2022年中国能源行业回顾及2023年展望

戴宝华，王德亮，曹 勇，刘潇潇，罗大清，丁宣升，王 盼，马 莉

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

2022年是落实“十四五”规划和碳达峰、碳中和“1＋N”政策体系构建完善的关键一年。中国能源行业有力应对全球能源格局重塑、能源价格高位大幅波动、能源供给形势整体偏紧、极端天气频发等多重挑战，表现出了强有力的供给弹性和消费韧性，在保障能源安全、建设能源强国、推进能源转型的新征程中迈出了坚实步伐[1-2]。党的二十大明确提出“加快规划建设新型能源体系”，这将是当前乃至今后相当长时期内我国能源行业的重要任务。展望2023年，面对地缘冲突持续、通胀、脱钩等不确定性因素交织的复杂国际环境，我国能源行业将持续深入推进能源革命、确保能源安全、推进碳达峰碳中和等各项工作，推动能源安全新战略走深走实。

2022年我国能源结构持续调整优化，能源供给能力和质量显著提升，能源体制机制改革稳步推进。煤炭增产保供成效显著，充分发挥了兜底保障作用，油气行业连续4年实现增储上产，非化石能源供给规模持续快速扩张，能源自主保障能力保持在80%以上，把能源的饭碗牢牢端在自己手中，有力支撑了我国经济社会发展和民生用能需求。

1.1 能源消费结构持续优化，节能降碳增效工作扎实推进

经济增长稳中有进，能源消费平稳有增。尽管遭遇外部需求收缩、国内疫情散发等不利因素影响，中国经济应对超预期因素冲击，顶住压力积极复苏，经济社会发展大局保持稳定。投资和出口成为拉动经济增长的关键力量，消费对经济贡献率下降，工业升级发展态势没有改变[1]。分行业看，汽车行业生产推动装备制造业快速增长，高技术制造业增势加强，钢铁、建材、石化等行业运行平稳，投资及出口增势良好。根据国家统计局最新公布数据，2022年我国经济增速3.0%，受下半年经济复苏推动，能源需求稳步上升，全年消费总量达53.9亿吨标煤，同比增长2.9%（见图1）。

图1 近年来我国一次能源消费情况

能源消费低碳化趋势不变，低碳能源消费占比稳步提升（见图2）。分能源品种看，煤炭消费方面，受气候异常影响，全国多地经历严重高温和干旱，推动动力煤需求增长，加之油气价格上涨较快，煤炭“压舱石”作用凸显，煤制油、煤制气、煤制烯烃等煤化工产品产销两旺，产能利用率均同比提升。整体看，煤炭需求持续高位运行，足量稳价供应态势良好，全年煤炭消费量为30.3亿吨标煤，同比增长3.2%左右，占比56.2%，较2021年上升0.2个百分点。石油消费方面，一方面俄乌冲突背景下国际油价大幅飙升并维持高位震荡，以及疫情反复和新能源汽车渗透率持续快速提升，抑制国内成品油消费增长；
另一方面随着国内稳增长政策的集中释放，国内石化产品需求得到一定程度恢复，在以上因素综合影响下全年石油终端消费量约为7亿吨，同比下降1.0%左右，占比同比下降0.6个百分点，至17.9%。天然气消费方面，虽然存在国内疫情反复和国际气价飙升等诸多不利因素，但是国产气量增长和储气能力提升等支撑了我国天然气行业总体平稳发展。居民用气稳步增长，工业、交通和发电用气受疫情影响和天然气价格攀升影响有所下滑，商服用气受疫情冲击下降，化工化肥用气基本持平，全年天然气实际消费量小幅下降至3 600亿立方米，同比下降1.3%，天然气占比下降0.4个百分点，至8.5%。非化石能源方面，全年消费9.4亿吨标煤，同比增长达7.9%，主要来自太阳能、风能和水电，三者合计贡献非化石能源增量的八成左右，非化石能源占比提升0.8个百分点，达到17.4%。

图2 近年来我国一次能源消费结构情况

“双碳”目标约束下节能增效工作取得新进展[3]。2022年我国可再生能源利用规模不断突破，化石能源清洁利用成效显著，估计全年我国单位GDP能耗为0.6吨标煤/万元GDP，同比降低近0.4%，碳排放强度为1.18吨二氧化碳/万元GDP，同比下降1.0%（见图3）。首先，我国坚持加大节能减排力度，持续完善能源消费强度和总量双控制度，坚决遏制“两高”项目盲目发展。例如，煤炭清洁高效利用迈上新台阶，煤电行业实施煤电机组的节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改”联动，提升清洁高效发展水平；
超低供电煤耗（最低可达264克标煤/千瓦时）的超超临界高效发电技术煤电装机规模不断扩大，已达煤电总装机容量的26%；
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——浙江兰溪二氧化碳捕集与矿化利用集成示范项目正式开工，将进一步为煤炭清洁利用提供兜底保障技术。其次，终端能源电气化进程持续快于经济增速。2022年全社会用电量稳定在8万亿千瓦时以上，同比增长4%，较经济增速高1个百分点。受农业电气化水平持续提升、粮食产量再创新高、国家六部门联合部署工业能效提升行动鼓励工业终端用能电气化等因素拉动下，第一产业用电量和城乡居民用电同比实现两位数增长，第二产业用电量和第三产业用电量同比实现稳定增长，其中，高载能行业用电量与上年基本持平，高技术及装备制造业用电增速较快。估计2022年我国终端电气化率较2021年提高0.4个百分点，增至27%。

图3 近年来我国能源消费强度及碳排放强度情况

1.2 油气煤非供给协同发力，筑牢能源安全保障和推进能源低碳转型

能源行业积极保障能源安全和稳定供应，着力增强国内能源供给能力，切实把能源饭碗牢牢地端在自己手里。

1.2.1 煤炭：能源保供“压舱石”作用凸显，精准调控保障国内产量和库存

煤炭行业持续加强煤炭兜底保障能力，估计2022年全国煤炭产量达到45亿吨，同比增长9%。煤炭生产企业不断加大增产保供力度，优质产能持续释放，全年核增、扩产、新投产等措施新增煤炭产能约3亿吨，原煤产量连续数月保持两位数快速增长，增产保供成效显著，受益于煤价持续高位运行，煤炭行业景气度较高。

国内外价差拉低煤炭进口量，推高电煤企业库存水平。受国内外煤炭价差拉大影响，煤炭进口贸易量大幅下滑，全年进口2.9亿吨，同比下滑9%；
另外受海外复工复产，焦炭需求好转，国内外价格差拉大等因素影响，全年焦炭出口量实现较快增长。在中国人民银行煤炭专项贷款支持下，煤电企业克服煤价高位运行不利影响，全力保障电力供应，2022年9月以来全国统调电厂电煤库存规模维持在1.7亿吨以上，较2021年同期增长1倍，处于历史最高水平。

1.2.2 石油：积极应对外部环境不确定性，增储上产成效显著

守牢能源安全底线，油气行业勘探开发取得新成效。油气行业落实“十四五”规划及勘探开发行动计划，持续提升勘探开发力度，一方面加大资源评价和勘探，巩固增储上产良好势头，全年在塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、四川等盆地取得一批新的重大发现；
另一方面加快先进技术开发应用，推进油气资源数字化、智能化高效开发，强化老油田高效调整和精细挖潜、控制递减。2022年全国原油产量重回2亿吨，估计为2.05亿吨，同比增长2.9%，增速较2021年进一步提升。

油价上升、新冠疫情反复等因素导致原油进口量下降。一方面，俄乌冲突爆发后，恐慌情绪推动国际油价大幅冲高、宽幅波动，2022年布伦特油价先涨后跌，全年均价99美元/桶，同比上涨40%，对我国石油进口形成抑制。另一方面，新冠疫情反复导致我国石油需求较2021年出现收缩，进一步拉低了石油进口需求。2022年，我国原油进口量达5.08亿吨，同比下降0.9%。

1.2.3 天然气：多因素交织扰动供应结构，国产气持续发力

能源保供推动国产气产量持续较快上产。2022年全国天然气产量2 178亿立方米，新增产量130亿立方米，同比增长6.4%。其中，深水气、致密气、页岩气和煤层气等非常规天然气增产明显，煤制气产能利用率也同比提升。中国海油首个自营1 500米超深水大气田“深海一号”累计生产天然气超20亿立方米。中国石油长庆油田天然气年产量超500亿立方米，西南油气田塔里木油田天然气年产量分别达到383亿立方米和330亿立方米。中国石化加快四川盆地中江气田、威荣页岩气田等新区块的评价建产，助力川渝地区千亿级天然气生产基地的建设步伐。

多因素交织下，天然气进口贸易结构持续调整。俄乌冲突背景下，国际液化天然气（LNG）市场供需失衡，LNG价格屡创新高且剧烈波动，2022年东北亚LNG现货均价达到34.0美元/百万英热单位，同比上涨86.8%，持续压制我国LNG现货采购量；
但是，受欧盟制裁俄罗斯影响，中俄东线管道气引进量加快提升，进口量持续增长，全年新增供应量超50亿立方米。由此，形成液化天然气和管道天然气两种进口贸易渠道“一升一降”的明显分化，2022年我国管道气进口量为634亿立方米，同比增长6.6%，LNG进口量为897亿立方米，同比下降18.7%。中国石油、中国石化、中国海油、国家管网等企业不断加快国内输气管道与储气库等基础设施建设，全国储气能力大幅提升55亿立方米，显著减轻了冬季天然气保供压力。

1.2.4 非化石能源：供给规模首次超越9亿吨标煤大关

非化石能源大发展取得新成就。2022年我国非化石能源供给规模超越9亿吨标煤大关，达到9.4亿吨标煤，同比增长7.9%，增速高出化石能源6个百分点，维持中高速增长。其中，非水可再生能源（下称新能源）4.1亿吨标煤，水电4.1亿吨标煤，核能1.2亿吨标煤。国家大力打造以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。积极发展能源新产业新模式，推进核能综合利用，加快非粮生物燃料乙醇产业示范，因地制宜开展可再生能源制氢示范，探索氢能技术发展路线和商业化应用路径。

风光发展仍面临资源消费与供应地域失衡、消纳能力不足的挑战。据全国新能源消纳监测预警中心数据，青海、西藏、内蒙古等重点地区光伏利用率长期低于全国平均水平，其中，西藏全年光伏利用率82%，远低于全国98%。储能发展进入加速期，但仍显不足。2022年世界首座非补燃压缩空气储能电站在江苏建成投产，如东100兆瓦时用户侧重力储能示范项目开工建设，储能技术不断丰富。随着20多个省区明确新能源配储能要求，储能设施建设将随风光基地建设进入加速发展期。

1.2.5 电力：非化石能源发电装机占比首破50%，低碳转型再提速

2022年我国新增发电装机容量2.0亿千瓦左右，规模创历史新高，其中非化石能源发电装机投产1.6亿千瓦左右，占比约八成，光伏新增装机容量0.8亿千瓦，风电新增装机容量0.5亿千瓦。成本方面，2022年我国陆上风电度电成本（LCOE）为0.18～0.34元/千瓦时，海上风电LCOE为0.36～0.64元/千瓦时；
光伏发电LCOE为0.19～0.36元/千瓦时，已低于煤电度电成本（0.41～0.51元/千瓦时）[1,4]。2022年10月，我国首个平价上网海上风电项目首批机组在渤中海上风电A场址实现并网发电。

2022年全国发电装机容量达25.3亿千瓦左右，同比增长8.4%。其中，非化石能源发电装机合计达12.7亿千瓦左右，同比增长14%，占总发电装机容量比重上升至50%，首次达到总发电装机规模的一半。此外，光伏发电装机容量首次实现了对风电的超越，一是大型光伏基地建设加速，二是分布式光伏迎来爆发式发展。但是，由于风电利用小时数高于光伏，全年风电发电量仍远高于光伏，估计风电发电量为7 277亿千瓦时，光伏发电量为3 707亿千瓦时。煤电仍以不到五成占比的发电装机，生产了约六成的电量，并支撑着超过七成的高峰负荷需求。“十四五”时期，仍需科学规划建设先进煤电机组，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源。

电力部门碳达峰工作取得积极进展，风、光、水、核等清洁能源供应体系建设进入新阶段。水电核电重大工程建设有序推进，全年估计核准核电机组12台，为2011年来核准数量最多的一年。大力发展以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风光基地规划建设，积极推进跨省跨区输电通道建设，提升输电通道利用效率和可再生能源电量占比，成为推进电力部门碳达峰工作的重要抓手。2022年西北电网新能源总装机容量或超过火电，成为西北地区最大的电源，西北地区电力系统转型持续加快。此外，各地积极在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区推进风电和光伏发电分布式开发，促进光伏发电多场景融合开发，多个沿海省份发布了海上风电规划，有序推进海上风电基地建设，为新能源产业发展打造新动能。

1.3 先立后破，能源政策为产业绿色发展设定目标和规划路径

2022年是碳达峰、碳中和“1＋N”政策体系构建完善的关键之年。国家陆续发布《“十四五”现代能源体系规划》，以及《“十四五”可再生能源发展规划》《氢能产业发展中长期规划（2021–2035年）》等专项规划，新出台的产业政策更加突出安全底线与新发展理念要求，在重申煤炭主体能源作用、释放煤炭优质产能的同时，强调妥善处理能源转型过程中发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场的关系。能源产业政策呈现出新特点，一是“双碳”政策更具系统性协同性，节能降碳工作优先级进一步提升；
二是能源“十四五”规划指导下，可再生能源发展目标更明确、路径更清晰。

1.3.1 节能降碳工作优先级再提升，配套机制更完善

2022年重点行业领域碳达峰实施方案陆续颁布。《工业领域碳达峰实施方案》提出，到2025年规模以上工业单位增加值能耗较2020年下降13.5%、单位工业增加值二氧化碳排放下降幅度大于全社会下降幅度。为此，钢铁、建材、石化、化工等重点行业行动方案明确在坚决遏制“两高”、持续推进产业结构优化升级的同时，更加突出节能提效的优先定位和战略作用，通过中低温热源电气化改造、节能改造升级、低碳原料替代等举措，提高行业能效水平，以满足近中期能源消费增长和碳达峰总量约束。

碳达峰碳中和“1＋N”政策体系健全完善为能源行业高质量发展提供强有力的体制机制保障。统计标准方面，《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》内容涵盖区域、行业、企业、产品等碳排放核算层次，为碳核查、碳管理、碳交易等工作奠定了坚实基础。财税政策方面，《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，充分发挥财政资金支持引导作用和税收政策激励约束作用，为低碳零碳负碳、节能环保等绿色技术研发和推广应用提供坚实支撑，支持构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。科技创新方面，《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022–2030年）》明确，通过开展能源绿色低碳转型科技支撑行动等举措，突破提升煤炭清洁高效利用、新能源并网消纳、碳捕集利用与封存等技术，为绿色低碳转型提供不竭动力。

1.3.2 可再生能源发展目标更明确，举措更清晰

新型能源体系构建将进一步强调清洁低碳和安全高效。2022年能源部门首次将“能源发展规划”改为“现代能源体系规划”，突出了清洁低碳、安全高效的现代能源体系的构建要求。文件明确，我国能源低碳转型进入重要窗口期，要全面推进新能源大规模开发和高质量发展，并提出“两个50%”发展目标，即“十四五”期间可再生能源消费增量在一次能源消费增量中占比超过50%、可再生能源发电增量在全社会用电量增量中占比超过50%。可再生能源正由能源消费的增量补充变为增量主体。另外，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》部署了新能源开发利用模式、加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统、深化新能源领域“放管服”改革等内容，助推可再生能源迈向大规模发展、高比例发展、市场化发展、高质量发展新阶段。

2023年能源价格高位震荡等问题有望得到一定缓和，但全球地缘政治冲突、通胀、脱钩等不确定性因素犹存，国际环境依然复杂严峻[1-2]。我国将高效统筹疫情防控和经济社会发展，国内需求潜力有望加速释放，服务业持续复苏向好，工业运行更加平稳有序，出口和投资持续发力。随着碳达峰碳中和“1＋N”政策体系的不断完善，能源行业实现“双碳”目标、助力产业转型升级、推动经济绿色低碳发展的步伐将更趋稳健。

2.1 经济发展持续稳定恢复，对能源消费增长形成有力支撑

中国经济持续回升向好，能源消费稳步增长。2023年，受俄乌冲突、新冠疫情反复、供应链瓶颈持续、主要经济体收紧货币政策等多重因素影响，部分新兴经济体债务违约风险大幅提升，预计全球经济依然处于通胀高企、增长疲弱的困境，甚至存在一定的经济衰退风险。随着疫情影响降低，以及宏观政策在扩大需求上的积极作为，我国经济回升向好趋势稳固，经济运行将保持在合理区间，预计全年GDP增速5.0%以上，比2022年增速高2.0个百分点[1]。我国实施2030年前碳达峰行动方案以来，工业化、城镇化进程的持续推进，以及国内市场需求持续回暖，成为国内能源消费增长的主动力。同时，我国还将面对大国博弈背景下国内部分供应链面临转移压力持续增大，海外市场消费疲软导致稳出口难度增大等挑战，这将对能源消费带来一定负面影响。综合上述因素，预计2023年我国一次能源需求约55.5亿吨标煤，同比增长3.0%，增速略高于2022年。

分能源品种看，煤炭方面，预计2023年需求增速或维持在较低水平。一方面，“双碳”目标约束下，煤炭消费增长面临能耗“双控”、碳减排等政策性约束，加之煤炭利用效率持续提升，煤炭需求增长受限。另一方面，虽受“原料用能不纳入能源消费总量控制”政策推行的影响，化工领域原料用煤需求有可能回暖，但因国际煤炭价格高位运行，沿海省份煤炭进口规模增长受到一定制约。预计2023年我国煤炭消费量为30.6亿吨标煤，同比增长1.0%，在一次能源消费中的占比为55.1%，较2022年下降1.1个百分点。

石油方面，预计全年需求恢复平稳增长。分石油品种看，新能源汽车销量快速增长，渗透率或达36%，保有量占比7%，继续对汽油需求形成抑制；
航煤需求受疫情好转影响将恢复至疫情前水平的八成左右；
柴油需求保持平台期水平；
化工用油受油价降低、低库存下补库需求以及下游消费需求增长拉动等影响，将持续平稳增长。预计2023年我国石油消费量为7.1亿吨，同比增长4.6%，在一次能源消费中占18.2%，较2022年上升0.3个百分点。

天然气方面，行业发展维持较高景气度。随着疫情形势好转，经济持续复苏，国内工业、商业、发电用气将重回增长轨道，整体需求有望稳步提升。但是，受俄乌冲突持续、天然气贸易格局重构等影响，天然气市场价格大概率维持高位波动，将拖累部分行业用气需求增长。预计2023年我国天然气消费量为3 820亿立方米，同比增长6.1%，在一次能源消费中的占比达到8.8%，较2022年上升0.3个百分点。

非化石能源方面，疫情反复因素减弱下，非化石能源迎来补涨。国家将持续推动西南地区水电与风电、太阳能发电的协同互补，加快可再生能源存储调节设施建设，提升电力系统对高比例可再生能源的适应能力，加强可再生能源发电终端直接利用，扩大可再生能源多元化非电利用规模，推动可再生能源规模化制氢利用。同时，国家将积极推动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用示范。预计2023年我国非化石能源消费量有望逼近10亿吨标煤大关，为9.9亿吨标煤，其中，新能源为4.5亿吨标煤、水电4.2亿吨标煤、核能1.2亿吨标煤。非化石能源在一次能源消费中的占比为17.9%，较2022年上升0.5个百分点。2023年新能源供应规模将首次超越水电，成为第一大非化石能源。

2.2 能源供给高质量特征显著，供给韧性弹性进一步增强

2.2.1 煤炭：外部因素复杂多变下供给保障韧性凸显

煤炭将继续发挥兜底保障作用。国际局势复杂多变下，煤炭作为基础能源将继续担当起兜底保障能源安全的重任，成为应对极端天气、新型电力系统调峰等情况，满足能源需求的有力措施。预计2023年全国煤炭产量维持在45亿吨左右，与2022年相比基本持平。

2.2.2 石油：紧紧围绕安全保供，推动增储上产再上新台阶

国内石油公司将从增储上产攻坚、强化科技创新和实现绿色发展3方面持续提质增效升级。充分发挥集中力量办大事的制度优势，继续推动油气相关规划落地实施，加强国内勘探开发，以更大力度增加上游投资，在非常规油气方向持续发力，稳步推进上游绿色发展，助力保障经济运行和民生需求。预计2023年国内原油产量站稳2亿吨有保障，达到2.05亿吨，石油对外依存度为71%。

2.2.3 天然气：勘探开发及基础设施建设持续发力，保供稳价能力持续加强

面对日益错综复杂的国际环境，国内企业将全力推动天然气上产，预计2023年国内天然气产量为2 280亿立方米，同比增长4.6%。全国多地“十四五”能源规划明确提出天然气产业发展目标，重点地区将在天然气勘探开发、基础设施建设方面持续发力，加大力度建设储气调峰能力，增强天然气保供稳价能力。进口方面，近年部分新签LNG进口合约开始执行，中俄东线进口气量稳步增长，预计2023年进口天然气1 650亿立方米，总体进口量回升但难以恢复至2021年水平。在国产气产量增长带动下，我国天然气对外依存度控制在43%左右。

2.2.4 非化石能源：累计装机占比在50%以上且持续增加

非化石能源将迎来建设高峰期，预计2023年非化石能源累计装机将接近14.6亿千瓦，新增装机1.7亿千瓦；
其中，光伏累计装机4.9亿千瓦，当年新增0.9亿千瓦；
风电累计装机4.3亿千瓦，当年新增0.5亿千瓦。非化石能源全年发电量约3.38万亿千瓦时。

风光大基地建设增大新能源消纳压力。第二批风光大基地项目主要集中于内蒙古、青海、西藏等地区，但上述地区弃风弃光率高于全国均值，西藏、青海地区弃光率长期超过10%，随着大型基地的进一步投建，重点地区消纳能力将迎来挑战，弃风弃光率或进一步走高。

风光发电项目成本持续降低。2023年陆上风电LCOE进一步降低，为0.16～0.31元/千瓦时，低于煤电LCOE成本的最低0.41元/千瓦时，海上风电LCOE为0.32～0.57元/千瓦时，部分装机已开始低于煤电成本；
光伏发电LCOE为0.18～0.34元/千瓦时，相对于煤电的成本优势进一步显现[1,4]。

2.3 锚定目标，政策持续助推新型能源体系建设

“十四五”期中能源政策重点将从规划目标转向锚定目标、落实见效上来。在2022年规划和发展基础上，2023年我国能源政策将以保障安全为底线，持续推进建设绿色低碳、安全高效的现代能源体系建设，突出规划建设新型能源体系和完善能耗“双控”制度等重要工作，完善能源消耗总量和强度调控，推动逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度，积极落实节能降碳政策，推进碳排放统计核算体系建设。

2.3.1 推进碳排放核算体系建设，夯实“双碳”目标工作基础

碳排放核算体系建设工作将显著支撑碳达峰碳中和各项工作，助推节能降碳工作在行政管理和市场机制的双轮驱动下落实见效。一方面，政府部门对能源行业、企业的碳排放监管更加有据可依、有法可循，促进碳排放统计工作在更大行政区划范围内规范化标准化开展，加速从管能源消费总量和强度，到管能源消费品种和结构，再到管碳排放总量和强度的模式转变进程。另一方面，统一规范的碳排放统计核算体系为绿色溢价的发现和形成提供制度支撑，有利于降低碳市场交易成本、扩大控排行业范围、丰富国家核证自愿减排量（CCER）等交易形式，有力实现碳市场的进一步扩容升级和新一轮规模增长，进一步释放市场机制对能源行业节能降碳行动的促进作用。

2.3.2 未雨绸缪应对消纳挑战，增强新型电力系统韧性

政策推动下，我国必将迎来新一轮大规模风电光伏基地建设高潮。为确保可再生能源占比逐渐提高的新型电力系统平稳运行，政策将从供给侧和需求侧同步发力。一方面，加快推进电站升级改造和储能基础设施建设，在供给侧提高可再生能源质量，增强电网韧性；
另一方面，在需求侧促进可再生能源消费，包括利用财政手段推动可再生能源在工业和建筑领域的应用，也包括建立绿电交易、绿证、碳市场等机制间的有机衔接，更好利用市场手段促进可再生能源消费。

能源转型过程复杂、极具挑战性，能源行业需要立足我国能源资源禀赋，统筹推进绿色低碳发展与保障能源安全。在世界百年未有之大变局加速演进，国际形势日趋错综复杂，“双碳”目标持续推进的大背景下，我国能源行业将持续践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，把保障国家安全作为首要任务，持续提升能源安全保障能力，继续深化能源供给侧和消费侧结构性改革，显著提升能源供给质量，深入实施创新驱动发展战略，持续增强能源技术创新能力，推进能源多边合作，加快建设能源强国，为经济社会发展提供可靠保障，为全面建设社会主义现代化国家提供坚定支撑。

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