油气企业探索煤炭地下气化（UCG）产业，探索煤制气产业与氢能产业的结合，利用煤炭吸附能力强的特点，打造深部不可开采煤层CCUS产业发展的独特优势。煤、电、煤化工风光电、光热抽水蓄能、储能CCUS-ECBM氢能利用屋顶、闲置土地、地下空间、尾矿采坑、复垦区等资源，宜风则风、宜光则光，自主开发建设光伏、风电、抽水蓄能、储能等源网荷储一体化项目煤炭是CO2的天然吸附剂，其对CO2的吸附能力约为CH4的2倍，且煤层封存CO2的同时可实现煤层气的高效采收，具有明显的经济优势。目前处于探索阶段，尚未实现商业化图2020年我国氢源产能结构17煤炭清洁化利用煤炭气化技术煤炭清洁发电技术煤炭液化技术微生物降解技术煤基多联产技术煤炭废弃物处理我国作为世界上煤炭资源大国和产煤大国，煤炭在能源中的地位十分重要，在能源转型的背景下，未来必须致力于煤炭的清洁利用，煤炭的绿色开发、高效发电、清洁转化、煤炭污染控制以及碳捕集利用与封存等关键技术的研发成为当前中国煤炭清洁高效利用的重点关注领域。煤制气和煤炭地下气化产业是符合我国国情的战略选择。煤制气产业煤炭地下气化产业8、清洁、高效利用转型：必须致力于煤炭清洁利用产业的发展18C(s)+H2O(g)=CO(g)+H2(g)CO(g)+H2O(g)=CO2(g)+H2(g)氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃CO2（g）+4H2（g）=CH4（g）+2H2O（g）以煤为原料经过加压气化后，脱硫提纯制得的含有可燃组分的气体。焦炉煤气，属于中热值煤气，可供城市作民用燃料。煤气中的一氧化碳和氢气是重要的化工原料，可用于合成氨、合成甲醇等。产品丰富，用途广泛，特别是可以作为氢气制取的重要来源，对于氢能产业发展起到促进作用。9、煤制气产业：煤制气产品丰富，用途广泛，是氢气制取的重要来源。192014-2021年我国煤制气产量（亿方）调峰能力强：相较于常规天然气的开发和输送，煤制气可根据市场需求灵活地增加或减少供给。在冬季供暖、夏季电力紧张等情况下配合调峰，保障城市天然气供给的稳定性。提供清洁能源，减少环境污染：促进产业结构调整，提高能源利用效率。煤制气与进口天然气等气源相比有价格优势（但是目前我国天然气价格倒挂，导致经济效益差）；9、煤制气被定位为“国家能源战略技术储备和产能储备”，打通示范路线，适度布局从保障国家能源安全的角度来说，需要打通煤制气示范路线，具备变输煤为输气的能力，以备不时之需。但不能盲目发展，建议示范为主、适度布局。4.5918.821.626.43036.8475501020304050602014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年（E）煤制气产量（亿方）煤炭地下气化(undergroundcoalgasification，简称UCG)是将煤炭在原位进行有控制的燃烧变为有用气体，同时采集并利用这些气体的新一代采煤方法，特别适用于常规方法不可采或开采不经济的煤层，以及煤矿的二次或多次复采，产品气可以经过处理通过管道输送，也可以直接使用煤气发电或化工合成。风险预测工艺控制应急预案污染物处理污染防控生产动态监测气化腔变化监测产物组分监测污染物监测监测选址建炉运行控制地面利用地质评价气化炉设计点火气化工艺合成气集输CO2利用与埋存选址技术气化腔密闭性评价开发参数优化连续油管工艺合成气净化提纯产品综合利用地质建模气化腔演化模拟温压、速率控制一体化智能控制定向井贯通煤炭地下气化流程及关键相关技术汇总图煤炭地下气化示意图10、煤炭地下气化UCG：适合中国国情下的重要探索性发展产业21（1）煤炭地下气化——国家政策➢《煤炭清洁高效利用行动计划（2015—2020年）》-2015主要内容：要“推进煤炭地下气化示范工程建设，探索适合我国国情的煤炭地下气化发展路线”，“积极开展二氧化碳捕集、利用与封存技术研究和示范；鼓励现代煤化工企业与石油企业及相关行业合作，开展驱油、微藻吸收、地质封存等示范，为其他行业实施更大范围的碳减排积累经验”。➢《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》-2016主要内容：将煤炭地下气化列入煤炭无害化开采技术。在煤炭无害化技术创新中提到，要提升煤炭开发效率和智能化水平，研发煤炭地下气化、煤系共伴生资源综合开发利用等技术。10、UCG：国家政策支持，探索适合我国国情的煤炭地下气化发展路线22（2）煤炭地下气化——产业现状全球煤炭地下气化项目概况目前UCG还处于工业化试验阶段，尚未实现产业化，也未形成完整的产业链，仅在少数国家实现了少量的商业化应用。地区产业情况北美、澳大利亚煤炭资源丰富、品质好；没有市场需求西欧、印度、巴基斯坦有市场需求；煤炭资源品质差、经济性差东欧、南非煤炭资源丰富、品质好；缺少石油工业体系支撑中国煤炭资源丰富、品质好；历史原因、配套技术装备不成熟10、UCG：全球少有成功商业化案例，未来在中国具备较大发展潜力23（2）煤炭地下气化——产业现状国内外UCG成功及失败案例分析-国内外主要项目失败原因分析国家项目年份问题技术工艺、环保、经济中国新汶鄂庄、徐州新河、江苏马庄、甘肃新亭等1950-2010环保因素、受天然气价格冲击环保因素、经济性苏联Yuzhno-Arbinsk1938-1996因地下沉降、苏联解体停止运行地质选址、政治因素法国BruayenArtois1979—1986井间压裂连通失败气化炉建造美国Hanna系列1970—1980生产井管柱腐蚀气化运行控制RockyMountainI地表下陷，浅层水污染地质选址比利时Thulin1979气化剂配比气化运行控制法国哲拉大1979-1986逆向燃烧水力压裂贯通工艺失败气化运行控制中国乌兰察布2007—2015气体逸散、连续管烧损、遇卡地质选址、气化运行控制南非Majuha2007—2011可燃气热值低地质选址、经济性西班牙ElTremedal1991—1999水涌人气化腔地质选址加拿大SwanHills2007—2012连续管腐蚀、注人井爆炸气化运行控制英国/2009因产出气通道受阻失败气化运行控制澳大利亚Chinchilla2011-2013因国家环保政策环保因素10、UCG：全球少有成功商业化案例，技术及经济性是重要瓶颈24目前煤炭地下气化存在的主要问题⚫煤炭地下气化地质评价与选址具有特殊性，难以套用常规油气地质理论与评价方法。⚫气化炉建造工艺难以保障全生命周期的可靠性。⚫气化运行控制工艺不能保障粗煤气稳产和气化效率。⚫国内现场试验过程中，可控燃烧支撑工艺及工具准备不充分。⚫缺少多学科的融合应用及科研人员。试验缺乏，理论研究难以展开。⚫成本较高：国际上的普遍看法是，UCG产品在经济上无法与石油及石化产品竞争。同常规煤炭相比，UCG的可比性并不高。⚫产品开发困难：UCG所产煤气的热值较低，无法作为城市煤气以及化工合成气直接使用，需要进行一定的加工与处理，而其组成及流量的不稳定，也给其应用带来了困难。⚫地下水污染：煤炭地下气化气化残留物中含有硫化物、苯和其它多环芳烃等有毒物体。⚫地面塌陷：随着地下气化继续进行，燃空区会进一步扩大，将会导致地层坍塌，地面沉陷。地面沉陷会破坏植被、良田或者地面建筑、设施。⚫CO2排量增加：受生产条件限制，化学反应不充分，UCG会产生大量的含CO2的低热值煤气。技术问题经济问题环境问题10、UCG：技术欠成熟、经济效益相比油气差，环保问题突出25（3）煤炭地下气化——潜力、优势、战略意义⚫减少煤炭废井，提高资源利用率，可以开发薄、差煤层。⚫减少煤矸排放保护生态环境。⚫减少水资源污染(相比传统开采)。⚫开采能耗和方式低碳化，能耗要远远低于传统的采煤方法，实现了CO2循环利用。⚫燃煤变燃气，提高热效率。⚫运煤变送气，成本降低。⚫煤和瓦斯共采：开采过程中，可以将煤层中的瓦斯连同被气化的煤炭一起采上来。⚫我国煤炭资源丰富，已形成产业化关键技术，发展潜力巨大，估算我国甲烷可采储量约为（56.6~79.2）×1012m3。⚫煤炭地下气化可开辟天然气规模增产新途径。厚度为10m的煤层可技术采出的气化天然气丰度约15×108m3/km2。⚫鄂尔多斯盆地、二连盆地、吐哈—三塘湖盆地等重点有利区地下气化资源潜力巨大。⚫促进煤炭行业转型发展，是发展净煤技术的重要途径。⚫国家能源安全，减少天然气对外的依存度，提高煤炭利用效率，优化我国能源结构。⚫为“氢经济”时代的到来储备资源和技术，煤炭地下气化产出合成气中H2占相当大比例。优势（相比煤炭常规开采）潜力战略意义10、UCG：相比煤炭直接开发利用，优势明显，资源潜力及战略意义重大26新能源发展机遇、面临的挑战与对策4我国碳中和实施路径与能源转型展望5报告提纲油气行业发展形势与稳油增气战略布局3煤炭行业发展形势与转型路径2全球能源转型发展形势127全球已发现油气田分布：5万+油气田，展现出成带分布特征数据来源于北京金正数联能源科技有限公司研发的海卓能源大数据平台28全球不同地区石油探明储量（亿吨）全球不同地区天然气探明储量（万亿立方米）（1）探明储量：至2021年底，全球探明石油储量（provedreserves）2441亿吨（17306亿桶），同比下降0.1%；全球探明天然气储量为188.1万亿立方米。中东地区油气资源最为丰富，亚太地区、欧洲资源相对匮乏。中东地区,1132南美洲,508北美洲,361独联体国家,199非洲,166亚太地区,61欧洲,18中东地区,75.8南美洲,7.9北美洲,15.2独联体国家,56.6非洲,14.9亚太地区,16.6欧洲,3.2全球形势：1、全球油气探明储量稳中有降，亚太、欧洲资源禀赋差2915国共计探明储量2303亿吨，占全球总探明储量的94.2%，剩余国家探明储量142亿吨，占比5.8%。我国石油探明储量为35亿吨（256亿桶），居世界排名第十三位，占比1.5%。15国共计探明储量165.5万亿立方米，占全球总探明储量的87.9%，剩余国家探明储量22.6万亿立方米，占比12.1%。我国天然气探明储量为8.4万亿立方米，居世界排名第6位，占比4.5%。2021年全球石油探明储量排名前15名国家2021年全球天然气探明储量排名前15名国家37.432.124.713.612.68.46.36.05.95.53.52.52.42.42.322.60510152025303540天然气探明储量（万亿方）480409271217196148140130826350393526171420100200300400500600石油探明储量（亿吨）2、中国的石油、天然气探明储量世界排名第13位和第6位，整体上缺油、少气30◆亚太地区石油缺口达11.96亿吨、天然气缺口2095亿方。欧洲天然气缺口最大，达到3225亿方；◆亚太地区和欧洲石油供需缺口相比2019年（-14.4亿吨，-5.84亿吨），大幅减小，但天然气供需缺口相比2019年（-1978亿方，-3182亿方）在急剧增大；◆亚洲：天然气需求快速增长，产量跟不上；欧洲：消费量下降，但是产量下降更快。3、亚太地区、欧洲油气供需缺口很大，未来还将继续扩大2021年全球石油供需现状（注意：本次计算的供需缺口未考虑国家储备资源）2021年全球天然气供需现状（注意：本次计算的供需缺口未考虑国家储备资源）7149113588960257515336690210457541034161081644163391835711139510172852931-100-2493-3607-6000-4000-200002000400060008000100001200014000中东地区北美洲独联体国家非洲南美洲亚太地区欧洲产量（亿立方米）消费量（亿立方米）供需差额（亿立方米）13.15810.7476.7433.4473.0353.4821.6023.7499.581.9391.8012.60916.4036.3759.4091.1674.8041.6460.426-12.921-4.773-15-10-505101520中东地区北美洲独联体国家非洲南美洲亚太地区欧洲产量（亿吨）消费量（亿吨）供需差额（亿吨）31由于全球油气投资减少，叠加地缘政治冲突，预计2025年-2030年，全球石油供应进一步收紧，油价将保持中高位，2025年之前，油价可能出现1-2次大幅度波动，石油供应于2027年左右达峰。4、石油的需求年均增长0.3%，2030年前达峰，天然气需求年均增长1.7%全球中长期石油供应来源构成全球中长期天然气供应来源构成32据《中国能源革命进展报告2020》预计的结果，“十四五”期间至2030年，我国原油产量将维持在每年2亿吨左右，原油的需求量将继续维持在7.0亿吨以上，对外依存度仍将保持在70%以上。至2030年，天然气产量预计在2800亿立方米左右，天然气的需求量约为6000亿方，天然气的对外依存度将逐渐走高，将增长至50%以上。中国油气供需：2030年前，确保原油产量达2亿吨/年和提升天然气产量达3000亿方/年5、中国油气对外依存度持续走高，稳油增气是基于我国国情的战略选择2012-2021年中国原油产量、进口量、对外依存度（总消费量约等于产量和进口量之和）2012-2021年中国天然气消费量、进口量、对外依存度（总消费量约等于产量和进口量之和）4.784.925.185.495.86.16.516.967.377.122.712.823.083.353.814.194.625.055.425.1356.7%57.3%59.5%61.0%65.7%68.7%71.0%72.6%73.5%72.1%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%0.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.02012201320142015201620172018201920202021对外依存度原油消费量、进口量（亿吨）原油消费量（亿吨）原油进口量（亿吨）对外依存度（%）1498171618671930207023782797305932383670.6421534591.3616735933122913331403169928.10%31.12%31.67%31.92%35.51%39.23%43.94%43.58%43.33%46.29%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%05001000150020002500300035004000450050002012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年我国天然气消费量、进口量天然气消费量(亿立方米）进口天然气量(亿立方米）对外依存度（%）33油气地质储量中石油中石化中海油累计新增石油探明地质储量（亿吨）36.14.1211.051.22新增天然气探明地质储量（亿方）3600010000435850358十三五期间，三大石油公司新增油气探明地质储量（不含海外）陆上中-高渗透砂岩产油量为：6311×104t/a,占33.0%陆上低渗透-致密砂岩产油量为：5476×104t/a,占28.6%陆上稠油产油量为：1799×104t/a,占9.4%陆上特殊岩性产油量为：…海域产油量为：4278×104t/a,…2017年我国石油产量构成中国形势：1、具备稳产2亿吨石油的资源基础，但是勘探开发难度逐年增大◼十三五期间，中国新增石油探明地质储量51.22亿吨，天然气5万亿方，具备稳产2亿吨的资源基础◼中国油气勘探逐渐迈向复杂构造、复杂岩性（火山岩、混积岩）、深层、超深层、深水领域、非常规油气领域，勘探开发难度增大。34低渗致密油藏提采高含水油藏提采、老油田稳产海上深水勘探开发非常规勘探开发提高单井产量和采收率是核心的重大技术难题。高含水砂岩油藏面临提高采收率、老油田长期稳产难题。海域原油生产的主力为渤海油田的稠油，面临发展稠油热采、井网加密等提高采收率新技术的挑战。非常规石油开发面临地质规律认识不足，配套工程技术不成熟等难点问题。2、低渗、高含水油藏提采，深层、深水、非常规油气开发面临技术挑战35◼天然气增产的资源基础相对雄厚，但是开发增产面临的困难较大，页岩气地质条件复杂、煤层气勘探开发投资大幅度下降，产能下降严重。常规天然气（万亿立方米）,78致密气（万亿立方米）,22页岩气（万亿立方米）,80煤层气（万亿立方米）,30天然气地质资源量为210万亿立方米，另有天然气水合物为153万亿立方米。资源非常丰富。常规天然气：主力含气盆地的资源探明率均已超过30%，进入勘探的中期，未来向着深层和海洋深水等重大领域勘探，难度增加。致密气：初步形成了配套勘探开发技术。未来需要加大水平井钻探及其体积压裂技术攻关，努力提高单井产量，推进规模效益开发；提高气藏采收率。页岩气：深层页岩气勘探，提高采收率及后期稳产技术；海陆过渡相页岩气勘探技术；低品位常压页岩气经济开采技术。煤层气：煤层气提高单井产量理论技术；中、西部中—低煤阶煤层气地质理论与开采技术；煤系地层煤层气－致密气共生合采理论技术等。3、天然气增产资源潜力巨大，但是勘探难度增大，煤层气面临困境较大36◼管道建设“十三五”规划目标未完成；天然气管道建设里程不足；◼智慧管道建设还处于初步阶段，建设技术及运营管理经验还不足；◼国家管网公司成立后，将破解统筹规划难题，但是新公司仍面临众多新任务、新挑战，尤其是垄断与监管。十三五期间我国境内油气管道建设情况16.910.43.23.314.48.62.92.9024681012141618总里程天然气管道原油管道成品油管道万千米十三五规划目标十三五完成情况国家石油天然气管网集团有限公司原油事业部天然气事业部成品油事业部中国石化管道储运公司,以及中国石油西部管道公司、中国石油西南管道公司和中国石油管道分公司的原油业务。中国石油西气东输管道公司、中石油北京天然气管道公司、中海石油管道输气有限公司和中国石化天然气分公司,以及中国石油西部管道公司、西南管道公司和管道分公司的天然气业务。中国石化、中国海油的部分成品油业务公司，以及中国石油西部管道公司、西南管道公司和管道分公司的成品油业务。4、油气管网建设缺乏统筹规划，建设里程不达预期，管道公司成立将破解困局37天然气：52-120亿方/年，2013年7月15日投产；至南宁原油：1200-2200万吨/年，2015年1月30日投产，至重庆。天然气：计划380亿方/年，2019年12日投产，至上海，目前140亿方/年；原油：3000万吨/年，2018年实现满负荷，大庆油田。天然气：500亿方/年，过外蒙古至二连浩特（已经官宣）。天然气：计划300亿方/年，原油：计划1000-1500万吨/年，（2020年实际1088万吨）。5、海外油气进口通道格局基本形成，但是进口量不达预期，将致力于多元化38➢建成31座储气库，有效工作气量144亿方；22座LNG接收站，罐容折算约62亿方；➢总调峰能力约206亿立方米，约占天然气消费量的6.36%，远低于美国（16.77%）、欧洲（21.51%）、俄罗斯（18.23%）、日本（11.49%）、世界平均水平（11.8%）6、油气储备调峰能力不足，调峰手段依赖储气库与LNG接收站020040060080010001200140016002016201720182019202020162017201820192020201620172018201920202016201720182019202020162017201820192020美国欧洲俄罗斯日本中国单位（亿立方米）储气库有效工作气量LNG调峰设施206206206206206206206206206206409583463216227716977797426443020040060080010001200美国欧洲俄罗斯日本世界平均美国欧洲俄罗斯日本世界平均2020年2030年储备调峰能力（亿立方米）实际值对标缺口2020年世界典型国家储备调峰体系及能力对标世界典型国家储备调峰能力及我国的调峰缺口39储气库及LNG接收站运营主体集中度高，逐步进行市场化改革，建设运营主体呈现多元化发展态势6、储气调峰体系市场化改革处于初期，运营模式有待完善储气库设计工作气量及占比LNG接收站罐容及占比LNG接收站分布及接受能力40中国“稳油增气”的战略布局与对策加大勘探开发资金投入力度加强勘探开发关键技术创新加强海外权益区块布局全面推进数字化转型加快油气管道建设与改革加快油气储备能力建设加大勘探开发力度面对6大挑战，将围绕6大方面布局，破解中国能源安全困局41➢吸引多渠道资金投入；《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》自2020年5月1日正式实施，其中规定凡在我国境内注册的净资产不低于3亿元人民币的内外资公司，均有资格按规定取得油气矿业权。➢加大勘探开发投资力度；2021年4月公布的《2021年能源工作指导意见》要求，推动油气增储上产，确保勘探开发投资力度不减，进一步提能源储运能力。石油公司分类2018年2019年增量增长幅度中石油勘探53.263.21018.7%开发241.8271.830.012.4%中石化勘探18.323.65.328.96%开发42.6955.212.5129.3%中海油勘探18.1026.848.7448.3%开发78.03105.2427.2134.8%总计452.12545.8893.7620.74%➢进一步减税降费支持油气安全保障能力提升；例如《延续西部大开发企业所得税政策》，企业所得税为15%。1、加大勘探开发资金投入力度、吸引多渠道资本投入，减税降费保安全42大气田勘探与复杂气田提高采收率技术非常规油气勘探开发技术深水油气勘探开发技术及装备石油工程服务技术装备和数字化转型石油大幅度提高采收率技术技术及装备创新中高渗透油藏：水治理、化学驱低渗油藏：水驱、气驱、化学驱稠油油藏：CSS,SF，SAGD，火驱复杂碳酸盐岩油藏：储层及剩余油表征，气驱，储层改造等。大气田勘探：深层-超深层气田成藏及勘探技术；复杂气田提采：精细气藏描述、开发设计、控水排水、增压采气。甜点预测与评价，水平井钻井、体积压裂，井网优化，注水注气开发等。沉积理论、碳酸盐岩储层理论研究，天然气水合物开采技术及装备，FPSO、平台建设、水下生产、特种设备，海上稠油开采等。智能化物探装备（节点仪器、OBC、OBN）物探采集处理软件；地层扫描测井技术与装备，智能钻井及超深层钻井设备，智能压裂、体积压裂设备等。2、加强勘探开发关键技术及设备创新，解决卡脖子技术难题432021：中国油气公司海外权益产量达到2.1亿吨油当量，1.67亿吨油和540亿方气目标：2030年，中国油气公司海外权益产量目标为2.28亿吨油当量，1.4亿吨油和1100亿立方米气措施：由于海外项目产量自然递减以及合同到期，需要巩固海外核心产区来保持产量，并通过多种途径获取新项目，尤其需要加大“一带一路”沿线新项目的开发3、加强海外权益区块布局，各油田单位走出国门，发展海外油气业务2050年海外权益产量，原油及天然气权益当量预测444、强化数字化转型，建设智慧油田，推动生产、科研、管理模式创新发展数字化转型核心价值提高数据资产利用率降本增效应对市场波动提高运营和生产效率协同管理应用生产业务流程优化生产指标预测分析油气生产现场监测基础设施建设智慧油田建设核心内容数字化转型的核心价值在于提高生产、经营效率、降低成本、降低能耗，实现高质量低碳运营；智慧油田建设需要强有力的信息化建设支撑，可以划分为5个内容：以物联网为核心的基础设施建设；实时传输技术为核心的油气田现场监测；融合大数据技术的预测分析；以业务流程整合为核心的生产优化及一体化工作环境带来的协同工作模式。454、强化数字化转型，建设智慧油田，推动生产、科研、管理模式创新发展发展战略方向：努力实现“一个平台、两套体系、三朵云、四项能力、五大提升”的数字化转型目标，加强IT基础设施建设、智能油田建设、经营管理信息系统建设、加强网络信息安全防护。加快推动公司从传统管理模式向现代化、数字化、智能化跨越，全面建成“智慧海油”。发展战略方向：按照“数据+平台+应用”的新模式，大力推进数据中心、物联网、工业互联网等新型基础设施建设，建成覆盖全产业、支撑各领域业务创新的管理、生产、服务、金融“四朵云”。发展战略方向：将数字技术融入到油气产业链的产品、服务和流程中，推动公司发展理念、工作模式、运营管理、科技研发、管理体制机制等方面的变革，打造智能化生产、网络化协同、个性化服务等新能力，开创基于用户、数据、创新驱动的新商业模式、新生产方式和新产业生态。中国石油：以数字化转型驱动油气产业高质量发展中国石化：以数字化转型促进能源化工产业高质量发展中国海油：把握大势，抢抓机遇，加快推进中国海油数字化转型46➢管网公司成立之后，仍然面临着统筹规划、权益划分、职责监管等难题，需要加快改革发展；➢省级管网改革成未来油气行业重点改革方向；管网隐患治理和安全改造是行业重点方向；➢在稳油增气的战略规划下，未来5年，国家管网公司每年将新增建设5000-6000公里管网，特别需要加强天然气管网建设力度。“双碳”战略目标顶层设计出台，天然气“全国一张网”体系加快完善。5、推进管网公司改革发展，加快油气管道建设，加强管道隐患治理9.169.8510.5710.8711.3411.9312.2312.6613.4115.0002468101214162012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2012-2021年我国油气管道建设里程（万千米）2021-2022年7起燃气爆炸事件，国家高度重视47中亚油气管道，气源不足、管线未满容量运行，D线管道建设延迟，需要加强土库曼斯坦的天然气开发合作，积极谈判获取更多的天然气输气量。D线管道已在建设，但是延迟了，预计2023年左右可建成，运输能力300亿方/年ABC管线气源缺口200亿方，350亿方<550亿方ABCD管线气源缺口250亿方，700亿方<950亿方5、加快海外输华油气管道建设及扩输，加强油气进口通道的安全保障48萨哈林，100亿方/年，2022年官宣预计：2040年，俄罗斯——中国天然气760亿方/年（管道气），满足中国11%的天然气需求500亿方/年LNG为主萨哈林，100亿方/年东线：建设萨哈林——中国东北的油气管道气量100亿方/年；西线：过外蒙古至二连浩特，500亿方/年；加快开辟北极航道，推进LNG进口多元化。5、加快推进建设中俄东线管道、西线过外蒙古管道以及北极航道建设2022年已经官宣2022年已经官宣49序号运营方储气库类型设计库容（亿方）地点状态1中石油驴驹河储气库枯竭油气藏5.7天津开工2兴9储气库枯竭油气藏15.42河北前期3南堡储气库枯竭油气藏-河北前期4苏203、苏39-61枯竭油气藏-内蒙前期5辽河储气库群枯竭油气藏241辽宁开工6双驼子储气库枯竭油气藏11.21吉林前期7升平储气库枯竭油气藏150黑龙江开工8升深2-1、四站、朝51储气库枯竭油气藏-黑龙江前期9铜锣峡储气库枯竭油气藏15重庆前期10黄草峡储气库枯竭油气藏19.4重庆前期11万顺场储气库枯竭油气藏58.7重庆规划12沙坪场储气库枯竭油气藏200重庆规划13寨沟湾储气库枯竭油气藏-重庆规划14老翁场储气库枯竭油气藏18.5四川前期15牟家坪储气库枯竭油气藏10.5四川前期16沈公山储气库枯竭油气藏-四川规划17兴隆场储气库枯竭油气藏-四川规划18陕43储气库枯竭油气藏20.8陕西规划19温吉桑储气库群枯竭油气藏56新疆开工20淮安储气库盐穴12.2江苏开工21平顶山储气库盐穴18河南前期22云应储气库盐穴5.5湖北前期23衡阳储气库盐穴10湖南规划24白驹储气库含水层-浙江规划25麻丘储气库含水层18.43江西规划26中石化广华砂岩油藏枯竭油气藏34.5湖北规划27金坛储气库二期、三期盐穴11.79江苏开工28黄场储气库盐穴52湖北规划29江汉盐穴储气库盐穴48.09湖北开工30港华金坛储气库二期盐穴3.1江苏开工中国拟建的储气库情况6、加快油气储备，储气库、LNG设施建设，2030年调峰能力达到世界水平14462400440100200300400500600储气库LNG设施2030年我国储气调峰能力规划（650亿立方米）2020年工作气量（亿立方米）2030年前计划新增工作气量（亿立方米）新建30座储气库，新增工作气量400亿方按照国家发改委规划，2030年我国天然气消费量5500-6000亿方，按照最低值5500亿方以及世界11.8%的平均水平，2030年调峰能力建设需要达到650亿方。其中储气库544亿方，LNG设施106亿方506、加强顶层设计，分区布局，多措并举，建立多元化的储备调峰体系1、西北部气源丰富，远离消费中心，应建设战略储备储气库，打造国家天然气战略储备中心（塔里木、准噶尔、柴达木盆地）2、西南四川盆地，气源丰富，靠近中部消费中心，应建设储气调峰枢纽（储气库、调峰气田、陆上LNG液化厂）3、中北部地区（鄂尔多斯盆地），建设气田调峰、储气库调峰、煤制气及UCG调峰6、东南沿海地区，建设LNG储气调峰设施5、长江经济带，建设盐穴型、含水型储气库以及在长三角沿海建设LNG设施3、环渤海地区、东北地区，加强储气库群建设，已有储气库扩容建设，管道及气田调峰能力\LNG设施建设51我国碳中和实施路径与能源转型展望5报告提纲煤炭行业发展形势与转型路径2全球能源转型发展形势1新能源发展机遇、面临的挑战与对策4油气行业发展形势与稳油增气战略布局32015201612月12日在巴黎气候变化大会上通过4月22日在纽约签署10月5日满足双55条件2016201611月4日正式生效202011月4日美国退群20212月19日美国入群《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内。为了实现上述目标，需要尽快实现温室气体排放达到峰值，在本世纪下半叶实现温室气体净零排放。全球2065－2070年实现碳中和的要求。注：双55条件是指至少需要55个国家参与签署且排放占比超过全球的55%才能生效。《巴黎协定》要求降低碳排放，实现碳中和，全球气候治理进入“碳中和、碳达峰”政策与法律强制性约束阶段，为新能源发展带来机遇。机遇1：《巴黎协定》要求全球降低碳排放，本世纪下半叶实现碳中和531850年以来全球平均气温波动➢1850-1900年间，-0.3~0℃左右;➢2020年已经上升至1.2℃;➢预计2030年，就将上升1.5℃；➢全球：0.2℃/10年；➢中国：0.24℃/10年。2018年发布的《IPCC全球升温1.5℃特别报告》，强调了气候行动的紧迫性，目前全球气温较工业化前期已经增加了1℃，全球升温1.5℃最快可能在2030年达到，按照这一速度，2065年前后可能达到2℃，比巴黎协定确定的21世纪末的全球温控目标提前40年。进一步强化了发展新能源的必要性。清华大学气候变化与可持续发展研究院：《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》2021年出版机遇2：《IPCC全球升温1.5℃特别报告》要求加速行动，降低碳排放542011-2021年制定可再生能源监管政策的国家数量（按行业分类）2021年超过135个国家制定了温室气体净零排放的目标；世界上几乎所有国家都制定了可再生能源支持政策。在政策的支持和激励下，2021年全球可再生能源装机容量和可再生能源投资创历史新高。《全球可再生能源装机容量统计年鉴》，数据显示，截至2021年底全球可再生能源装机量达3064GW，较去年增长9.1%。机遇3：全球密集出台支持可再生能源发展政策，引领新能源发展2021年全球可再生能源累计装机占比；数据来源，国际可再生能能源署（IRENA）《2022年可再生能源装机容量统计年报》水电42.57%海洋能0.02%风能25.82%太阳能26.59%生物质能4.49%地热能0.52%55竞价上网1、预计到2040年，太阳能光伏发电、风电、电动汽车电池成本还将分别下降30%～50%、0～30%、10%～45%。技术进步成本下降规模化应用市场竞争2、储能贯穿新能源开发与利用的全部环节，是能源转换与缓冲、调峰与提效、传输与调度、管理与运用的核心技术。电化学储能、动力电池能量密度10年提高了2倍，使用寿命可以超过5年50万千米，充电时间从超过3小时下降到30分钟以内。3、5G等现代技术加速融入能源技术领域，给核心装备和技术突破带动产业升级带来机遇。机遇4：技术进步带来成本下降是新能源行业持续发展的内生动力工业储能系统来源：IRENA(2020),《2019年可再生能源发电成本》562060为应对气候变化、减少温室气体排放，世界各国在《巴黎协定》等政策下相继确立碳中和目标，引导经济绿色低碳发展。尽管在大方向上已达成共识，但综合来看，在推动碳中和计划的时间及力度上，各国现阶段态度仍未趋于一致。欧盟态度积极，积极减排，希望建立国际统一市场或标准，但是包括澳大利亚、俄罗斯、沙特等资源输出国以及印度、印尼、越南等亟待通过工业化实现现代化的国家对碳中和持保留和反对态度。美国不同领导人态度反复无常。挑战1：世界上多个国家在为碳中和行动，但是仍然有众多国家态度反复无常57世界不同地区国家经济发展水平与碳排放存在较大差异，难以统一标准要求各国实现碳中和➢达峰后下降阶段：美英德法日；➢排放增长阶段：印度；➢进入“平台期”：中国；➢尚未启动：农业国，发展中国家，如非洲很多国家。注：以人均排放情况更为合适丁仲礼院士：中国碳中和框架路线图研究挑战2：世界各国国情不同，碳排放情况差异大，争论焦点难以统一58挑战2：世界各国国情不同，碳排放情况差异大，争论焦点难以统一目前全球碳排放总量、人均碳排放量、累计碳排放量、人均累计碳排放量争论焦点难以统一；我国的生产端人均二氧化碳排放量是7.28吨/年，高于全球平均水平，不过比美国要低很多；从消费端来看，我们的人均排放量比英法美都低；我国人均累计排放，远远低于全球平均。丁仲礼院士：中国碳中和框架路线图研究7.284.835.5316.14.75024681012141618中国法国英国美国全球生产端人均碳排放（吨CO2/人）6.416.598.0817.574.7502468101214161820中国法国英国美国全球消费端人均碳排放（吨CO2/人）157.39516.92920.331218.71209.620200400600800100012001400中国法国英国美国全球人均累计碳排放（1900-2019）（吨CO2/人）59➢“双碳”目标下，新能源产业发展所需的锂、钴、镍和稀土，需求量将出现“井喷式”增长。由于中国战略性矿产资源禀赋较差，而需求将长期维持在高位态势，供应安全隐患进一步增大。挑战3：新能源发展所需的关键矿产资源稀缺，对外依存度高，供应安全隐患大7.4%10.6%15.7%25.5%35.7%46.2%50.0%50.0%55.5%64.3%72.0%72.1%75.7%80.4%81.8%84.2%90.0%92.0%97.1%99.0%99.0%99.5%0%20%40%60%80%100%煤炭萤石铍锡钛矿天然气钾盐重稀土金坦锂盐石油铜铝锰铁矿石锆镍钴铬铁矿铌铁铂2021年我国关键矿产资源对外依存度2022年3月8日，震惊中外的镍平仓事件美国联合其盟友，能源资源治理倡议（ERGI）、关键矿产测绘倡议（CMMI）、关键矿产联合行动计划；互惠国防采购协议（RDP）、供应安全双边协议（SOSA）60➢2021年，在Covid-19的持续影响下原材料上涨，一定程度上影响了可再生能源供应链，使部分项目推迟投产；➢新能源发展所需的关键矿物镍、钴、锂、铜、铂等资源集中度高，原材料供应国政策逐步收紧；➢全球经济与能源消费复苏、叠加2021年美国宽松的货币政策，2022年俄乌冲突等因素推动能源价格上涨。挑战4：新能源发展所需原材料价格上涨，压缩新能源项目的经济效益2020年以来，镍-镍铁-硫酸镍价格走势（元/吨）数据来源：中信建投2022年以来，国内太阳能级硅料价格趋势（万元/吨）2021年1月单价8.5万元/吨左右,2022年已经超过25万元/吨61水力发电、风光发电等受天气变化影响较大，2022年川渝地区电力紧缺进一步凸显水力发电的不确定性；电力不易长期储存，在高温、低温下特别不易储层，不确定因素大；新能源资源禀赋与消费端存在时空上的偏差，例如：时间上，鄂尔多斯盆地春秋风资源好，夏冬风资源一般；春夏日照时间长，秋冬日照时间短；空间上：西北、中北和东北地区风光资源丰富，但是用能需求主要集中在东部沿海城市。挑战5：极端气候变化，生产端与消费端在时空上的不匹配制约新能源发展2022年以来，长江流域的干旱气候，给水力发电带来巨大挑战鄂尔多斯盆地1-12月风速分布图（3-5月风速最高）62新能源应用：利用方式多元化，但以发电和新能源汽车两种应用方式为主新能源发电⚫水力发电⚫风光发电⚫核能发电⚫地热能发电⚫生物质能发电新能源汽车⚫纯电动汽车⚫混合动力汽车⚫燃料电池汽车⚫氢动力汽车⚫电动飞机新能源供热⚫太阳能光热⚫地热供暖、养殖⚫地热医疗保健⚫风力泵水⚫生物质供热新能源化工⚫氢能炼钢⚫氢制作化工品⚫生物质燃料气制作化工品⚫氢储能、天然气掺氢63新能源应用：新能源发电呈现蓬勃发展之势，将引领发电行业变革0102030405060708090202020252030205020602020-2060年我国发电装机总量及结构（亿千瓦）风电太阳能发电水电煤电气电核电生物质及其他燃氢机组2020与2021年全球发电结构全球新能源发电（水电、核能和其他可再生能源）占比超过38%，呈现上升态势；我国新能源发电装机总量快速增加，预计2060年，新能源发电占比高达96%，引领发电行业变革642015-2019年中国不同类型新能源汽车保有量337312521131091828507105010015020025030035040045020152016201720182019纯电动汽车（万辆）其他类型（万辆）2013-2021年中国新能源汽车销量（万辆）2021年中国新能源汽车效率量急速上升；纯电动汽车销量达到320万，新能源汽车中占比达到90.9%；政策环境：双碳战略推出，顶层策略引领，4部门联合推出开展2021年新能源汽车下乡活动；监管政策：进一步强化质量监督管理，落实新能源汽车生产企业产品质量主体责任，鼓励企业积极开展缺陷调查及主动召回；坚决遏制新能源汽车盲目投资乱象。技术环境：“三电”技术（电池、电机和电控）基本成熟，续航里程和电池组能量逐步提升。新能源应用：新能源汽车产销量快速上升，政策由大力扶持转变为加强监管1.87.533.150.777.7125.6120.6136.7352.1316.7%341.3%53.2%53.3%61.6%-4.0%13.3%157.6%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%050100150200250300350400201320142015201620172018201920202021新能源汽车销量（万辆）总体销量增长率（%）652013-2022年新能源汽车平均补贴金额2022-2025年中国新能源汽车市场销量规模新能源汽车行业进入后补贴时代，2021年新能源汽车补贴在2020年基础上退坡20%，2022年继续退波30%；2021年购置补贴政策维持动力电池系统能量密度、续驶里程、能耗等技术指标门槛不变。市场规模预测：到2025年，新能源汽车新车销售量将达到1600余万辆左右。新能源应用：我国新能源汽车进入后补贴时代，但是销量仍然迅猛增长136.735257790312881641157.5%63.9%56.5%42.6%27.4%0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%100.0%120.0%140.0%160.0%180.0%020040060080010001200140016001800202020212022E2023E2024E2025E销量（万辆）增长率（%）4.84.64.44.23.33.42.21.91.521.0643.53.33.23.02.42.21.00.90.720.5040.01.02.03.04.05.06.02013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年纯电动汽车补贴（万元）混合动力补贴（万元）66（1）风能发电产业现状——新增及累计装机规模截至2021年底，全球风电累计装机容量为837GW，2020年新增装机规模创下历史记录，达到93GW，主要由中国和美国的新增装机容量驱动。2021年，继续保持高速增长。2011-2021年中国风电新增、累计装机容量统计情况（国家能源局）2011-2021年全球风电新增、累计装机容量统计情况无论是累计装机容量还是新增装机容量，中国都已经成为世界规模最大的风电市场。2020年新增装机规模大幅度提高，是2019年2倍，2021年继续保持大规模增长。风能：全球新增及累计装机规模快速增长，中国均是全球第一40.6453651.763.854.953.550.760.493.093.623828331937043348854059165174483701002003004005006007008009002011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年风电新增装机容量（GW）风电累计装机容量（GW）01514.4919.8132.9719.315.0320.5925.7454.4355.9247.6762.6777.1696.37129.34148.64163.67184.26210290.75346.6705010015020025030035040020112012201320142015201620172018201920202021风电新增装机容量（GW）风电累计装机容量（GW）67全球已有90多个国家建设了风电项目，主要集中在亚洲、欧洲、美洲。中国、美国、巴西、越南和瑞典新增装机世界占比合计为72%，中国美国是世界新增装机最主要的驱动因素。2021年全球陆上装机新增容量72.5GW国家分布情况（1）风能发电产业现状——主要新增装机国家分布2021年全球海上新增装机容量21.1GW国家分布情况风能：全球陆上/海上新增装机规模主要是中国、美国/中国、英国驱动。中国42%美国18%巴西5%越南4%瑞典3%德国3%澳大利亚2%印度2%土耳其2%法国2%其他总计17%中国80%英国11%越南4%丹麦3%荷兰2%其他总计0%海上新增装机容量中，中国占比超过80%，是世界海上风电发展的绝对驱动因素。英国仅次于中国，占比11%，欧洲沿海国家增长迅猛。68➢海上发电比陆地更有优势（资源丰富且风源稳定，利用时间长，不占土地资源，靠近消费中心）➢2021年全球海上风电新增装机创历史新高，高达21GW，目前全球海上风电总装机量超过56GW。➢中国2021年海上风电新增速度创纪录，新增加1739万千瓦=17.39GW。（1）风能发电产业现状——海上新增及累计装机规模，未来的新趋势风能：全球海上风电相比陆上规模小，但是新增快，是未来发展趋势2639456710416327944459390026390500100015002000250030002011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年单位：万千瓦中国海上风电累计装机容量（万千瓦）45781214192329355601020304050602011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年单位：GW2011-2021年全球海上风电累计装机容量（GW）新增17.39GW69风能：我国海上风能储量是陆地的三倍，但是发电装机容量远低于陆地装机容量数据来源于北京金正数联能源科技有限公司研发的海卓能源（HYDROSS）大数据平台70➢存在的问题：风电建设保持高速增长，而由于电源调峰能力有限、配套电网规划建设存在滞后，弃风限电现象2016年非常严重，2016年弃风电量达497亿千瓦时，超过三峡水电站发电量的50%。➢国家对策：2016年国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，情况已经明显改善，但是西部部分省市弃风率还有待进一步改善。风能：弃风限电现象制约中国风电发展，目前已有改善，但仍是重要瓶颈7.3%8.9%2.4%4.6%10.7%4.1%2.5%2.4%1.5%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%新疆蒙西蒙东河北青海甘肃山西宁夏山东3.0%5.4%3.7%3.1%3.7%2.2%1.4%1.7%1.9%2.8%3.4%3.1%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019202020212019-2021年全国弃风率月度变化情况2021年我国主要省份弃风率数据来源：全国新能源消纳监测预警中心71➢《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）》；《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》2019年5月30日。➢《关于2021年新能源上网电价有关政策的通知》：国家发展改革委，2021年6月7日公布，8月1日开始，集中式光伏、陆上风电不再补贴。海上风电和光热还有补贴。依据国家电网预计，2020年我国陆上风电度电成本约0.287~0.539元/（kW·h），2025年我国陆上风电度电成本约0.241~0.447元/（kW·h）。风能：平价上网和市场化交易是重要挑战，海上风电尤其困难➢存在的问题：如何实现平价上网和市场化交易。➢国家对策：政策调控，2020年采用平价项目与补贴项目并存，2021年只针对海上风电给与补贴。企业层面通过技术创新，发展大功率设备降低成本72其他难点问题：⚫风电运维市场需求巨大，服务体系和人才队伍的建设严重滞后；⚫行业标准尚未建立，服务企业也是良莠不齐；⚫支持可再生能源消纳的电力市场和体制机制尚未完全建立；⚫技术成熟，发电技术成本下降空间有限，⚫风电产业运营和商业模式缺乏创新，精细化管理模式尚需加强；⚫存在与其他行业的竞争，如太阳能发电产业风能：风电服务业还处于起步阶段，行业标准尚未建立，未来潜力巨大73（3）中国风能发电产业发展展望向着分散式低风速地区转移以及海上集中式风电发展，海上风电将呈现近期近海大规模快速发展、中期远海风电试验示范、远期实现近海和远海风电全面发展的局面；从“三北”以外的地区向“三华”地区转移，向近远海地区转移。整体发展趋势陆上低风速区域和海上大兆瓦、大容量智能机组的技术研究；海上基础施工技术、远距离电力输送等技术；数字化风电技术，智能监控、智能运维、故障智能诊断和预警等方面，智能化信息化水平。技术及设备发展安全、高效、可持续是未来的主要发展方向，海上风电并网是关键；十四五期间预计装机2.2亿瓦。未来预测风能：海上风电、分散式风电是发展趋势，安全高效可持续是发展方向74全球太阳能光伏市场在2021年增长了25%，新增装机达到175GW，总装机容量约为942GW;新增装机主要来源于美国、印度、日本、巴西、德国等国家，法国新增3.4GW，是2020年的2倍；2021年，中国太阳能光伏发电新增装机53GW，累计306GW，连续9年稳居世界首位；新增容量中分布式光伏新增约2900万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%。太阳能光伏：全球太阳能光伏装机规模继续保持高速增长，中国连续9年居首太阳能光伏发电装机规模及年增量太阳能光伏发电装机规模及主要国家占比75全球聚焦太阳能热发电（CSP）装机规模光热发电：300兆瓦老旧电厂退役，CSP市场增长在2021年有所下降；2021年新增来源于智利、中国、阿拉伯联合酋长国和南非在建的CSP新产能超过100万千瓦。在2021年建设的CSP产能中，约70%是基于抛物线槽技术，其余是塔式系统。到2021年底，新增1.9吉瓦时的热能储存，累计达到23吉瓦时。聚光太阳能：CSP发电装机规模下降，但热能储存继续保持增长2011-2021年全球热能存储容量和新增容量（GWh）762021年，全球太阳能热市场增长3%，至25.6吉瓦热(GW-thermal)，高于2020年的24.9吉瓦热；中国太阳能热市场在连续8年下跌后，终于结束了跌势，制造商在2021年安装了17.7GWth的太阳能热容量；中国新增容量较大，但是增速下降，印度、巴西、希腊等国家则报纸两位数以上的增长速度。太阳能光热：中国太阳能热市场结束下跌趋势，世界占比依然很大2021年太阳能热水器新增容量前20个国家未上釉的收藏家玻璃真空管收集器上釉的平板集热器平板型太阳能热水器玻璃真空管太阳能热水器平板型太阳能热水器玻璃真空管太阳能热水器没有盖板的太阳能热水器在一些大型住宅市场(如澳大利亚、奥地利、中国、法国、德国和西班牙)，太阳能热解决方案继续面临来自热泵和生物质锅炉的激烈竞争。太阳能热水器种类772016-2021年我国太阳能发电装机（PV+CSP）容量及增速2021年我国太阳能发电装机容量为53.07GW，同比增长20.9%，都是光伏发电，光热发电累计装机约0.538GW。新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约2900万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%，光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显。中国太阳能发电新增和累计装机容量均为全球第一，近年增速逐渐变缓76.31129.42174.33204.18253.43306.553.1144.9129.8549.2553.0769.6%34.7%17.1%24.1%20.9%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%0501001502002503003502016年2017年2018年2019年2020年2021年累计发电装机容量（GW）新增发电装机容量（GW）增长率232423943953853810121520099001002003004005006002016年2017年2018年2019年2020年2021年累计装机容量（MW）新增装机容量（MW）2016-2021年我国太阳能光热装机（CSP）容量（MW）782021-2030年PERC电池线投资成本变化趋势（单位：万元/MW）2021年，中国太阳能发电成本达到0.034美元/千瓦时的最低水平；澳大利亚的太阳能LCOE大幅下降，降至0.042美元/千瓦时，比2020年便宜21%。与此同时，日本同比下降17%，达到0.086美元/千瓦时。尽管材料成本和电池板价格大幅上涨，但去年全球太阳能平均度电成本（LCOE）下降了13%。2021年材料成本和电池板价格大幅上涨，但是太阳能发电成本却继续下降2021年，新投电池线生产设备基本实现国产化，且仍以PERC产线为主，其设备投资成本降至19.4万元/MW，同比下降13.8%，降幅远超2020年预期，产线可兼容182mm及210mm的大尺寸产品，单条产线产能已达到500MW以上。79◼国光伏产业的技术取得创新进展，在产业化技术和实验室光电转换效率两方面有明显提升；2021年，规模化生产的p型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到23.1%，较2020年提高0.3个百分点。◼除了在晶体硅太阳电池技术方面领先全球外，在钙钛矿太阳电池、有机太阳电池等太阳电池的实验室光电转换效率提升方面也走在世界前列。2008～2021年我国量产太阳电池的光电转换效率的变化情况我国晶体硅太阳电池的实验室光电转换效率纪录情况中国光伏发电技术取得创新进展，多项技术全球领先，技术水平提升80国际市场占比60%-70%2013年后飞速发展国际市场占比70%-80%劳动密集型，低利润，反倾销华为全球第一，17%左右中国市场占比相对上中游不高优势：中国光伏产业链完整，近10年快速占据世界市场，龙头企业很多81中国大陆,69.2%东南亚,13.8%印度,4.2%韩国,4.0%美国,1.7%中国台湾,1.4%日本,1.4%其他地区,4.3%问题：中国的光伏产品在国外市场份额占比达到70%左右，中国光伏产业发展一方面高度依赖国外市场需求，而美国、欧盟针对中国光伏产品进行“双反”裁定，征收高额的反倾销税和反补贴税，导致国外需求大幅萎缩，国内光伏企业极易受到冲击。目前我国光伏产业政策设计以出口为导向，而非国内应用导向。对策：政策引导向国内市场，大力培育国内光伏市场，可以在需求端通过项目安装补贴、纳税补贴、用电补贴引导。财政补贴由供给端转向需求端。产能产量中国大陆,71.3%东南亚,14.8%印度,2.5%韩国,5.0%美国,2.2%中国台湾,0.9%日本,0.7%其他地区,2.6%挑战：中国光伏产业受西方国家打压，国际市场不确定性因素增多82问题：光伏发电成本虽然近年来取得了较大的下降，但是目前仍然高于传统火力发电和水力发电，使得光伏发电难以普及。对于中国的东部地区，光伏度电成本达到平价还需要一定时间。对策：成本分为技术成本+非技术成本，技术成本下降空间有限，非技术成本（土地税费、并网成本、融资成本等）还有较大的下降空间。“十四五”期间，光伏企业不仅在技术上要不断突破，在管理水平、商业模式、融资能力等方面都要不断提升。2010～2017年全球公用事业规模的可再生能源发电技术成本变化能源种类发电成本/[美元·（kW·h）-1]变化率，%2010年2017年生物质发电0.070.070%地热发电0.050.0740%水电0.040.0525%太阳能光伏发电（PV）0.360.10-72%聚光太阳能热发电0.330.22-33%海上风电0.170.14-18%陆上风电0.080.06-25%光伏的标杆电价在0.8~0.98元/千瓦时；火电的脱硫标杆电价在0.25~0.5元/千瓦时；挑战：中国光伏发电成本高于火电，平价上网还有一定距离83问题：分布式太阳能发电项目异军突起，增长较快；但是存在占地面积广、转换效率低、气候影响因素大、投资回报周期长等缺点。对策：因地制宜推广分布式太阳能发电，应用于居民住宅、写字楼、宾馆、酒店、医院、学校等建筑物上，利用了屋顶闲置不用的资源，无需额外占地，大大节约了施工成本，有效地利用了空间。挑战：中国分布式光伏发电是未来方向，但是推广中面临诸多困难84问题：政府逐步减退政策扶持力度，产业发展动力不足；数字化、智能化助推光伏产业向高端制造业发展，是光伏产业升级转型的重要路径，是成为经济新动力的巨大潜能，但是光伏产业向智能化升级转型仍处于起步阶段。对策：光伏产业要加快与互联网的融合，深度挖掘用户需求，创新使用模式，拓展个性化定制，完善用户体验，开发适应新型消费需求的光伏云产品，广泛实现“光伏+”的应用。与农业、治沙、渔业、旅游等行业可以联合开发打造绿色产业新场景。与信息化技术的结合。0.420.320.1800.050.10.150.20.250.30.350.40.452013年2018年2019年光伏发电补贴（元/千瓦时）挑战：中国光伏发电政策支持力度减小，产业智能化转型压力大852011～2025年全球新增光伏装机容量及预测值新增光伏装机容量将占据可再生能源新增装机容量的半壁江山，约为54%。“十四五”期间我国光伏市场将迎来市场化建设高峰，预计年均新增光伏装机容量在70～90GW。展望：“十四五”期间我国光伏市场将迎来市场化建设高峰，未来可期2021年我国累计建设光伏项目分布图86分类浅层地热能水热型地热能干热岩型地热能低温地热能中温地热能高温地热能温度范围（℃）<25<9090-150>150>200深度（km）<0.20.2-40.2-40.2-42-6储热工质温水热水汽水混合物蒸汽干热岩主要利用方式供热、农业供热、农业供热、发电发电发电全球地热资源类型及利用方式全球地热资源分布据国际能源署研究报告显示，世界地热能基础资源总量为1.25×1027焦耳（折合4.27×108亿吨标准煤），按照当前全球一次能源消费总量按200亿吨标准煤计算，地热资源量是其二百万倍以上。全球地热资源一般存在于地质活动性强的板块的边界，即火山、地震、岩浆侵入多发地区。大致可分为四个地热资源带：环太平洋地热带、地中海-喜马拉雅地热带、大西洋中脊地热带和红海-亚丁湾-东非裂谷地热带。地热资源：全球地热资源储量丰富，主要存在于地质活动性强的板块边界87美国地热资源分布中国地热资源分布印尼的地热资源占全球的40%，日本、美国以及中国西南部地热资源非常丰富。中国高温地热资源主要分布在藏南、滇西、川西和台湾省（板块及构造）；中低温地热资源主要分布在大型沉积盆地和山地的断裂带上，南方地区地热资源主要呈现出条带状和层状，资源比较分散。地热资源：印尼的地热资源占全球的40%，中国地热资源分布较为分散882021年新增地热发电装机为0.3GW，是2020年新增（0.133Gw）2倍多，但是不足2019年0.7GW的一半；全球地热发电总装机约14.5GW。中国地热发电远远落后于世界水平，我国地热发电装机量仅仅0.53GW。全球地热直接利用规模增长10%，累计35GW，中国地热直接利用规模较大，约占全球地热使用量的47%。2021年地热发电能力排名前10位的国家和世界其他地区地热利用：全球地热发电新增装机小，中国装机量非常小，但地热直接利用规模大2021年地热直接利用排名前10位的国家和世界其他地区万亿千瓦时百万瓦特892021年中国地热利用方式及占比（依据2019年数据进行预测得出）地热利用：我国地热直接利用以供暖为主，在国家政策下供暖面积快速扩大供暖34.7%温泉疗养30.5%农业种植17.5%养殖业2.7%发电…工业利用0.4%其他应用13.7%截至2020年底，我国地热能供暖制冷面积累计达到13.9亿平方米，位居世界第一；在国家政策的强力支持下，地热供暖面积迅速扩大，国家规划2025年供暖面积比2020年增加50%时间政策名称地热相关内容2021年2月《国家能源局关于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》积极推广地热能开发利用。重点推进中深层地热能供暖。2021年9月关于促进地热能开发利用的若干意见到2025年，地热能供暖（制冷）面积比2020年增加50%。2022年1月《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》因地制宜推进地热能供暖。在地热资源丰富、面积较大的乡镇，优先开展地热能集中供暖。90地热：我国地热能开发利用政策法规尚不健全，亟需进一步完善和改进政策不系统，不完善，地热资源开发利用却因存在初期投资大、成本高昂、后期设备维护困难等实际问题，经济效益不高（8%），总体上为薄利、微利，有的项目甚至亏损，严重制约着地热产业的发展。虽然政府一直倡导发展地热能，但是政策体系不健全，导致很多投资开发商处于观望状态。《中华人民共和国水法》《中华人民共和国矿产资源法实施细则》：没有明确界定和区分地下水和地热概念。这一法律界定方面的空白导致管理依据不清，同时会导致企业从事地热开发出现重复缴纳税费现象。各级政府地热资源管理机构分设在国土资源、水利、城建等部门，管理多元.不同地区管理部门及职责存在差别；主要是分水行政管理部门，矿产资源管理部门各级政府及部门制定政策，从可再生能源角度、大气污染、供暖、水资源节约管理、环境保护等方面制定相关政策，并不系统。对于地热发电目前还没有相关的财税支持政策地热资源开发利用的管理不够规范政策不系统，不全面，没有地热发电的财税扶持政策对地热资源的法律属性界定不清晰91地热：我国地热能资源勘查不足、开发利用模式粗放，资源浪费严重勘查评价滞后，资源地图精度不够，雄县等个别的地热勘查达到1:5万的精度，中深层地热资源（包括干热岩资源）勘察还处于起步阶段，需要国家统筹规划，地方政府落实进行精细资源勘察利用方式以供暖和旅游疗养为主，地热资源梯级开发利用不足，效率低且资源浪费严重。需要建立示范区地热资源梯级利用92地热：干热岩勘探开发处于起步阶段，面临资源勘查难、开发工程难度大等挑战干热岩资源量丰富（相当于856万亿吨标煤），碳排放低、利用途径多样，未来具有较为广阔的前景；资源勘察难：地壳结构复杂，成因机理尚不清楚、分布不均匀，埋藏深，需要高精度探测；开发工程：地下高温（180度以上）、岩石坚硬、钻井慢、周期长、需要抗高温钻完井材料；高温潜水泵、示踪剂、防腐防垢剂等均需要研发攻关；干热岩开发示意图共和盆地干热岩项目的剖面图93地热：我国地热能关键装备及技术落后，人才后备储备不足，需加强合作•缺乏系统的地热资源探测技术体系（钻完井、循环液、测井、固井）与评价方法（参数、软件）。•缺乏规模化、可持续的地热资源提取技术（储层建造、井下换热）以及地面高效利用技术（发电装备、回灌、防腐防垢、梯级利用）。技术•国内设备耐温耐压性已无法满足勘查需求（油田企业具备实力）。•测井、监测、钻井液、钻井设备等。设备•高校建设的专业学科有限，很难形成产、学、研相结合的地热人才培养机制;•我国地热技术人才研究的力量相对薄弱.人才建议：加强国际合作、与油田单位的合作，设备及技术攻关。建议：加强核心技术研发与国际合作。建议：加强地热相关科研机构以及相关专业学科的设置，建设国家重点实验室。94《关于促进地热能开发利用的若干意见》：到2025年，各地基本建立起完善规范的地热能开发利用管理流程，地热能供暖(制冷)面积比2020年增加50%，全国地热发电装机容量比2020年翻一番;到2035年，地热能供暖(制冷)面积及地热能发电装机容量力争比2025年翻一番。展望：未来我国地热开发利用将分区布局，地热利用结构将进一步优化积极推进中深层地热能供暖制冷◆北方地区推进中深层地热能供暖，井下换热，取热不取水。全面推进浅层地热能开发◆华北平原、长江经济带等地区，大力推进云贵等高寒地区地热能开发利用，热泵技术为主。有序推动地热能发电发展◆以西藏、青海、四川为主，支持干热岩与增强型地热能发电示范。2025年非化石能源在一次能源占比达到20%，2030年达到25%。95一点：打造雄安新区地热能高质量发展样板，占领全球行业制高点；两带：黄河流域生态保护和高质量发展经济带与长江经济带，两个流域的地热能产业发展潜力带；三区：北方冬季取暖，南方供暖（制冷），青藏高原地区的地热发电；国际化：推进地热能在“一带一路”沿线地区的布局与推广，实现走出去的目标。展望：未来我国地热逐步形成“一点、两带、三区、国际化”的发展路径96氢能：产业链长且复杂，未来值得期待的二次能源上游：氢生产与供应中游：燃料电池及核心零部件下游：氢能应用氢制取氢储运加氢站化石重整（煤、天然气）工业副产（焦炉煤气、化肥氯碱轻烃工业电解水制氢高压气氢拖车液氢槽车储氢瓶管道气氢加氢机、卸氢机、压缩机站控系统管道及阀门储氢瓶组氮气汇流排燃料电池堆燃料电池系统配件质子交换膜铂基催化剂双极板重型卡车飞机船舶碳纸/碳布膜电极密封垫圈空气压缩机电磁阀及管路氢气循环泵或引射器压力调节阀温压罐加湿器传感器储氢瓶增湿器乘用车物流车专用车大型客车有轨电车交通领域工业及能源领域炼油化工加氢、化工合成氨、尿素、甲醇等发电、钢铁冶金、储能天然气掺氢燃烧微型热电联供…...建筑领域97氢能产业链较长，氢能产业的快速发展有望带动全球就业、促进经济发展、减少二氧化碳排放等。根据国际氢能委员会（HydrogenCouncil）预测，到2050年，氢能产业将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比重有望达到18%。截止2021年，氢能产业链上不同国家共宣布了228个大型氢能项目，其中126个位于欧洲，46个位于亚洲。在项目类型上，大规模工业利用的氢能项目最多，共90个，占比达40%；其次是氢能源运输项目，共53个；大型制氢项目有17个，主要位于欧洲、澳大利亚、中东和智利。氢能产业前景：产业链长且复杂，是未来值得期待的二次能源氢能源项目地理位置分布及项目类型分布图98灰氢：采用化石燃料制取的氢气，如石油、天然气、煤炭制氢等，制氢过程中有大量的碳排放。蓝氢：采用化石燃料制取，但过程中采用了碳捕捉及封存技术（CCS）的氢气。绿氢：采用可再生能源（如风电、水电、太阳能等）通过电解制氢，制氢过程完全没有碳排放。灰氢：技术成熟，经济可行，但是碳排放过高，不符合国家战略。蓝氢：技术成熟，碳排放大幅度降低，符合国家战略，但是CCS拉升成本，经济性大打折扣。绿氢：工艺过程简单，尚未实现规模化应用，成本较高，经济性尚未体现。制氢：灰氢、蓝氢和绿氢，各具优劣势，绿氢是未来发展方向99制氢方式原料优点缺点经济性未来趋势化石能源制氢煤技术成熟，成本低；来源广泛；适合大规模制取。制氢过程存在碳排放问题，须提纯及去除杂质在煤价200~1000元/吨时，制氢成本约6.77~12.14元/kg当前主流，未来结合CCS技术可实现低排放，在化石燃料储量丰富的国家将持续占据重要地位天然气技术成熟，来源广泛；适合大规模制取。根据天然气价格的变化，然气制氢成本可从7.5元/kg增加到24.3元/kg工业副产氢轻烃利用将富含氢气的工业尾气作为原料，回收提纯制氢，所获氢气在成本和减排方面有显著优势。测算工业副产制氢的成本可控制在3.36-16.8元/kg，优于其他所有制氢工艺。须提纯及杂质去除，无法作为大规模集中化的氢能供应源。丙烷脱氢副产氢生产综合成本为1.25～1.8元/Nm3；乙烷裂解副产氢生产综合成本为1.35～1.8元/Nm3。短中期看，化工副产氢气最适合大规模推广，成为燃料电池的主要供氢来源，将过往浪费的副产氢气充分利用；但从长远看，化工副产氢气受限于主产品的产能限制，未来必然会遭遇产能瓶颈。焦炉煤气焦炉煤气制氢综合成本约为0.83~1.33元/Nm3。氯碱氯碱工业副产氢生产综合成本为1.2～1.8元/Nm3。合成氨合成甲醇合成氨合成甲醇的副产氢成本为1.3~2元/Nm3。电解水制氢电、水工艺过程简单，制氢过程不存在碳排放尚未实现规模化应用，成本较高假设电解槽年均全负荷运行小时7500h、使用电价0.3元/kWh，则碱性与PEM电解水的制氢成本分别为约21.6元/kg、31.7元/kg；目前电价很难达到0.3元/kWh的价格，即当前电解水制氢尚未体现经济性。结合可再生能源开发利用，电解水制氢在实现技术突破后有望后来居上，成为长期供氢的主流来源。制氢工艺：经济性和碳排放是制氢工艺发展关键，电解制氢是未来发展方向100制氢：我国是世界上最大的制氢国，但是氢源以煤炭为主，电解水制氢成本高中国是世界上最大的制氢国，目前氢气产能约为4000万吨/年，产量约为3300万吨/年。2030年，我国氢气的产量预期达3715万吨/年。我国氢制取几乎都来自化石能源制氢和工业副产氢，这两种制氢路径技术成熟、产量大且产能分布广、成本低，但是制取的是灰氢，其碳排放高。电解水制氢占比小，主要制约因素是成本过高。1201.521.8102.51305.53205101520253035制氢成本（美元/kg）碳排放（kgCO2/kgH2）煤制氢煤+CCS制氢天然气制氢天然气+CCS制氢可再生能源发电制氢电网电解水制氢图中国不同路径制氢成本及经济性分析图世界（上）与中国（下）氢源结构101分类技术原理优点缺点技术成熟度国内技术水平压缩气态储氢将氢气压缩于高压容器中，储氢密度与储存压力、储存容器类型相关技术成熟、充放氢速率可调体积储氢密度低、容器耐压要求高发展成熟，广泛应用于车用氢能领域关键零部件仍依赖进口，储氢密度较国外低低温液态储氢低温（20K）条件下对氢气进行液化体积储氢密度高、液态氢纯度高液化过程能耗高、容器绝热性能要求高、成本高国外约70%使用液氢运输，安全运输问题验证充分民用技术处于起步阶段，与国外先进水平存在差距液氨/甲醇储氢利用液氨、甲醇等液体材料在特定条件下与氢气反应生成稳定化合物，并通过改变反应条件实现氢的释放储氢密度高、安全性较好、储运方便涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率相对较低距离商业化大规模使用尚远处于攻克研发阶段吸附储氢利用金属合金、碳质材料、有机液体材料、金属框架物等对氢的吸附储氢和释放的可逆反应实现安全性高、储存压力低、运输方便普遍存在价格高、寿命短或者储存、释放条件苛刻等问题大多处于研发试验阶段与国际先进水平存在较大差距储氢：储氢工艺多样，设备及材质是关键，国内以压缩气态储氢为主储氢102高压储氢瓶从左至右分别为I型、II型、III型和IV型储氢：国内除压缩气态储氢以外的其他储氢技术不成熟，与国外技术差距大我国以35MPaIII型瓶高压气态储氢方式为主，储氢技术与国外差距较大；III型高压储氢瓶，其储氢压力、密度与国外的IV型瓶有较大差距，并且关键零部件仍依赖进口。公司名称型号容积（L）工作压力储氢密度重量（kg）储氢量（kg）HexagonLincolnIncIV6470MPa以上48.8432.6丰田MiraiIV6070MPa以上48.842.82.45国内储氢瓶III5230-70MPa40.4522.1国内外储氢瓶技术参数对比103分类年输氢可用量适用场景特点20MPa高压气氢拖车78.8-100.8吨/辆规模较小、运输距离较短单车装载量约350kg，装卸时间各需4-8h，技术及产品成熟，前期投资小液氢槽车1047.6吨/辆规模较大、长距离运输单车装载量约3000kg，装卸时间1-2h，液化成本高，未来采用混合工质预冷等方案降低液化成本管道气氢9.2万吨大规模用氢、应用多领域可解决氢气资源与应用市场空间分布不均问题，前期投资大，存在氢脆等技术难点运输氢：国内以20MPa气态高压储氢与集束管车运输为主我国主要采取高压气氢拖车运输的方式，正在逐步探索管道掺氢输送方式；管网输氢更显经济优势，但在技术层面上面临管材评价、安全运行、工艺方案及标准体系等诸多关键难题。1042010--2021年全球建成的加氢站数量（单位：座）截至2021年底，全球共有685个加氢站投入运营，全年新投运132座加氢站，主要是我国新建加氢站比较多；2021年我国新建成100座加氢站，总数达到218座，预计2022年将累计建成287座。目前我国加氢站建设布局比较分散，分布于20多个省份，其中广东省建设规模最大，至2021年底累计建成了35座，但整体建设仍不能满足氢燃料电池汽车发展的需求。氢利用：中国加氢站建设步伐加快，但是仍然不能满足燃料电池汽车发展需求2132172151861812142743283694325536850100200300400500600700800201020112012201320142015201620172018201920202021102651118218287050100150200250300350201720182019202020212022E我国建成运营的加氢站数量（单位：座）105氢利用：应用场景逐渐扩展到钢铁冶金、储能、建筑、发电、天然气掺氢等领域。以氢燃料电池为载体应用于交通领域；氢燃气轮机应用于发电和船舶炼油化工加氢、化工合成氨、尿素、甲醇等.替代焦炭作为钢铁冶金的还原剂热电联供氢气目前主要应用于能源及石化、化工领域，但随着技术的发展，应用场景逐渐扩展到钢铁冶金、储能、建筑、发电、天然气掺氢等领域。各应用领域均面临瓶颈问题，还需要进行试验攻关。106各地政府竞相布局，缺乏国家层面的统筹协调，造成了资源浪费，也可能导致无序竞争挑战：各地方政策规划同质化严重，缺乏统筹协调，国家规划目标低于市场预期目标2018年《广州市氢能产业发展规划（2019-2030年）》2019年《青岛市氢能产业发展规划（2020-2030年）》2020年《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》2022年《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》地方政策制定力度/时间大于/早于国家规划，导致政策同质化严重，协同性不够，影响健康发展；国家层面的规划目标低于市场预期目标，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提出的2025年发展目标，燃料电池车辆保有量约5万辆，远低于行业协会、投资机构市场预期10万辆的目标，由此可能影响氢能产业的投资，进而影响氢能产业的发展。2016-2021年我国氢燃料电池汽车销量及保有量国家：稳慎应用，示范先行，避免一些地方盲目布局、一拥而上，稳慎推动氢能的多元应用。107挑战：技术创新不足，产业链各环节部分关键技术水平与国外差距较大公司名称型号容积（L）工作压力储氢密度重量（kg）储氢量（kg）HexagonLincolnIncIV6470MPa以上48.8432.6丰田MiraiIV6070MPa以上48.842.82.45国内储氢瓶III5230-70MPa40.4522.1国内外储氢瓶技术参数对比制取：碱性电解水制氢技术与可再生能源发电的适配性还有待于进一步提升；储运：高压储氢瓶的储氢压力与密度与国外的IV型有较大差距，并且关键零部件仍依赖进口；加氢：我国普遍采用35MPa车载氢系统，70MPa压力的车辆目前处于样车阶段；应用：燃料电池动力系统、电堆、关键材料和关键零部件的性能指标与国际前沿差距较大。108聚焦质子交换膜水电解面临的膜材料被国外垄断，全氟磺酸膜，制备工艺复杂，长期被美国和日本企业垄断；析氢催化剂材料选择耐腐蚀的Pt、Pd贵金属及其合金为主，（成本高），析氧电催化剂只能选用抗氧化、耐腐蚀的Ir、Ru等少数贵金属或其氧化物作为催化剂材料；南非、俄罗斯、加拿大和美国。这四个国家无论是储量还是储量基础，都占全球的95%以上，其他国家都只占很少份额；中国仅占世界储量的3/10000。挑战：PEM水电解制氢关键材料极度稀缺，聚焦质子交换膜被国外垄断铂系金属109领域技术指标国内先进水平国际一流水平燃料电池电堆额定功率等级36kW（在用）60-80kW体积功率密度1.8kW/L（在用）3.lkW/L3.1kW/L（实验室）耐久性5000h>5000h低温性能-20℃-30℃应用情况百台级别（在用）数千台级別核心零部件膜电极电流密度1.5A/cm2电流密度2.5A/cm2空压机30kW级实车验证100kW级实车验证储氢系统35MPa储氢系统-Ⅲ型瓶组70MPa储氢系统-Ⅳ彻瓶组双极板金属双极板-试制阶段；石墨双极板小规模使用，缺少耐久性和工程化验证金属双极板技术成熟、完成实车验证；石墨双极板完成实车验证氧循环装置氢气循环泵-技术空白，30kW级引射器-可量产lOOkW级燃料电池系统用氢气循环泵技术成熟关键原材料催化剂铂载量约0.4g/kW铂载量达0.2g/kW小规模生产产品化生产阶段质了交换胶性能与国际相当，中试阶段产品化生产阶段炭纸/炭布中试阶段产品化生产阶段密封剂国内尚无公开资料和产品产品化批量生产阶段挑战：燃料电池技术工程化、产业化水平滞后，技术水平落后于日韩等国家110国家加氢管道（km）中国100美国2500欧洲1569日本韩国挑战：储运、加氢站等基础设施建设明显不足，标准规范缺乏氢能储运管道设施建设情况在加氢站方面，目前我国仅有200多座加氢站，距离2025年至少1000座的建设目标还相差甚远。加氢站建设还存在布局分散、建设成本高、建设审批流程复杂、归口管理不明确等问题；在输氢管道建设不足，极大地制约了氢能储运业务发展。输氢管道建设也面临着设计建造标准不明、建设成本过高等问题，成为氢能基础设施发展的另一个重要障碍。元/kgkm三种运输方式运氢成本随距离的变化111挑战：氢能产业处在培育初期，商业模式创新不足，经济效益亟须提升美国能源部公布的加氢成本构成我国氢能产业的经济效益不足，制约产业发展，源于：⚫碳约束下，化石能源制氢成本大幅度提高；⚫我国还未建立完善的氢储运管道体系，且主要能源供应区域和能源消费区域在地理空间上不匹配，进一步加大了氢储运成本；⚫燃料电池及其核心辅件、加氢站关键设备主要依赖进口，导致采购成本过高。65.30%7.20%11.40%9.30%6.80%运输加氢设备储藏冷却其他氢气储运成本高昂，长输管道的造价约为天然气管道的2.5倍；燃料电池及其核心辅件的成本仍然过高，膜电极组件成本约为国际指标的5.7倍，电堆成本约为国际指标的6倍。我国氢能仍处于产业培育初期，商业模式创新不足，市场应用场景及规模还有限，也影响了氢能的经济效益；钢铁冶金、发电、储能、天然气掺氢等应用场景目前成熟度偏低、规模不大112发展对策：加强政策引导，统筹氢能产业发展布局，建立完善制度政策环境加强产业链安全监管◆健全氢能产业安全标准规范，强化安全监管，落实企业安全生产主体责任和部门安全监管责任；◆加强安全监测、监测技术及设备研发创新；◆加强应急能力建设，研究制定氢能突发事件处置预案、处置技战术和作业规程。建立健全氢能政策体系◆规范氢能制备、储运和加注等环节建设管理程序，落实安全监管责任，加强产业发展和投资引导；◆完善氢能基础设施建设运营有关规定，注重在建设要求、审批流程和监管方式等方面强化管理；◆探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，完善可再生能源制氢市场化机制；◆健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。建立完善氢能产业标准体系◆推动完善氢能制、储、输、用标准体系；◆鼓励龙头企业积极参与各类标准研制工作，支持有条件的社会团体制定发布相关标准；◆推进氢能产品检验检测和认证公共服务平台建设，推动氢能产品质量认证体系建设。113发展对策：实施龙头企业保链稳链工程，以技术创新为价值引领，加强关键技术攻关产业链技术发展趋势预判技术研发方向制氢短期：化石能源制氢+CCUS技术；中长期：可再生能源电解水制氢技术。氢气提纯技术、CCUS技术；研发降低铂系金属载量的新型催化剂、质子交换膜等材料、高效大功率碱水电解槽设备；发展生物制氢和太阳能光解水制氢技术。储运氢短期：高压气态储氢；中长期：低温液态储氢；固体储氢；有机液体储氢；复合储氢技术。研究方向为：提高储氢密度、降低能耗成本、提高有机液体储氢脱氢效率。研发35/70MPa高压储罐、氢气压缩机、液氢泵、氢气液化装备；碳纤维和碳纳米管等碳质储氢材料；发展有机氢化物储氢技术，探索复合储氢技术。短期：高压气氢拖车中长期：管道输氢、有机液体管道输氢。研究高性能的管材，发展管材评价技术、氢的泄漏与全程监测技术、氢气压缩技术等。加氢短期：35MPa加氢站；中长期：70MPa加氢站，液氢加注站。研发高压压缩机、加氢枪等设备，提高设备的稳定性与精度等；加强在加注安全、计量、过程控制、设备、建站设计及标准等方面的研究。应用短期：石化、化工、燃料电池、钢铁冶金；中长期：天然气掺氢、储能、建筑、发电等改进优化氢化工（石油化工加氢、合成氨、尿素、合成甲醇）技术，降低能耗、碳排放；研发氢冶金技术、天然气掺氢技术、高效储能技术；研发燃料电池轨道交通产品，分布式发电产品，微型热电联供系统等。注：表中短期指2022-2025年，中长期指2025-2035，2035-2050年。充分发挥龙头企业的研发能力以及企业间的合资合作，建立健全关键设备、矿物的供应安全保障机制；以氢能技术创新需求为导向，支持引进和培育高端人才；开展氢能科学和技术国际联合研发。114发展对策：统筹推进氢能基础设施建设，稳步推进氢能多元化示范应用2021年4月16日，科技部与山东省人民政府签署“氢进万家”科技示范工程框架协议，山东成为全国首个也是目前唯一一个氢能大规模推广应用的示范省份。积极开展储能领域示范应用合理布局发电领域多元应用逐步探索工业领域替代应用尝试探索其他领域应用有序推进交通领域示范应用稳步示范应用因地制宜展开制氢、储氢、运氢、加氢基础设施建设布局；开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范；利用现有加油、加气站的场地设施改扩建加氢站，探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式；稳步推进氢能在交通、储能、发电及工业领域的多元化示范应用。115中国氢能供应体系发展路径（依据行业协会数据修订）分类2025年2035年2050年制氢路径工业副产氢提纯为主；可再生能源电解水制氢试点运营，制氢量达到10-20万吨/年低碳排放制氢；可再生能源电解水制氢半集中化制氢为主；CCUS技术实现产业化；工业副产氢提升利用效率零碳排放制氢；可再生能源电解水制氢集中化制氢为主；工业副产提纯、化石能源制氢+CCUS为辅储运路径高压气氢运输为主；液氢运输试点推广液氢运输作为主动脉；高压气态储运作为毛细血管液氢储运+高压气氢储运+管道储运+有机液体储运等多种路径并行加注模式合建站为主；在站制氢一体站试点运营加氢站及其它基础设施；多元化、网络化发展形成多元化、网络化的氢能基础设施体系展望：2025年之前以工业副产氢为主，绿氢试点运行推广116中国氢能社会愿景（依据行业协会数据修订）领域细分领域2060年目标能源体系氢能占终端能源消费的比例10%氢能需求量6000万吨温室气体减排量7亿吨氢的供应电解水制氢占比70%电解槽系统装机量500GW加氢站数量1.2万座加氢站平均建设成本（不含土地）800万元氢的应用氢燃料电池保有量2000万辆氢燃料电池客车渗透率20%氢燃料电池物流车渗透率10%氢燃料电池重卡车渗透率30%氢燃料电池乘用车渗透率10%展望：氢能未来可期，2060年实现氢能社会愿景117新能源发展机遇、面临的挑战与对策4报告提纲煤炭行业发展形势与转型路径2全球能源转型发展形势1我国碳中和实施路径与能源转型展望5油气行业发展形势与稳油增气战略布局3•2021年全球碳排放量达到389.77亿吨，相比2020年增长5.7%，2011-2021年间，碳排放量年均增长0.7%，。•2021年全球碳排放基本恢复到疫情之前的水平；•中国2021年碳排放121.05亿吨，世界占比31.05%，与2020年（31.19%）相比小幅度下降。碳排放形势：全球碳排放基本恢复到疫情之前的水平，亚太地区碳排放占比高050100150200250300350400450199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020211990-2021年全球二氧化碳排放当量（亿吨）亚太地区北美洲欧洲独联体国家中东地区非洲南美洲25.9040.59106.62121.05020406080100120140199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020211990-2021年中国二氧化碳排放当量（亿吨）注：数据来源于BP，碳排放当量表示来自能源、过程排放、甲烷和燃烧的二氧化碳当量排放119国家碳排放量（亿吨）中国121.05美国51.7印度28.0俄罗斯21.7日本10.8伊朗8.9印度尼西亚7.1沙特阿拉伯6.8德国6.5韩国6.32021年碳排放前10国家2021年全球碳排放分布图碳排放形势：中国碳排放总量世界占比最高，碳减排面临巨大压力1202021年二氧化碳排放强度（万吨/亿美元GDP）数据来源于wordbank和BP2011-2021年世界各国碳排放量年均增速2021年中国碳排放强度为6.79万吨/亿美元GDP，是全球平均水平的1.67倍。近10年碳排放增速为1.2%，世界平均增速0.7%，中国碳排放增速逐渐向世界平均增速靠近。碳排放形势：中国碳排放强度高，排放增速快，碳减排面临巨大压力12.2311.268.818.156.796.015.494.063.082.992.252.191.791.751.531.531.090.960.570.390.002.004.006.008.0010.0012.0014.00俄罗斯南非印度沙特阿拉伯中国印度尼西亚土耳其世界平均巴西加拿大美国日本西班牙新西兰意大利德国英国法国墨西哥澳大利亚-6.4%-5.5%-3.7%-2.3%-2.0%-1.9%-1.3%-1.0%-0.5%-0.1%0.4%0.5%0.7%1.4%1.8%1.8%2.1%3.9%4.6%5.4%6.9%-8.0%-6.0%-4.0%-2.0%♦2.0%4.0%6.0%8.0%委内瑞拉乌克兰英国意大利法国德国日本美国澳大利亚加拿大巴西俄罗斯世界平均科威特中国印度尼西亚伊朗印度伊拉克菲律宾越南1212021年世界各国碳排放占比，中国，排名第2-第10国家、世界其他国家，各占三分之一主要国家碳达峰——碳中和时间间隔中国的碳排放量高，2021年世界占比31%，减排压力大。中国碳达峰到碳中和的时间间隔只有30年，和大多数发达国家相比要短得多，要实现碳中和，面临挑战更大碳排放形势：中国碳排放占比高，碳达峰—碳中和时间差极短，压力巨大中国31.0%美国13.2%印度7.2%俄罗斯5.6%日本2.8%伊朗2.3%印度尼西亚1.8%沙特阿拉伯1.7%德国1.7%韩国1.6%世界其他国家31.1%122实施路径：节能提效引领，清洁替代为核心，碳封存、循环兜底，碳市场约束碳中和实施路径碳减排碳替代碳封存碳循环碳交易节约能源提升能效绿色出行、甲烷回收、粗放用能转精细等设备工艺优化改造，管理提升、数字化等低碳替代零碳替代天然气替代煤炭，煤改气、煤改电等风光水电、地热、氢能替代化石能源等CCUSCCS驱油与埋存，化工利用、溶浸采铀等咸水层、枯竭油气藏、煤矿封存等人工碳转化森林碳汇二氧化碳合成甲醇、制作轻烃产品等植树造林光合作用固碳碳资产管理碳资产交易碳配额（CEA）交易自愿减排量（CCER）交易123研究表明，我国能源利用效率如果达到世界平均水平，则可节约15.8亿吨标准煤，可减少约39亿吨碳排放；四种路径的贡献预测：碳替代将成为碳中和进程中的中坚力量，预测到2050年，贡献率占全球碳中和的47%，碳减排、碳封存和碳循环贡献率分别占21%、15%和17%；碳资产交易作为一种管理、市场约束手段，利用市场机制控制碳排放，来促进碳中和的实现进程。3.352.391.471.291.020.960.706.794.062.252.191.530.961.09012345678中国全球平均美国日本德国法国英国单位GDP能耗（吨标准煤/万美元）单位GDP碳排放（吨二氧化碳/万美元）2020—2050年4种途径对全球碳中和的贡献（邹才能，2021）2021年中国能源利用效率与世界发达国家对比实施路径：节能提效引领，清洁替代为核心，碳封存、循环兜底，碳市场约束124抓手：以科技创新和政府机制为支撑，经济结构转型，推动能源供给侧、消费侧革命碳中和实施重要抓手发展高质量经济产业结构转型能源供给侧结构优化转型能源消费侧转型发展增加森林碳汇和CCUS产业发展健全碳交易机制与市场推动战略性新兴产业发展，高端制造，高附加值产业发展全面推动数字经济发展，节能降耗，推动效益可持续发展提升生态系统碳汇能力，国土绿化、人工碳转化等煤炭压减，严控新增，发展煤炭气化、煤炭清洁利用产业构建新能源发电为主体的新型电力系统，补位化石能源减量工业：电气化和碳捕集技术，实现工艺升级、能效提升、能源替代建筑：节能优先，改造升级，光伏光热、地热供暖清洁替代交通：推动交通运输电气化，绿色出行、航空燃料清洁替代近期开展CCS-EOR，中长期发展枯竭油气藏、咸水层碳封存产业促进低碳产品价值转化和碳资产价值实现，健全碳交易机制试点行业拓展到重点能耗行业，引入机构投资者，增加交易品种政府机制科技创新125能源战略定位转型：兼顾国家能源安全的前提下，化石能源战略性有序缩减，但不可弃煤炭石油天然气可再生能源2020-20302030-20502050-2060——未来其他能源重点补位煤炭的减量，扮演桥梁过渡作用国家能源安全的核心城燃领域的核心能源，化工领域辅助资源重点补位煤电、燃油交通工具的能源减量引领中国电力行业变革，担当能源核心由国家核心能源逐渐有序退出，转变成为国家能源安全的辅助性、保障性能源燃油领域逐步被替代，成为石油化工领域的原料在关键领域担当重要角色，核电，核动力航母等126太阳能风能天然气石油水电核电产业成熟，技术先进，优先发展产业成熟、技术先进，需与国情结合，稳定发展地热氢能煤炭清洁利用技术不成熟，机制不健全，探索性发展生物质能源转型：风光引领发展，天然气过渡，构建中国特色能源转型之路数字化、信息化技术融合发展贯穿能源转型发展路径之中海洋能12734.839.141.839.435.432.634.9339.342.340.436.533.1能源转型展望：2030→2060化石能源与新能源比值75:25→33:672030年我国一次能源消费将达峰，约42亿吨石油当量（60亿吨标准煤），天然气+可再生能源发展将补位煤炭减量以及一次能源消费的增量；2030-2040，天然气逐步达峰，与可再生能源一起补位煤炭、石油的减量，一次能源消费总量小幅度下降；2040-2060，进入低碳时代，可再生能源成为能源消费主力，石油、天然气、煤炭仅在特定领域保持稳定发展。双碳目标下，我国一次能源消费总量与结构预测（国家能源局油气战略中心）双碳目标与非和平的国际环境下，我国一次能源消费总量与结构预测（基于国家能源局数据修改）128全球能源产业正面临全方位深刻变革，能源转型与实现碳中和已是大势所趋。中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋以及能源安全战略决定了中国必将走出自己的特色能源转型之路。煤炭转型升级发展刻不容缓，稳油增气是长期战略，而发展新能源决定着中国能否在能源革命中占领科技制高点。中国能源企业需要研判国际能源局势，辩证看待传统能源与新能源业务关系，因企制宜加速转型，以科技创新为先导，深化企业改革，加强国际合作，推动业务稳健高效发展。结语（一）海卓（HYDROSS）能源信息服务平台——北京金正数联能源科技有限公司资源支持◼平台板块油气田，油气盆地，油气井勘探开发01勘探、开发、行业、新能源...能源资讯03天然气、原油、成品油管道...油气管道05地热、太阳能、风力...新兴能源06区域、国家、公司...行业研究02储气库、储油库、LNG/运输船...油气存储04HYDROSS130◼平台特色（一）海卓（HYDROSS）能源信息服务平台——北京金正数联能源科技有限公司资源支持渠道丰富200+能源机构、5000+公司、300+期刊杂志...海量数据400+油气盆地、4.6万+油气田、100+万井、800+油气储库、10万+新能源资产...深入量化六大数据模块，细分为30+个子模块，2000+关键指标...追踪溯源数据均有明确的来源自主国产化拥有自主知识产权，打造安全高效的能源行业数据库国产品牌数据精准对数据源进行判断，去伪存真定期更新数据库定期每月/季度进行信息更新专业团队经验丰富的技术团队+数据团队增值服务专业咨询顾问团队提供深入、细致的服务支持131☆《国外油气勘探开发新思路及案例分析研究报告》☆《国内外氢能利用现状及技术调研报告》☆《油气田数字化转型智能化发展研究与实践专题报告》☆《国内外非常规油气藏体积压裂技术研究进展及应用分析报告》☆《制氢与碳捕获利用封存技术及经济性分析报告》☆《氢能规模化储运研究报告》☆《绿氢制取与油气企业战略转型分析专题报告》☆《国内外深层页岩气开发难点及攻关技术专题报告》☆《数字孪生技术及其在油气行业的应用机遇和挑战专题报告》☆《智能钻井前沿技术发展及应用专题研究报告》☆《天然气产业链现状及产业附加值提升战略研究专题报告》☆《国际石油公司科技创新模式与成果转化专题研究报告》☆《煤炭地下气化关键技术及发展趋势专题研究报告》☆《国际油气公司能源转型现状调研报告》☆《油气行业“碳达峰+碳中和”目标实施路径专题报告》（二）专题研究报告——北京金正纵横信息咨询有限公司资源支持132北京金正纵横信息咨询有限公司地址：北京市丰台区南三环西路16号网址：www.jzoilgas.com邮箱：jzzh@jzoilgas.com电话：010-63307508