《2013-2017年中国建筑节能市场竞争格局及发展策略研究.doc

2013-2017年中国建筑节能市场竞争格局及发展策略研究报告2013-2017年中国建筑节能市场竞争格局及发展策略研究报告中国产业研究报告网 第一章 建筑节能产业相关概述1第一节 建筑节能基础阐述1一、建筑节能范围1二、建筑节能使用范围1三、建筑节能意义1第二节 合同能源管理2一、合同能源管理（EPC）2二、EPC的特点4三、EPC的基本类型4四、EPC的重要意义4第三节 节能服务公司5一、节能服务公司（EMC）5二、EMC的业务范围5三、EMC的特点6四、EMC的作用和意义6五、EMC的业务流程7第二章 2010-2011年国外节能市场运行态势分析9第一节 2010-2011年全球建筑市场运行总况9一、世界建筑业的发展状况9二、国际建筑业巨擘的发展路径11三、国际工程承包企业核心竞争力分析12第二节 2010-2011年全球建筑节能动态分析16一、全球建筑节能保温泡沫材料技术最新进展16二、全球能源危机地源热泵成建筑节能新宠18三、全球建筑节能技术研究19四、合同能源管理和节能服务公司透析24第三节 2010-2011年全球建筑节能部分国家分析25一、美国全面推进建筑节能发展25二、德国利用技术降低建筑耗能26三、比利时节能环保推动建筑业27第三章 2010-2011年中国建筑节能产业运行环境解析29第一节 国内宏观经济环境分析29一、GDP历史变动轨迹分析29二、固定资产投资历史变动轨迹分析36三、2012年中国经济发展预测分析38四、2012年中国经济工作的主要方向41五、“十二五”规划强调发展低碳经济44第二节 2010-2011年中国建筑节能产业社会环境分析46一、我国居民节能环保意识逐步强化46二、我国“两型社会”建设稳步推进47三、中国节约型社会建设的地区性差异明显47四、全国各地环保模范城建设如火如荼47五、我国将采取积极措施保障全民健康水平49第三节 2010-2011年中国建筑节能产业生态环境分析52一、2009年我国环境质量状况分析52二、2010年我国环境质量状况分析55三、2011年我国环境质量状况分析66四、中国生态环境建设未来规划70第四节 2010-2011年中国建筑节能产业能源环境分析71一、我国能源消耗与工业经济增长失调71二、2010年中国能源市场供需状况回顾76三、2011年中国能源市场供需概况77四、2012年中国能源市场预测分析78五、未来五年中国能源规划重点82第四章 2010-2011年中国建筑业运行整体现况分析92一、我国能源消耗与工业经济增长失调数据显示，2002年2004年，我国能源消费平均增速为14%，随后几年能源消费增速下降到7.3%；2008年2010年，能源消费增速下降至5.6%。能源消费增速趋缓明显。我国化石能源对外依存度均逐年上升。其中，石油对外依存度已达55%，天然气为23%，煤炭为4%。因此，确立能源消费总量控制目标和完善节能任务分解落实机制，是“十二五”能源发展规划的重点内容。 “十二五”时期，重在制定措施和建立机制，在全国形成一个合理控制能源消费总量的思路和氛围，力争在“十三五”时期取得效果。目前，国家能源消费总量的控制目标到底是41亿吨，还是42亿吨，还没最后确定，有望在下月通过国务院批准和下发能源十二五规划的方式确定。（一）能源消费总量上升过快1、能源弹性系数过高。研究能源总量变化首先要与本国同期的经济变化作对比，其关键参数是能源弹性系数，即能源增长百分率与同期国内经济增长（GDP）百分率间的比值。一般来说，在经济有所增长情况下，该弹性系数0.5意味着以能源增长50%而保障了GDP翻一番，说明是在科技水平提高保障节能的条件下实现了经济高效增长，是可持续的发展。如果能源弹性系数达到1左右，甚至更高，则要求能源增长速度与经济增长同步，甚至要求能源增长更快就说明经济发展是以浪费能源的低水平扩张实现的。这对一个经济大国来说是难以持续的。据中国统计年鉴2011数据，中国20002010年间GDP年增率大于或等于10%的年度能源弹性系数均大于0.58、其中2003和2004年竟达1.43和1.60。例外的是2001、2002和2008年，GDP年增率分别为8.4%、8.3%和9.6%，能源弹性系数依次为0.42、0.40和0.41。20002005年、20052010年间中国能源弹性系数分别为0.76、0.55。而按国际能源署（IEA）的数据，国情与我国相近的印度和巴西上述两个时段能源弹性系数分别为0.44、0.77和0.77、0.73。同期相比，中国的能源弹性系数不但明显高于发达国家也高于一些发展中国家。2、能源强度大。研究能源与经济发展关系的另一重要参数是能源强度，即生产单位GDP所需的能源量，国际上多采用吨标准油（toc）/千美元为其计算单位。按2011年IEA发布的能源强度数据：世界值为0.31，经合组织国家（OECD）为0.18，美国为0.19，日本为0.10，中国和印度同为0.77，巴西为0.28。显然，中国的能源强度明显高于世界和OECD国家均值，亦高于不少发展中国家。我国2010年GDP占世界9.3%（按汇率计算）而能源消费却占世界的20.5%，成为世界第一能源消费大国。这些情况一方面源于我国的经济结构不够合理；另一方面说明我国在节能、提高能源效率上有很大潜力。3、能源增速明显高于世界均值。20012010年间我国能源消费年增率达11.6%，而同期世界均值仅为2.8%。与发展中国家印度同期值5.3%相比，中国也比其高一倍多。而以欧盟和美国为代表的发达国家这10年的能源总量增长停滞、甚至有所下降。如2010年美国能源消费总量为其2000年值的99.93%。这10年间中国和印度能源总量的增加值分别占世界能源消费增量的56.3%和7.3%。而美国消费量增量却为世界的1.7%。这样，中国能源总量在世界的份额就由2000年的9.0%提高到2005年和2010年的15.0%和20.5%。诚然，在经济高速发展时能源消费增速亦应较高，但以中国能源弹性系数和能源强度值偏高等问题来看，能源消费总量过快已给可持续发展带来严重影响。（二）能源消费构成不合理1、煤炭居能源首要地位且居高难下。在世界主要国家的能源构成中，中国以煤炭比例（70%）高而著称，为世界平均值（29.6%）的近2.4倍。印度与中国国情相近，2010年煤表观进口依存度为22.2%，但其煤炭占能源消费的53%。在20002005年和20052010年间中国煤炭消费年增率分别达17.3%和9.3%，而世界同期分别为5.9%和3.8%，同样依重煤炭的印度以上两数为7.5%和7.8%。快速增长使中国煤炭消费占世界总量的比例由2000年的22.4%上升到2010年的48.4%，即全球生产的煤炭一半为中国所消费。消费高速增长使中国由煤炭净出口国变成净进口国，2011年进口煤炭达1.66亿吨，预计2012年可达2亿吨左右，中国已超过日本成为世界最大的煤炭进口国。众所周知，煤炭利用对环境污染相对较高，这就对中国环境保护形成更大的压力。2、石油消费和进口量增加较快但占能源总量份额却下降。中国石油消费量由2000年的2.398亿吨上升到2010年的4.447亿吨，平均年增率为6.37%，而同期世界仅为1.36%，占世界的比例从6.81%增加到11.04%。10年间中国石油消费增加值占世界同期增加值的40.2%。在20012010年间中国原油进口量由0.603亿吨增加到2.346亿吨、年增率16.3%，油品进口量由2800万吨增加到5990吨、年增率8.82%。而同期世界原油和油品进口量年增率依次为1.21%和5.32%。中国已成为世界第二大原油消费和进口国。与消费量增加导致其占总量比例增加的一般情况不同，石油占能源消费总量份额却由2000年的28.2%降到2010年的18.1%。造成这一反常现象的原因仍在于煤炭消费量及其占能源的比例增长过快，也说明中国能源消费量增长主要由煤炭的高度增长来实现的。3、天然气和一次电力消费快速增长使其份额略有增长。中国天然气消费量由2000年245亿立方米上升到2010年1090亿立方米，年增率为16.1%，占能源比例由3.0%提高到4.1%。同期世界天然气消费量年增率仅为2.85%、占能源的比例由23.7%提高到23.8%。在国内与其他能源年增率相比，天然气是最高的，其值明显大于能源总量的增长率。显然，多方面的数据都反映了近10年中国天然气消费已取得快速增长，中国天然气仍处于“青年期”。在基础能源中的一次电力包括水电和核电。在20002010年间其消费量年增率为11.83%略高于能源总量年增率11.60%，却远高于世界同期一次电力年增率1.55%。但其在能源构成中的份额却仅由7.2%增加到7.3%。中国目前新能源主要为风能、太阳能发电，虽然对其投资巨大（居世界首位），但真正上网的商业发电量却远低于预期值，在2010年仅占能源消费量约0.5%。因而即便将其计入一次电力，占能源的份额也仅为7.8%。（三）对我国能源安全的启示几乎所有的研究成果都支持一个结论：那些发达国家曾走过的高耗能高污染的发展道路，我国今后不能再走了。像中国、印度这样人口众多的发展中国家即使在2030年分别达到美国目前人均耗能的1/2或1/3（这似乎不是过高的要求），世界和该两国的供应和环境也都难以承受。我国早就明确表示必须对能源消费“控总量调结构”。但十余年来却总是难以达到预定的目标，有些问题还更严重。这就不能不令我们从发展战略上进行反思。1、宏观经济环境是能源健康发展的前提条件。从国内因素看宏观经济环境主要指：GDP增速、经济发展方式和经济结构。过高的GDP年增率不仅必然导致能源总量过快增长使其弹性系数达到1左右，还将使能源构成中相对低效高污染的煤炭比例加大。从本世纪以来中国的实际情况看，如果近期GDP年增率7%、中期4%左右可为经济发展方式转变和能源控总量调结构创造较宽松的条件。近20余年的发展历程已经表明以投资拉动出口导向的粗放发展方式，以第二产业为主（占45%50%）、大量消耗能源资源的初级产品为主的经济结构难以适应今后的国情和世情。这种模式使得能源消费总量不断上升，决定了优化结构和节能减排难以落实。而经济发展方式和经济结构的转变需要一个不短的时间。特别是我国的城镇化率还要大幅度提高、人均耗能量也要有相应提高。这些因素决定着能源结构的优化、能源效率的提高也需一个不短的过程，2040年前后难以出现能源总量上升的“拐点”。过急过高的要求反而会事倍功半、欲速而不达。2、煤炭的高效清洁利用是中国的必然选择。煤炭一直是中国能源的主体，这不仅是由中国富煤的自然资源禀赋所决定，也与所处的经济发展水平密切相关。从中国整体看，与从工业化初中期向后期发展相对应，中国还处在煤炭时代向石油（petroleum）时代过渡时期。这与某些国家长期以油气为主体，甚至向多元化发展的“后石油时代”过渡不可同日而语。纵观对2050年前中国能源构成的多种分析和预测，个别方案可能高估其他能源份额而压低煤炭比例，但都未摆脱煤炭比例居首位的状况。因此，在煤炭丰富的中国，清洁化利用煤炭能源是个迫切的现实选择。3、持续大幅度提高油气比例面临困难。按框架性预测：以2015年能源总量41亿吨标煤（这是个低方案值），石油占24%计，则需石油6.9亿吨。届时以国产油2亿吨计，则需进口原油4.9亿吨。美国专家根据其非常规油气快速增长、替代和节能的发展推测，其进口量将持续下降，2015年可降到4.9亿吨。故，在20152020年间中国就有可能成为世界第一原油进口大国。以2015年产气1500亿立方米、进口1000亿立方米匡算，届时也仅能使气体燃料占能源总量的约8.3%，但其进口依存度已达40%。由于这期间美国已实现了天然气的出口，故中国2015年或稍后，可能超过日本成为世界第一大天然气进口国。如2020年中国产气2400亿2500亿立方米，进口气1500亿1600亿立方米。即使2020年天然气消费4000亿立方米也只占预测能源总量41亿吨标煤的12.7%。显然，即使按非常乐观的估计，油气在2015年和2020年也仅能分别占一次能源消费的约32%和36%。4、对非化石能源的发展要有客观估计。对我国能源构成不满意和对环境质量的担忧汇成一股强大的思潮，迫切要求迅速改变这种局面。大力增加低碳非化石能源，特别是以风能太阳能为代表的新能源似乎成为首选途径。但十余年投入大量资金后效果却很不理想。事实进一步证明：新能源投入经济运行本身是市场行为，它是否能在市场上站住脚并发挥作用还要靠自身竞争力，即技术的成熟和成本上可与基础能源相当，拔苗助长只会适得其反。还应注意到，由于新能源基数甚低，即使有时发展速度很快，但总量不大也难以在能源构成中有明显上升。中国的核电水电已有了相当饱满的在建计划，不但投资巨大而且建设周期相当长。水电发展中处于“欠债”状态的移民安置问题必须予以解决。基于上述状况，多数预测方案显示：直到2035年前后仍不能改变化石能源为主体、煤炭明显居首位、而新能源只居补充地位的基本格局。5、能源发展应因地制宜。中国经济社会的发展具有明显的不均衡性，因此，除了全国的能源战略外，还应就不同经济区提出不尽相同的能源战略并配套以相应的能源政策，作为全国能源战略的细化和补充。对此，“十二五”规划的发展战略强调差异化。差异化就是强调因地制宜地采取适合的能源和发展战略。充分的能源（包括一次、二次电力）供应将为生产水平落后、生态环境脆弱地区的快速发展提供宽松的条件和实际的支持，而落后地区的较快发展是全国经济协调发展所必需的。6、对能源发展的某些战略性思考。能源是经济大系统中的子系统，我国经济发展作为硬任务和条件控制着能源，而能源的发展反过来促进经济的改变。如果不尊重经济的实际条件，强制提出过高要求则可能出现规划政策的制定与能源经济执行的脱节，出现社会不同地区、阶层、集团间的矛盾，反而造成欲速而不达的被动局面。因而我们要在控总量调结构的能源战略与经济政治体制的改革、与经济发展方式的改变间建立良好的互动关系，以后者的发展作为实现前者的基础和条件，以前者的进展促进后者的顺利实现。优化能源结构中也存在如何认识“合理性”问题。在清洁高效利用煤炭成为可能的当前，无须把使用煤炭的事情妖魔化。相反，在新能源和煤制油尚缺乏市场可行性时，硬要以其代替尚有巨大经济效应和持续供应能力的油气，可能也会事倍功半，甚至是缘木求鱼。此外，无论经济发展方式和结构模式，还是与之相应的能源发展模式都是涉及亿万人现实生活和未来的社会实践，其本身有巨大的惯性，变革的实现需要一个历史过程，不可操之过急。二、2010年中国能源市场供需状况回顾2010年中国能源市场供应状况单位产量同比增长一次能源生产总量亿吨标准煤29.98.7%原煤亿吨32.48.9%原油亿吨2.037.1%天然气亿立方米967.613.5%发电量亿千瓦小时42065.413.2%其中：火电亿千瓦小时33301.311.6%水电亿千瓦小时7210.217.1%核电亿千瓦小时738.85.3%资料来源：国家统计局2010年国家能源消费情况产品名称单位需求量同比增长一次能源生产总量亿吨标准煤32.55.9%原煤亿吨32.25.3%原油亿吨4.4912.3%天然气亿立方米107222.73%用电量亿千瓦小时4190014.56%资料来源：国家统计局资料来源：智研数据研究中心整理。更多内容请致电400-600-8596咨询三、2011年中国能源市场供需概况1、2011年中国能源供应状况2011年中国能源供应状况产品名称单位产量同比增长一次能源生产总量亿吨标准煤31.87.0原煤亿吨35.28.7原油亿吨2.040.3天然气亿立方米1030.68.7发电量亿千瓦小时47000.711.7其中：火电亿千瓦小时38253.214.8水电亿千瓦小时6940.4-3.9核电亿千瓦小时863.516.9资料来源：国家统计局2、2011年能源需求状况2011年能源需求状况产品名称单位需求量同比增长一次能源生产总量亿吨标准煤34.87%原煤亿吨35.79.7%原油亿吨4.542.7%天然气亿立方米129012.0%用电量亿千瓦小时4690011.7%资料来源：国家统计局经核算，全年能源消费总量34.8亿吨标准煤，比上年增长7.0%。煤炭消费总量35.7亿吨，约占一次能源消费总量72.8%。煤炭消费量增长9.7%；2011年中国原油消费量达4.54亿吨；天然气消费量为1290亿立方米；2011年全国全社会用电量4.69万亿千瓦时，比上年增长11.7%，消费需求依然旺盛。人均用电量3483千瓦时，比上年增加351千瓦时，超过世界平均水平。更多内容请致电400-600-8596咨询四、2012年中国能源市场预测分析1、2012年全国电力供需形势预测2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案9.5%，全年用电量5.14万亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8500万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。根据目前情况判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4750小时左右，火电设备利用小时在5300-5400小时。2、煤炭煤炭库存预测从煤炭库存情况来看，社会库存总量总体趋势上有所增长，但幅度不大，2010年年底社会库存达到2亿t，年初与年末社会库存差额018亿t。随着我国低碳经济政策的实施和全国企业经济的企稳回升，预计2011年与2012年我国煤炭的年初年末社会库存差额将进一步减少到-025亿t。煤炭供给总量预测煤炭可供量受原煤生产量、进出口净额和年初年末社会库存余额的影响，预计2012年煤炭可供利用量将进一步增长，达到37933848亿t。2012全国煤炭供给量预测资料来源：智研数据中心整理我国煤炭需求预测随着我国工业化与城市化的快速发展，电力、钢铁、水泥、化工等行业成为煤炭消费的主要部门，四部门煤炭需求预测的方法主要是基于主要煤炭消费部门的产品产量发展、节能技术进步等预测的基础之上，考虑的因素较全面、可靠性较高，在国内外煤炭消费预测中应用较为广泛。2012全国煤炭需求量预测资料来源：智研数据中心整理3、石油2012年中国石油市场展望2012年世界经济形势更加严峻复杂，增速有可能进一步下滑。我国促进经济发展、调整经济结构和提高经济发展质量的政策措施进一步发挥作用，经济继续稳步较快发展，但增速也会有所放缓。而石油化工、石油储备仍将保持较快发展。在这种情景下，2012年中国石油需求将继续增长，增速有所回升，预计全年石油表观消费量达到4.87亿吨，比上年增长6.2%；原油表观消费量4.71亿吨，增长7.2%；主要石油产品增长情况各异。石油需求增速回升宏观经济是影响国内石油需求的最主要因素，包括经济增长、经济结构和国家政策等。总体看，2012年中国经济将保持平稳较快增长，但增速将小幅减缓，且呈现前低后高走势。“十二五”时期中国经济发展的主线是经济结构调整和发展方式转变，2012年国家调整经济结构、提高经济质量、发展新能源和替代能源以及节能降耗的政策力度还将进一步加大，经济结构不断优化，高污染、高能耗、低水平重复建设项目有望继续下降，基建投资、重化工业相对平稳增长；为应对金融危机而出台的一些刺激消费的政策继续退出以及小排量新燃料汽车的优惠政策进一步推出；北京等一些地方政府已经和将出台限制和调整汽车消费的新政，这些因素都将对石油需求带来或多或少的影响。石油储备是影响2012年国内石油需求的另一个重要因素。目前中国石油储备快速发展，2012年，一些二期战略石油储备库将建成投产，还有一些商业储备库容和石油企业生产经营库也将建成投产，对石油需求特别是原油需求构成有效支撑。随着国内油价上升和非刚性需求不断扩大，油价对国内石油需求的抑制作用开始逐渐显现，但影响尚不大。预计2012年多数时间国际油价继续保持高位，由于国内通胀压力大，如果国家成品油价格不能及时调整到位，成品油价格与替代能源的价差将不足以支撑替代能源的发展，替代量将受到影响，在一定程度抵消油价上涨对石油需求的抑制作用。其他影响国内石油需求的因素还包括：2011年汽车产销量低增速的滞后影响，大规模投产的乙烯等化工装置以及其他偶然因素等。2011年国内乙烯产能增长79万吨/年，到年底产能达1567.5万吨/年。预计2012年，国内乙烯产能增长340万吨/年，大幅增长21.7%。如果这些新增化工装置满负荷生产，需要至少增加800万吨左右的化工轻油。2011年国内汽车产销量增速较低，滞后影响2012年的油品需求。此外，气候变化等偶然突发因素对石油需求也会产生影响。另外，2011年原油和成品油库存不高，特别是原油库存，加之2011年石油需求基数偏低等，也将对2012年石油需求及其增速产生影响。根据上述分析，并考虑各油品的不同情况，预测2012年石油和各油品需求有所回升。2012中国石油、原油和汽煤柴油需求预测资料来源：智研数据中心整理原油产量缓慢增长，原油加工量较快增长中国原油产量一直增长较慢，长时间年均只增长1%-2%。国际油价大幅上涨和国内石油供需日益紧张使2001年以来国内原油产量年均增长2%。在新的价格平台下，原油产量经过几年相对较快增长后，2011年增速下降到0.3%。中海油渤海湾的漏油事件使一些油井关闭，一些油井发展速度放慢，对今后一段时期原油产量产生一定的影响，特别是2012年前半期。预计2012年原油产量2.05亿吨左右，增长0.5%。根据近年炼厂开工率、各油品产量收率，并考虑2011年和2012年新炼厂投产情况，适当考虑各油品的供需状况等，预计2012年原油加工量为4.72亿吨，比上年增长5.5%；成品油产量合计达2.82亿吨，增长5.5%，汽、煤、柴油产量分别为8500万吨、1980万吨和17680万吨，同比分别增长4.4%、5.3%和6%。根据需求和生产情况，预计2012年石油和原油净进口量分别为2.95亿吨和2.75亿吨，较上年分别增长8.3%和10.1%；石油和原油对外依存度将分别达59%和57%。成品油市场总体形势看好，但也面临新的挑战2012年，我国石油需求仍将较快增长，国内原油生产能力将继续增加，原油进口通道建设和进口多元化将取得新进展，炼油能力继续较快扩张，加之国家调控市场和石油公司应对各种风险的能力日益增强等，将使国内石油市场呈现供需两旺、相对平稳的态势。尽管如此，2012年国内石油市场也面临着新的挑战。随着炼油能力继续增长，替代能源增多，中石油、中石化以外的经营者实力增强，成品油进口关税下调，成品油流通体制和定价机制改革有望深化，市场竞争将日益激烈，竞争方式将从价格竞争进一步向服务、质量、品牌、多种经营等纵深领域发展。国际油价将维持高位运行，国内现行成品油定价机制下炼厂利润将受到挤压；同时，为抑制通胀，国家也会适当降低成品油涨价频率和幅度。由于价格尚未完全理顺，炼厂加工积极性将下降，企业出口积极性增加，从而影响国内成品油供应。大量投产的石化装置将使化工轻油需求量大幅增长，航煤出厂价格机制的调整使炼厂生产煤油的积极性提高，也将在一定程度上影响汽柴油供应。此外，中东局势令人担忧，有可能严重影响国际石油供应和价格，因而对国内石油市场产生连带的影响。更多内容请致电400-600-8596咨询五、未来五年中国能源规划重点关于能源发展战略（一）世界能源发展正面临重大变革一是世界能源消费开始由发达国家与发展中国家共享市场；二是世界化石能源的供需平衡，只能满足全球能源需求的低速增长，世界化石能源资源进一步趋紧；三是对能源安全、温室气体排放、以及新的国际竞争力的战略追求，将对传统的世界能源格局提出挑战，能源利用将进一步向节能、高效、清洁、低碳方向发展；四是在今后几十年内，世界能源结构将发生重大变化，非化石能源将逐步成为主要能源；五是世界各主要国家纷纷调整战略，能源新技术成为竞相争占的新的战略制高点，以争取可持续发展的主动权，我国需要在国际新的能源环境中寻求最优的能源发展战略和路线。（二）我国能源发展思路必须进行重大调整目前的能源消费趋势难以持续。如果能源消费保持本世纪以来平均8.9%的增速，则2020 年全国能源消耗将达近80 亿吨标煤，占目前世界能源消费总量的一半以上。即使我们能够持续实现每五年GDP 单耗下降20%，在2020 年之后，中国的能源消费也将占世界的30%以上。为支撑经济社会的可持续发展，必须对能源消费提出必要的总量控制目标，统筹发展的速度、产业结构和消费模式。一是必须从偏重保障供给，向科学调控能源生产和消费总量方式转变；二是必须从严重依赖煤炭资源，向绿色、多元、低碳化能源发展；三是必须从过度依赖国内能源供应，转向于立足国内和加强国际合作并举；四是必须从生态环境保护滞后于能源发展，向生态环境保护和能源协调发展转变；五是必须从资源依赖型的发展模式，向科技创新驱动型的发展模式转变；六是必须从能源品种独立发展，向多种能源互补与系统的融合协调转变。（三）应加快制定实施新的能源战略新的能源发展战略，应坚持六项基本原则：即坚持科学发展、可持续发展；坚持走中国特色的发展道路；坚持节约优先、高效经济、合理调控供需；坚持环境与经济双赢；坚持有差别地确定不同发展阶段、不同地域的战略目标与重点，达到总体优化；坚持依靠科技创新支撑和经济手段调控、建设先进能源系统。新的能源战略应具有科学、高效、绿色、低碳的特点，至少应包括六个方面的内容：一是强化节能优先、总量控制战略。通过努力，实现2020、2030、2050 年能源消费总量分别为40、45、5055 亿吨标煤的能耗总量控制目标；二是推进煤炭的科学发展、洁净高效利用和战略地位调整；三是确保石油和天然气的战略支柱地位，把天然气作为能源结构调整的重点之一；四是加快发展水电和非水可再生能源，逐步提升可再生能源的战略地位；五是把积极发展核电作为我国能源的长期重大战略选择和新的重要绿色支柱；六是积极发展中国特色的适应电源多元化的高效、安全、智能电力系统。关于“十二五”能源规划（一）必须把进一步强化节能降耗、降低能源增长速度和总量，作为能源平衡的前提。用较低能源增长支撑经济社会发展，符合我国科学发展需要，也具有实际可行性。我国经济面临重大转变，能源消费增长也要有重大变化，“十二五”要继续制定积极的节能降耗定量目标，节能降耗指标应坚持20%，并试行能源消费总量控制目标，加强节能降耗考核，完善经济社会发展考核内容，以进一步统一认识，用节能降耗实践科学发展，推动科学发展。防止盲目扩大投资，避免单纯追求GDP 速度。（二）煤炭“十二五”煤炭工业发展，应切实转变观念，改变过去以需求决定供给的思路。按照适度从紧的原则，把区域资源环境约束、安全约束放在首位，实行煤炭开发总量控制制度，科学确定煤炭产能，制定切实可行的政策措施，努力构筑具有中国特色的安全、清洁、高效、协调的现代煤炭供应保障体系。主要任务是：1、大力促进煤炭的绿色生产和清洁高效利用。传统的煤炭开采方式对地表水系破坏严重，造成地表塌陷，村庄搬迁问题突出。必须创新煤炭开采方法，采用回采率高的采煤技术，实行有控制地开采。在生态环境脆弱地区、基本农田、人口稠密地区逐步实施无生态破坏、无地表塌陷开采。多联产是煤炭的最佳利用形式。国家应下大的力气推动煤基多联产技术的应用，并且使煤的洁净化利用成为可定量衡量和检查的指标。2、控制煤矿数量，淘汰一批落后煤炭生产能力，大力推进大型现代化煤矿建设。我国现有煤矿1.5 万个，但全国120万吨以上的矿井只有469处，产量14 亿，占2008 年当年产量的53%。应坚持一个矿区原则上一个开发主体，加大资源整合力度，加快推进大型煤炭生产基地建设。通过政府推动、政策支持、市场运作，支持优势企业兼并重组中小企业，推进产业结构调整。加快大型现代化煤矿建设，推进安全高效矿井建设，加快淘汰落后生产能力，继续关闭一批小煤窑。在有条件的地区，推进大型现代化煤矿、千万吨级矿井（坑）和千万吨级工作面建设。“十五”和“十一五”时期，我国新建煤矿较多，对原有煤矿的技术改造重视不够。“十二五”期间，应把技术改造放到一个重要的方面，分类推进：对山西、内蒙、甘肃等八个重点产煤省区，重点是减少工作面，一井一面或者两面；对辽宁、黑龙江、江西等十三个省区主要是提高机械化水平；对福建、湖北、湖南、广西等不适合机械化的省区主要是提高煤层开采技术水平。3、大幅提升煤矿安全生产水平。树立“煤炭科学产能”新概念，有计划地从自然灾害严重的矿区退出，下决心关闭现存的近50 个千米大井。提高机械化和人员素质是实现煤矿安全生产形势好转的关键举措。应大力提高煤炭开采的机械化水平，2015 年机械化程度努力达到75%。进一步加强人员培训，建立面向全体职工的教育培训体系，推行关键岗位持证上岗制度，改革煤矿职工招聘办法，提高技术工人整体素质。（三）电力电力不但是最重要的二次能源，也是越来越重要的一次能源。“十二五”电力发展的主要任务是：1、优化发展火电我国以煤炭为主的资源结构决定了在未来相当长时间内，燃煤机组仍将是我国主要发电形式，促进大容量、高参数洁净煤发电技术进步，着力调整煤电内部结构，是燃煤发电发展的重要方向。（1）继续提高先进高效大型机组比例。根据电网优化运行要求，优先调度高效大型机组发电，及时退役中小机组。（当前我国20 万千瓦及以下机组约有1.4 亿千瓦，10 万千瓦及以下的纯凝机组仍有2680 万千瓦。）（2）提高热电联产普及率。我国热电联产集中供热比例较低，2015 年热电联产集中供热普及率若提高到50%，需新增热电联产机组6000 万千瓦。中小机组有条件的要尽快改造为热电联供。（3）进一步加快700及以上的超超临界技术、IGCC、大型CFB 等洁净煤燃烧技术的研发。蒸汽温度700及以上的超超临界技术的发电效率可提高到50%左右，是燃煤机组下一步的发展方向；IGCC 污染物排放低，易与碳捕获封存技术组合，欧美、日本已将IGCC 作为低碳经济中提高能效的主要手段；CFB 锅炉可燃烧劣质煤，解决煤矸石资源的综合利用和高硫煤利用问题，大型CFB 锅炉可采用超临界技术，将发电效率提高23 个百分点。（4）加强煤炭资源丰富的地区能源基地建设的统筹规划，根据能源需求发展需要，有序发展现代化煤电化运一体化的能源基地，及时优化建设能源外输通道。要以多联产为方向发展高效清洁煤化工产业。国家应从产业规划、项目审批、资源配置、资金投向、金融税收相关配套政策等方面加强宏观调控，重点有序扶持规划项目。2、积极发展核电（1）我国大规模发展核电已具备条件从厂址资源看，目前已经具备了在未来10 年间建设1 亿千瓦以上核电的条件。从装备制造能力看，目前，国内核电制造企业可基本满足每年同时新开工7-8 台二代改进型和1-2 台三代核电机组的建设需要，到2013 年以后可基本满足每年新开工10-11 台二代改进型和4-5 台三代核电机组的建设需要。从铀燃料资源看，经过国产和进口并举努力，铀资源不构成对我国核能发展的根本制约因素。（2）核电发展需要高度重视以下三个问题一是核电安全性与经济性的统一。核电规模发展的前提是安全性和经济性的统一。任何一种发电方式的规模发展取决于能否让投资者有利可图，不能靠政府补贴过日子。对设计安全性的要求不能层层加码，否则会影响其经济性。两者需要协调统一。国外新建核电站面临造价大幅度上涨的问题，考虑到高端制造技术仍无法摆脱对国外的依赖，我国核电业恐怕难以独善其身。因此，核电规模发展面临的真正挑战在于，能否在保证核安全的前提下使大批新建核电站在经济上仍保持竞争力。二是核蒸汽供应系统成套供应问题。美国、法国、日本、韩国等国家都有核岛设备（NSSS）成套供应商。我国制造集团近年制造能力虽有长足进步，但至今尚无一家制造集团能够承担NSSS的成套供应。在这种情况下，核电工程建设的结果是工程量大增、接口界面过多、安全质量控制比较困难。这种工程建设模式也增加了电力集团进入核电领域的难度。三是核电与电网的协调发展。核电和电网的协调发展关系到核电站和电网的安全经济运行。核电与电网的协调发展需要解决以下问题：1）核电机组容量适应性问题，即避免出现“大机小网”引起的系统稳定问题。2）核电站接入电网的方式问题，这方面涉及系统潮流、短路电流、电压等级、出线走廊等问题。目前我国华东电网、南方电网的短路电流水平已经接近高压断路器遮断能力的上限，在建的核电站和大型火电厂在沿海一字排开，短路电流超限可能成为制约因素，这些问题需要及时研究；3）核电站运行和电网调峰问题。为保证核电经济性，核电站应尽可能带基荷满载运行，这与电网调峰的要求有矛盾。在电网峰谷差加大、核电机组在局部电网中比例增加的情况下，核电的满负荷运行条件将受到限制。国外普遍从管理机制上解决问题，例如韩国由电力公司统管核电、水电和抽水蓄能。这些经验值得借鉴。在我国现行的电力体制下，比较现实的解决办法是允许核电企业经营抽水蓄能电站，蓄能电站仍由电网统一调度。（3）加快推进核电体制改革一是为适应核电规模化发展，必须克服我国制造与设计、科研分离的体制性障碍，下决心培育我国有竞争力的核岛供应商，这是推进核电规模化发展的关键。二是加快核电体制改革。放开核电建设业主领域，让具备条件的电力企业成为核电发展的业主，形成“专业化、多业主”核电发展模式，依托现有核电企业，培育核电设计、核电工程及核电设备制造的专业企业。3、加快发展水电（1）水电是传统的可再生能源，未来水电的发展对我国能源供应和降低碳排放强度都有重大意义，是实现2020 年我国对外承诺非化石能源比例的关键环节之一。（2）继续加快水电建设。我国水电开发程度仅为36%，而发达国家已基本完成了开发的任务，美国等不少国家开发水平已经达到了80%以上。要科学制定水电开发规划，采取积极措施妥善处理好移民安置,加强环境保护措施，按照流域开发、大中小兼顾的原则，积极开发水电。同时充分利用我国水电技术和工程能力，实施走出去战略，积极推动周边国际水电开发。（3）加快核准大中型水电项目进度。要实现到2020 年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标，应确保水电装机（含抽水蓄能电站）达到3.5 亿千瓦左右。目前我国在建水电项目约5617 万千瓦，约有5000 万千瓦左右能在2015 年前投产，届时我国水电将达到2.46 亿千瓦。由于水电建设具有较长的周期，“十二五”期间需要开工1 亿千瓦左右，才能使2020 年水电装机达到3.5 亿千瓦(含抽蓄)，加快核准大型水电项目是实现2020年水电发展目标的关键。（4）高度重视抽水蓄能电站建设。近年来，随着我国风电和核电的快速发展，对抽水蓄能的需求快速增加。而煤电深度参与调峰，既不经济，也加大了煤炭消耗。抽水蓄能电站的规模应大幅增加。4、大力发展风电（1）我国风力资源丰富，风能是重要的可再生能源，应高度重视风电的合理开发和利用。近期的战略重点是陆上为主，并网为主，注重分布式发展，加快产业化建设。（2）应继续完善合理的可再生能源发电价格机制、可操作的可再生能源发电配额细则，和完整的规范、标准、检测认证体系等政策手段。加大对基础性研究工作的投入，培养创新能力，包括开展新能源人才体系的建设，开展试验风电场、公共试验平台等利于基础研究能力提升的体系建设。（3）适当调整风电全额收购政策。目前国外普遍对风电采取“优先但有条件收购”政策，比如德国风电装机比例为18%，电网在过载等紧急情况下，可以限制风电出力；在超过电网最大接纳能力后，可不再优先接纳。丹麦风电装机比例为25%，西班牙风电装机比例为19%，这些国家也没有要求电网企业无条件全部接受风电电量。5、积极推进智能电网研发（1）我国现阶段既要重视高电压等级、大电网、大电源规划发展，满足大工业特别是重工业发展需要；又要重视低电压等级、微网或小型分布式供能系统的发展，满足商业、行政及生活用电需求，避免舍近求远、弃简求繁、丢低求高的规划思路。（2）政府应该旗帜鲜明地支持和鼓励智能电网技术的研究和开发。发展智能电网是方向，是趋势。但智能电网的发展不能操之过急，应组织专家进行仔细论证，明确中国的智能电网到底要解决什么问题，达到什么样的目标以及相应的路线图。在目的没有搞清楚前，应特别谨慎。因为智能电网发展不仅仅是一个技术问题，其涉及电力系统的整体变革，涉及巨额投资，涉及国家的能源战略、技术标准、电力市场和电价政策、电力监管、多行业协同等诸多问题。“十二五”时期在优化方案没有认真论证确定以前,不宜进行大规模的智能电网建设。（3）我国智能电网产业还处在刚刚起步阶段，在产业发展初期，需要通过系统、配套的政策引导扶持，特别在相关重大科技项目投入、项目核准、标准制定、电价机制及财政税收等方面，给予必要的政策支持和激励导向，来促进整个产业发展。美国政府投巨资用于智能电网研发的做法值得借鉴。（4）对智能电网的投资建设，政府必须履行监管的责任。由于智能电网没有改变传统电网的基本属性和基本功能，政府的监管是必不可少的。政府的监管责任主要体现在以下几个方面：一是必须对智能电网的投资进行监管。发展智能电网必须注重经济性。全面建设智能电网需要巨额资金投入。谁来付费？成本如何分摊？首先要搞清楚。二是确保智能电网建设的开放性。因为智能电网涉及的技术多、带动面大，需要建立起一个统一标准下的开放机制。三是对智能电网的安全，特别是网络信息安全要进行严格监管。四是智能电网的赢利模式与传统电网有许多差异，必须研究对智能电网的监管政策和定价机制，真正使企业从发展智能电网中获得持续的效益。（5）政府要在推动智能电网研发等方面的国际合作中发挥重要作用。智能电网的发展，可能各国的发展重点和路线图有些不同，但需要的那些技术都是相同的。政府积极推动相关的国际合作，对发展中国的智能电网可以起到事半功倍的效果。6、加快推进电力体制改革“十二五”时期应进一步推动电力改革,并在以下领域实现重点突破。一是以输配电价改革为切入点和突破口，加快理顺电价形成机制；二是适应新能源和城乡配电网快速发展的要求，改变电网运营和赢利模式，统筹推进输配电体制、调度交易机制改革；三是改革计划分配电量体制，通过开放大用户直接交易和采取多边交易、灵活的跨省区交易、竞价交易等多种形式推进电力市场化交易；四是完善节能调度办法，实现节能环保调度与市场机制相对接；五是加快推进农村电力体制改革，理顺农电投资和管理体制，建立农村电力普遍服务机制，促进城乡电网协调发展；六是要进一步开放市场准入，鼓励多种渠道投资发电、配电企业；七是加快形成统一高效的电力监督管理体制，强化政府在能源战略、能源规划、能源政策、科技创新等方面的管理职责，加强对垄断环节和市场交易的专业监管；八是加快电力法律法规制修订工作，健全电力法规体系。石油、天然气1、石油发展的战略方针是：大力节约，加强勘探，积极进口，规模替代。2、天然气（含煤层气、页岩气）是最洁净的化石能源，有很大的增产空间和长期供应能力，应成为能源结构调整的重点。一要加大煤层气、页岩气、城市垃圾沼气等非常规天然气的开发力度；二要加强天然气储备体系建设，发挥价格杠杆调节作用，确保天然气稳定供应；三要强化天然气、液化天然气进口渠道建设，扩大天然气、液化天然气进口规模；四要适时调整天然气利用政策。3、坚持国有石油公司在油气行业的主导地位不动摇，同时加强监管，使国有公司更好地履行经济责任和社会责任，保障油气资源安全、稳定、经济供应和高效利用。4、加大支持企业“走出去”获取海外油气资源一是改革海外投资项目的投资审批制度，变审项目为审规划，简化投资项目的审批程序，放宽审批权限。二是建立各石油公司海外项目投标统一的协调机制。变多个政府部门管理海外项目为归口的一站式管理。三是加大对海外勘探开发的资金支持力度。尽快建立由国家外汇储备支持的、由商业机构运作的海外能源投资风险基金和保险基金，支持国有石油企业以更大的步伐“走出去”。5、加快推进石油储备建设随着石油供应安全压力越来越大，石油储备的作用日益凸现。国家应制定相