2022年中国能源政策回顾与2023年调整方向研判

郭海涛，李博文

（中国石油大学（北京））

1 2022年中国能源政策回顾

受新冠病毒疫情、极端气候、国际能源市场波动等因素叠加的影响，2022年，中国能源行业在供给和需求两方面的运行都受到了一定程度的干扰，尽管长期实现碳中和的目标不会动摇，但短期内保障能源安全和经济稳定运行的要求更加迫切，国家相关能源政策也在随之做出适度调整，以实现碳中和与经济发展的协同。

1.1 保障能源安全，着力增强能源供应能力

2022年初，《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号）提出了能源保障更加安全有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强和普遍服务水平持续提升五个现代能源体系建设的主要目标。随后，面对2021年下半年新冠病毒疫情下国际能源市场供需匹配难度加大的复杂局面和2022年初乌克兰危机爆发对国际能源市场造成的巨大冲击，国家能源局在《2022年能源工作指导意见》（国能发规划〔2022〕31号）中突出了“以保障能源安全稳定供应为首要任务”。在生产供应方面，第一，要加强煤炭托底保障能力。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。第二，提升电力安全保供能力。要发挥煤电支撑性调节性作用，统筹电力保供和减污降碳，根据发展需要合理建设先进煤电；充分发挥现有煤电机组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设。此外，为提高电力可靠性水平，《电力可靠性管理办法（暂行）》（国家发展改革委令第50号）对包括电力系统、发电、输变电、供电、用户可靠性管理做出明确要求。第三，增强油气供应能力。加快油气先进开采技术开发应用，持续提升油气勘探开发力度；积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度；推动老油气田稳产，加大新区产能建设力度。第四，完善能源价格运行机制。《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）提出加强煤炭市场价格调控监管，引导煤炭价格在合理区间运行；《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》（发改价格〔2022〕768号）将气化服务由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，激发接收站活力和积极性，更好发挥价格杠杆调节供需的作用。

尽管政府政策围绕保障能源安全提出了前瞻性的应对措施，但夏季的极端天气还是对四川等局域能源市场造成了巨大冲击，煤炭作为能源“压舱石”的作用更加凸显。2022年中出台的《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》（应急〔2022〕50号），主要通过核增煤矿产能利用率再挖潜、基本建成煤矿投产、长期停产煤矿复工复产等措施提升短期内煤炭安全稳定供应能力。

1.2 落实碳达峰、碳中和目标，科学调整控制指标

从对标碳达峰和碳中和目标看，现行能源体制机制和政策还存在一些明显的问题，包括能源消费模式向绿色低碳转型的意识还需要增强、新的安全保供风险增多、能源输送等基础设施不适应新能源大规模发展、能源市场体系还不完善、能源管理的协同机制有待改进等，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）作为碳达峰和碳中和“1+N”政策体系的重要保障方案之一和综合性政策文件，突出统筹协同推进能源战略规划、统筹能源转型与安全、统筹生产与消费协同转型和统筹各类市场主体协同转型，从体制机制改革创新和政策保障的角度对能源绿色低碳发展进行系统谋划。在能源绿色转型具体目标上，《“十四五”现代能源体系规划》一方面提出了“十四五”非化石能源消费比重、非化石能源发电量占比、电能占终端能源消费比重，以及水电、核电装机规模等量化指标；另一方面设置“加快推动能源绿色低碳转型”专章，包含非化石能源发展、新型电力系统、强化节能降碳等内容，也重点提出了“十四五”能源绿色低碳转型重点工程，将碳达峰要求落实到具体任务、行动和工程上。为进一步提升能源标准化水平，《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》提出增强能源绿色低碳转型领域标准供给，完善标准体系，加强标准化与技术创新和产业协同发展，重点任务主要涉及非化石能源、新型电力系统、新型储能技术、氢能技术、能效相关标准、能源产业链碳减排标准。

节能减排是实现碳达峰和碳中和目标、促进能源绿色转型的重要保障措施之一，需要加强能耗总量和强度控制的“双控”政策与碳达峰和碳中和目标任务的衔接。《国务院关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2021〕33号）提出了“十四五”时期节能减排工作任务书、时间表、路线图，同时要求完善实施能源消费强度和总量“双控”、主要污染物排放总量控制制度，实现节能降碳减污协同增效、生态环境质量持续改善。同时提出的风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，是完善能源“双控”制度的重要举措，《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控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）明确以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，《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》（发改环资〔2022〕803号）明确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、天然气及其制品等原料用能，将不再纳入能源消费总量控制。这一系列政策调整对推动能源清洁发展、促进区域经济和相关企业高质量发展具有重要意义。

1.3 推动全国统一电力市场体系建设，构建适应新能源发展的新型电力系统

电力市场在未来的绿色低碳能源体系中占有举足轻重的位置，市场建设的复杂性和难度前所未有。2022年中国电力行业政策在全国统一电力市场体系建设、适应新能源的新型电力系统建设和新型储能发展规划等方面取得了重大进展。

一是明确了全国统一电力市场体系建设目标。中国电力市场多元竞争主体格局初步形成，市场化交易电量所占比重大幅提升，但仍存在功能不完善、交易规则不统一、跨区域交易有壁垒等问题。以“实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”为目标，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）提出，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，适应新型电力系统要求，提升电力市场对高比例新能源的适应性，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

二是加快构建适应新能源发展的新型电力系统。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（国办函〔2022〕39号）提出要加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统。主要途径：一是通过源网荷储时空布局和建设的系统优化，全面提升电力系统调节能力和灵活性，持续提高电力系统总体接纳新能源的能力；二是提高配电网智能化水平，着力提高配电网接纳分布式新能源的能力；三是稳妥推进新能源参与电力市场交易；四是在政策机制上强化落实可再生能源电力消纳责任权重制度。

三是新型储能高质量规模化发展。新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）提出了发展目标，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求。为了进一步落实完善市场化交易机制，明确新型储能市场定位，提升新型储能利用水平，《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》（发改办运行〔2022〕475号）明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场，要求建立完善适应储能参与的市场机制，完善调度运行机制。

1.4 促进可再生能源高质量发展，着眼未来部署氢能发展

在统筹能源安全与新型能源系统建设的背景下，中国可再生能源发展必须坚持“以立为先”的基本发展原则。2022年，中国可再生能源发展总体部署和各分领域的规划得到进一步完善。《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》（发改能源〔2021〕1445号）提出，可再生能源发展要以高质量跃升发展为主题，加快构建新型电力系统，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展。政策重点集中于以下几个方面。

一是优化可再生能源发展方式，重点完善光伏发展政策。《“十四五”可再生能源发展规划》提出相对保守的目标，2025年和2030年非化石能源消费占比分别达到20%左右和25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，这些指标均具备进一步提高的空间；坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展的原则，在“三北”（东北、华北北部和西北）、西南、中东南部、东部沿海等按照不同区域的资源禀赋特点和发展条件，优化发展方式，大规模开发可再生能源。在光伏行业发展方面，针对市场运行中出现的供需错配、供应链价格不稳定、地方市场割裂、供应链配套供应保障能力不足等问题，《关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》（工信厅联电子函〔2022〕205号）和《关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知》（发改办运行〔2022〕788号）在产业布局、行业秩序、全链合作、协同发展等方面提出了具体要求，同时以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地，从保障多晶硅合理产量、支持多晶硅先进产能按期达产、鼓励多晶硅企业合理控制产品价格水平、保障多晶硅生产企业电力需求、鼓励光伏产业制造环节加大绿电消纳等多个方面促进光伏产业链健康发展。此外，《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》提出，在“十四五”期间提升光伏行业智能化水平，拓展智能光伏应用领域，促进新一代信息技术与光伏产业融合创新，加快提升全产业链智能化水平，增强智能产品及系统方案供给能力，促进中国光伏产业持续迈向全球价值链中高端。

二是着眼未来，先期布局氢能产业。氢能是绿色低碳能源，具有良好的消纳和储能能力，是未来能源产业的重点发展方向。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》明确提出了氢能和氢能产业的战略定位：氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。根据《规划》，到2025年，中国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系；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；到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。考虑中国制氢、储氢、运氢及应用还未形成高效完备的产业链，《规划》将创新摆在产业发展的核心位置，全面促进氢能制备、储存、输运、应用全链条技术创新，突破关键核心技术，提升装备自主可控能力。

2 2023年中国能源政策前瞻

2023年是疫情后中国经济的恢复期，政策将以推动能源领域各项“十四五”规划落实为抓手，统筹能源安全与实现碳达峰、碳中和目标，突出先立后破的原则，加快新型能源体系建设，打造全新产业竞争优势，协同推进降碳、减污、扩绿和增长，推动经济社会发展绿色转型，为实施碳达峰行动创造条件。

2.1 多措并举，加强能源供给安全保障

2023年中国能源供给可能会面临以下几个挑战：一是能源需求回升幅度不确定性大；二是乌克兰危机下国际油气市场供给保障依然存在较大风险，尤其是剧烈的价格波动会对中国能源市场形成冲击；三是极端气候对中国局部区域能源供给和需求的冲击越来越频繁，风电、光电和水电的稳定性受到考验。

2023年中国能源政策将把保障供给放在首位。一是加大煤炭优质产能释放力度。短期内，煤炭需要继续发挥能源供给的兜底保障作用，将优化蒙西、蒙东、陕北、山西、新疆五大煤炭供应保障基地建设，推动在建煤矿尽快投产达产，提高煤炭铁路运输能力，实现生产高效、供应足量和运输畅通。同时，深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”，制定煤矿保供与弹性生产办法，形成煤矿应急生产能力，全面增强煤炭安全增产保供的能力和韧性。中长期来看，需要大力发展煤炭智能绿色开发与清洁低碳利用技术，突破煤炭企业投资意愿低迷的瓶颈，提升煤炭产能的柔性调节能力，更好地保障中国的能源安全。

二是推动油气增产增供，加快天然气管网和储备能力建设。过去几年，面对复杂的资源条件，中国主要石油企业通过技术创新和降低勘探开发成本，向陆上深层、深水及非常规资源等领域进军取得不错成效。2023年，国家政策将力促中国主要油气企业更加有力地执行油气增储上产“七年行动计划”，加强陆海油气开发，推动页岩气稳产增产，提升页岩油开发规模。按照油气体制改革的要求，在天然气运输方面将加快全国干线天然气管道建设，推进西气东输三线中段等重大管道工程建设，有序推进液化天然气接收站和车船液化天然气加注站规划建设，提升天然气运输能力，在更大范围内配置天然气资源。同时要继续加强油气储备建设，提升应急资源保障能力。

三是多方开拓资源来源渠道，稳妥增加能源进口，满足国内需求。进口仍是满足中国能源需求的重要渠道。目前国际油气市场供应不稳定带来的价格高企给中国带来了较大的经济负担，妥善处理与资源供给方关系，稳妥增加进口，有助于提升2023年中国能源保障能力。

2.2 节能提效，促进绿色低碳发展

从中国的能源消费结构、使用效率、产品品质等方面看，在政策上促进能源效率提升和能源节约，存在巨大的降低碳排放空间。一是强化能耗强度、降低约束性指标管理。鼓励企业加大投入力度，实施煤电节能减排改造，开展油品质量升级；采取多种措施促进北方地区清洁取暖等；增强能源消费总量管理弹性，降低碳排放和实现绿色低碳发展。二是调整优化工业领域能源消费结构，加强节能。在能源消费结构方面，继续推动煤炭减量替代，按照“以气定改”原则推进工业燃煤天然气替代；推进工业用能多元化、绿色化，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。在节能方面，挖掘钢铁、石化化工、有色金属、建材等行业节能潜力，进一步健全完善工业节能标准体系，鼓励加大专业化节能服务力度，加大节能装备产品供给力度，加快建立统一的绿色产品认证与标识体系，完善绿色产品认证采信机制。三是加强污染治理和节能减碳能力建设。污染治理和节能减碳专项2023年中央预算内投资重点支持煤电节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”项目，重点领域和用能产品设备节能增效项目，先进高效光伏发电、低成本太阳能发电等低碳零碳负碳先进示范项目，资源循环利用助力降碳项目，钢铁、石化等重点行业清洁生产改造项目。四是加快推动建筑节能和绿色建筑发展。建筑业是能源主要消费领域之一，在节能提效促进绿色低碳发展方面具有重要作用。政策方面应进一步提升建筑节能、绿色建筑和绿色建材标准规范，同时加大建造推广力度，推动可再生能源建筑应用，推进既有建筑节能改造，提升建筑能源利用效率，优化建筑用能结构，打造建筑产业绿色竞争力。

2.3 加快发展清洁能源，构建新型电力系统

中国以风电、光伏发电为代表的清洁能源发展已进入平价无补贴发展的新阶段，面临实现装机规模跨越式发展、在电力消费中占比快速提升、发展模式由政策驱动向市场驱动转变的新要求，但仍面临电力系统对大规模高比例新能源入网和消纳的适应性不足等制约因素。为适应新阶段和新形势，在政策层面应有更高的要求和措施。

一是加大清洁能源投资建设力度。2023年是中国“十四五”各项经济指标落实的关键年份，加大投资对于提升清洁能源产业竞争力和实现碳达峰、碳中和目标都是根本性保障措施。中国清洁能源发展已经领跑全球，乌克兰危机进一步证明了发展清洁能源有助于提高能源安全性和自主性，中国需要大幅提高清洁能源投资水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地。目标是2023年风电、光伏发电新增装机规模在2022年增加1.3亿千瓦的基础上提高到1.6亿千瓦，风电和光伏发电累计装机规模分别达到4.3亿千瓦左右和4.9亿千瓦左右。按照2020年以来的年度新增装机规模，预计在“十四五”结束时，中国可以超额实现2020年12月国家主席习近平在气候雄心峰会上提出的2030年风电、光伏发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。围绕形成氢能产业体系、构建多元氢能应用生态、可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升的目标，需要通过支持技术创新促进高效氢气制备、储运、加注和燃料电池等全产业链环节的发展，为氢能的产业化发展创造条件。

二是加快新型电力系统基础设施建设，提升清洁能源消纳和存储能力。在经历了2021年多地限电、2022年夏季川渝地区电力吃紧及外部国际能源市场的剧烈波动之后，加快构建新型电力系统成为2023年能源政策的重点内容。夯实电力供应保障基础，推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，提升重要通道和关键断面输送能力，发挥跨省跨区电网错峰支援、余缺互济作用，提升电网的跨区域配置能力；提高大型风电、光伏发电基地外送规模和新能源消纳能力，促进新能源就地就近开发利用。

三是提升能源产业运行和设备的智能化水平，保障重大自然灾害等极端条件下能源供给安全。保障煤电油气运安全稳定运行，强化关键仪器设备、关键基础软件、大型工业软件、行业应用软件和工业控制系统、重要零部件的稳定供应，加强能源关键信息基础设施安全保护和电网运行安全风险管控，保证能源核心系统运行安全。

四是适应新形势的要求，加快修订《可再生能源法》，为可再生能源发展提供法律支持和保障。

2.4 推进能源体制改革，促进产业融合发展

随着能源结构向绿色低碳转型，传统化石能源的地位和角色都在发生变化，但市场体制改革依然是推动能源结构转型的制度保障。

一是在油气行业，需要继续优化开放准入和法治化、规范化管理。面对当前复杂的能源供需形势，要推动中国境内油气增储上产，引导和鼓励社会资本进入油气勘探开采领域，加快制定《石油储备条例》，为石油储备和应急动用提供法律依据。

二是尽快推出统一的电力现货市场基本规则。在电力体制改革中，随着多地电力现货市场开启试运行，承接《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，研究制订全国统一电力市场发展规划，明确各类市场功能定位，确保市场基础制度规则统一。同时综合考虑新型电力系统建设的要求，对风电光伏发电等新能源、储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等多种新兴市场主体都要开放，这些都是相较于以往电力市场建设出现的新事物。另外，面对韧性系统和保障电力输送安全需要，建立电力市场化容量补偿机制，有利于弥补发电企业固定成本回收缺口，激励各类电源投资，保障系统发电容量充裕度和调节能力，形成以电力用户为中心、以电力为核心、以互联网及其他前沿信息技术为基础的能源互联网。

三是进一步完善能源价格形成机制，疏导产业链成本。在燃煤发电价格方面，要推动中国煤炭市场价格形成机制能够更加准确地反映市场供需形势，科学设计燃料成本与煤电基准价格联动机制，进一步放宽煤电中长期交易价格浮动范围，以调动煤炭企业和电力企业的生产积极性。在天然气价格形成机制方面，一是要逐步消除由于交叉补贴引起的价格扭曲，探索推进终端销售价格市场化；二是逐步将气电纳入电力中长期市场，突破补贴电量对气电企业的限制，逐步实现企业依据购气成本变化和电力市场价格走势自主选择交易；三是探索建立电价和气价联动机制，在广东、天津等各地不同形式实践的基础上，稳步推进气电参与市场化交易。另外，需完善电力需求响应价格补偿机制，逐步形成电力可中断用户清单，以适度的激励措施引导市场主体参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求，达到削峰目的。

四是推动能源产业融合发展。在能源结构绿色低碳转型背景下，传统化石能源与新能源的地位呈现此消彼长的态势，但传统化石能源的退出不会一蹴而就，未来较长时期内，多种能源的融合互补、渐次降碳发展将是主要形态。可以重点考虑的路径包括：将煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造与光伏发电、风电基地建设有机结合，将燃气发电与光伏发电、风电技术深度融合，将主要流域水力发电与光伏发电、风电一体化融合开发建设，2023年水电装机规模达到4.23亿千瓦，提升水力发电、光伏发电、风电等可再生资源的综合利用水平以及稳定性。

2.5 积极推动国际合作，构建更高质量的能源国际合作体系

中国能源国际合作以新格局促进新发展，努力实现开放条件下的能源安全，扩大能源领域对外开放，积极参与全球能源治理。一是坚持“引进来”“走出去”。在能源领域加大外资引进力度，面向《全面与进步跨太平洋伙伴关系协定》（CPTPP）和数字经济伙伴关系协定（DEPA）等高标准经贸协议，主动对照相关规则、规制、管理、标准，深化中国能源相关领域改革。支持中国能源企业走出去，务实推进与重点能源资源国合作，依托建设投资、工程服务等业务，参与全球能源勘探开发、贸易、运输与工程建设等，提高企业的国际竞争力。二是推动构建全球大宗能源商品合作伙伴关系。积极参加多边国际组织的协调，加强市场监管合作，畅通供应链，稳定国际能源市场供需形势，为开放、稳定、可持续的国际能源市场建设创造条件。三是深入推进清洁能源国际合作。发挥中国清洁能源全产业链优势，扩大清洁能源领域技术交流和知识共享，降低能源领域投资贸易壁垒，促进清洁能源贸易和投资，推动建立中国-东盟清洁能源合作中心，共建中阿清洁能源合作中心，推进氢能、储能、风电、智慧能源等重点领域对欧合作，维护全球清洁能源产业链和供应链的安全和稳定。四是构建更高质量的能源国际合作体系。统筹用好国际、国内两个市场和两种资源，加强与区域组织的合作，建设运营好“一带一路”能源合作伙伴关系，积极参与能源领域重要多边机制合作，扩大国际合作范围，深化国际合作层次，提升国际合作质量。