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要点透视
中国能源供需中速增长的新常态在2012年出现，在2013年得到进一步确认。2013年中国能源消费量为37.6亿吨标煤，增长3.9%。其中煤炭消费增长2.7%，石油消费增长1.8%，天然气增长13.9%，用电增长7.5%。工业用能增速放缓，第三产业和人民生活用能保持持续较快增长。
经济增速放缓、产业结构调整加快、环境刚性约束加强以及技术创新实现突破使得未来十年中国能源消耗进入每年增长4%～5%的区间，与此同时，结构优化步伐加快，预计2020年煤炭消耗占比将下降到60%以下，而天然气、非化石能源占比快速上升至10%和15%左右。
2014年能源需求将达到39.2亿吨标煤，增速为4.2%。其中煤炭需求增长2.5%，石油需求增长3.5%，天然气需求增长12%，用电增长为7%。
要实现能源领域的可持续发展，必须加快能源体制改革。应推动发电企业与大用户直接交易，放开油气进口限制，油气管网实行公开公平准入，建立能源生产消费约束和绿色转型的财税调控机制。
2013年能源行业的运行情况及具有中长期意义的重大变化
根据初步统计，2013年，中国能源消费量为37.6亿吨标煤，增长3.9%，其中煤炭消费量为24.75亿吨标煤，增长2.7%，石油表观消费量为4.85亿吨，增长1.8%，天然气表观消费量为1685亿立方米，增长13.9%，全社会用电量为5.34万亿千瓦时，增长7.5%。
从2013年的走势上看，能源需求具有年初需求疲弱，年中需求快速恢复，年底略有下降的特点。以电力需求增长为例。一季度，电力需求增长为3.3%，二季度增长6.9%，三季度增长11.5%，四季度增长9.2%。能源消费的走势与经济走势以及天气变化有关。
2013年的预测（刘世锦等，2013）中，我们提出2012年是中国能源增长速度和结构发生阶段性变化的拐点，2013年将继续沿着2012年形成的格局向前发展。从运行的结果来看，2013年能源需求增长3.9%，继续了2012年4.0%的增长态势，显著低于2001～2011年8.4%的增长速度。能源供需新常态在2013年得到进一步确认。
2013年经济增长和能源发展中出现的几个因素对判断中长期能源发展具有重要意义。
一是经济增长进入一个新稳态，结构调整出现历史性变化。中国经济增长将从改革开放前30年年均10%的高增长阶段向中高速增长阶段转换，这也是寻找新的经济增长均衡状态的一个过程。从2012年第二季度开始，GDP增速在7.6%上下波动，这很可能是未来一段时期中国经济增长的均衡速度。在结构变化上，2013年出现了两个历史性的重大变化：一是第三产业的增速超过第二产业，第三产业增加值增长速度为8.3%，第二产业增加值增长速度为7.8%；这是2000年以来，第三产业增长速度首次超过第二产业。二是第三产业增加值比重超过第二产业，2013年第二产业比重为43.9%，而第三产业比重达到了46.1%。这两个变化将是趋势性的，第三产业对国民经济的带动作用将超过第二产业。上述变化将对能源消费增速、能源消费弹性系数以及能源消费结构产生深刻影响。
能源消耗增速和能源消耗弹性系数均明显降低。能源消耗增速从2002～2011年年均8.3%的高增速，下降到2012年的4.0%和2013年的3.9%。能源消费弹性系数也明显下降，2012年中国能源消费弹性系数为0.54，2013年为0.51，明显低于2001～2011年平均0.84的水平，逐渐进入0.5～0.6的能源消费弹性区间。
能源消费结构也发生了重大变化。在石油领域，与生产相关的石油消费增速明显放慢，与生活相关的石油消费增长仍保持较快增速。2012年，与工业生产和物流运行相关性强的柴油消费量仅增长2.9%；与生活交通出行直接相关的汽油消费量仍保持较快增长，2012年中国汽油消费量增长为7.4%。2013年，这一趋势得以强化，汽油增长超过10%，而柴油增速为负。扭转了过去十年柴油增速快于汽油、柴汽比不断上升的趋势。电力需求结构也发生重大变化。2011年以前，中国电力需求格局是工业用电增长快于商业用电和居民用电，在工业中，重化工业用电增速又快于轻工业。但是从2012年以来发生了重大变化，2012年工业用电增长3.6%，其中，重工业增速为3.3%，而第三产业和居民用电增速分别是11.5%和10.8%。2013年这种格局得以延续，第三产业和居民用电增速分别为10.3%和9.2%，明显高于工业用电6.9%的增长速度。虽然第三产业和居民用电只占全社会用电量的25%，但是对用电量增长贡献明显增大，占全社会用电量的比重也会不断上升（美国目前的用电量中，第三产业和居民用电占75%，而工业用电仅占25%，和我国目前的比例正好相反）。
二是环境硬约束开始出现，倒逼能源结构加快调整。2013年，雾霾在中国中东部地区大范围、高频度出现，甚至连海口和三亚都出现雾霾天气。为应对大气质量恶化的局面，国务院制订了《大气污染防治行动计划》，明确提出2017年中国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒浓度分别下降25%、20%和10%。这就意味着环境容量的上限已经达到。北京、深圳等地区还开始实施碳排放和碳交易，能源结构调整势必加快。这就造成煤炭消费增速大幅降低，2002～2011年煤炭年均增长8.3%，2012年中国的煤炭消费量增长1%，2013年增长2.7%。同时优质能源需求持续快速增长，2012年中国天然气消费量增长15.4%，2013年增长13.9%。非化石能源消费2012年增长17.8%，2013年来因水量不足影响水电增长，非化石能源消费增长了8.3%，但风电、光伏发电出现了爆发式增长，2013年发电量分别增长35.3%和122%。
三是一些重大的技术突破开始出现，可能会改变未来中国的能源供应形势。2013年最重大的突破是中国页岩气勘探开发取得重大进展，中石化涪陵页岩气国家级示范区累计实现商品气量7300万立方米，平均单井产量为15万立方米/天，预计“十二五”末年产页岩气33亿立方米。中石油公司长宁—威远、昭通两个国家级示范区和富顺—永川对外合作区也完钻页岩气评价井39口，累计实现商品气量7000万立方米，勘探开发过程发现部分区块的开发前景远超预期。这一重大突破打破中国页岩气难以商业化的质疑。页岩气勘探开发获得重大进展一方面可以增加天然气供应，更为重要的是，有利于增加中国在天然气谈判中相对于其他国家的筹码，降低天然气进口价格，乃至大幅度降低天然气进口的亚洲溢价（目前亚洲进口天然气是15～16美元/MMbtu，欧洲为8～9美元/MMbtu，美国为2～4美元/MMBtu）。另外，国土资源部门在珠江口东部海岸发现了大规模高纯度的可燃冰，青海也发现了大规模的陆上天然气水合物。上述非常规天然气资源和勘探开发技术的突破，意味着中国能以合适的成本大规模进口天然气，而不必过于关注供应安全问题。
对未来十年能源供需形势的基本判断
从经济增速上看，随着经济总量的扩大以及发展阶段和增长驱动机制的转换，中国经济将逐步由高速增长向中高速增长过渡。中国经济增速将从“十一五”期间11.2%的高增长放缓到“十二五”期间的8%左右（“十二五”后两年经济增速在7.5%左右）和“十三五”期间的7%左右。
从结构上看，中国的工业化进程正处于中期阶段向后期阶段过渡的时期，工业增长动力将逐步由资本投入转向技术进步，重化工业增速放缓。其中，钢铁、水泥等原材料工业的需求峰值可能在“十二五”末出现。到2020年，中国将基本完成工业化任务，第三产业对经济增长的拉动作用进一步增强。预计到2020年第二产业的比重将下降到40%左右，第三产业的比重则超过50%。未来20年，中国仍处在快速城市化进程中，预计城市化率每年提高0.8个百分点左右，2020年和2030年将分别达到60%和65%左右。随着收入水平提高，人均行驶里程将快速上升，未来20年人均行驶里程还要翻两番。建筑和交通用能将成为推动能源需求增长的重要因素。
从能源消耗的总量来看，2011～2020年，能源消耗增速在4.5%左右，其中，“十三五”期间的能源消耗增速在4%左右，明显低于2001～2010年年均8.4%的增长速度。2020年中国能源消费总量在50亿吨标煤左右。从需求部门的变化来看，随着中国工业化逐步由中期阶段向后期阶段过渡，中国工业用能的需求增长逐步放缓，2020年随着中国完成工业化任务，工业能源消费可能会出现略有下降的局面。建筑和交通将是未来能源消耗增长的主要领域。从能源需求品种的变化来看，终端能源需求结构的变化会对各能源品种的需求产生连锁影响。
对于电力而言，尽管重化工业的电力需求放缓，但服务业、居民生活以及加工工业的电力需求将持续增长，电力需求总体将保持较强劲增长，增速明显快于一次能源需求的增速。即使采取需求侧管理以及提高终端能效等措施，但由于经济增长以及家庭和交通部门更多采用电力作为能源，电力需求仍将保持较快增长，2010～2020年间预计年均增长7%。到2020年，中国的电力需求预计将超过8万亿千瓦时，人均电力需求将达到5800千瓦时/年，逐步接近发达国家的水平。
对于天然气而言，随着经济发展和环境监管标准提高，对天然气等优质能源的需求会大量增加，天然气在未来20年内将保持快速增长，2010～2020年间预计年均增长12%，到2020年中国的天然气需求将超过3500亿立方米。工商业、居民、城市供暖是推动天然气需求增长的主要领域，发电和交通也是天然气的重要需求力量。天然气将在加工制造业、商业服务业、城市供暖等领域逐步替代煤炭，在交通和制氢等化工领域则逐步替代一定量的石油。
对于石油而言，由于未来人均行驶里程不断增长，石油消耗将持续增长。即使采取了激进的节油和代油措施，石油消耗仍将持续增长，2020年石油消耗量在6亿吨左右。
对于煤炭而言，随着经济转型和能源结构调整，煤炭消耗增速会放慢。钢铁、水泥等耗能行业需求逐步达到峰值，重化工业对煤炭的需求将趋于稳定。电力将是煤炭需求增长的主要拉动力量。预计2010～2020年间的煤炭需求年均增速为3%，其中“十三五”期间煤炭需求年均增速会下降到2%以下，2020年中国的煤炭需求量为29亿吨标煤，相应的原煤需求量为42亿吨。2020年以后，随着工业化的实现以及可再生能源和页岩气的规模化发展，对煤炭的需求量会逐步下降。
对于非化石能源而言，由于能源需求持续增长，2020年能源需求总量将明显超出2009年制定非化石能源目标时的预估基数，因此完成2020年非化石能源消费占能源消费总量15%的目标任务极为艰巨。需要超高速发展可再生能源，方能完成2020年非化石能源目标。考虑到近年来风电、太阳能光伏发电价格大幅下降，相关政策已经制定出台并逐步落实，预计非化石能源将快速增长，2020年非化石能源消费将达到7.6亿吨标煤，年均增长12%以上。
对2014年能源供需形势的初步预测
展望2014年，国际经济总体趋稳回升，外部需求有所改善，但内需增长仍然面临下行压力，预计全年经济增长为7.5%。考虑到未来中国能源消费弹性系数在0.5左右，预测2014年的能源消耗量将达到39.2亿吨标煤，增速为4.2%。
电力需求平稳较快增长。中国的电力消费弹性在0.8～0.9之间，特别是第三产业和居民用电保持较快增长，2014年电力消费增速在7%左右。考虑到近两年发电利用小时数呈下降态势，预计2014年电力供应总体上较为宽松。
煤炭需求持续低迷。由于钢铁、水泥等行业增速放缓，水电及可再生能源发电快速增长，特别是京津冀、长三角等能源消费中心区域降低煤炭消耗的各种措施逐步实施，煤炭需求增长将持续低迷，预计全年增速为2.5%。由于淘汰落后产能、严格控制新增产能，煤炭行业的产能利用率可能略有好转，但供大于求的格局短期内难以根本改变。
石油消费需求将保持中速增长。受交通运输特别是民用交通出行油料需求的推动，石油消费预计增长3.5%左右。预计2014年石油消耗将达到5.1亿吨，石油进口将接近3亿吨。
天然气和非化石能源需求仍将保持较快增速。预计2014年天然气消费量将达到1850亿立方米，增速在12%左右；非化石能源消费量将达到4.1亿吨标煤，增速在14%左右。
能源体制改革进展及政策建议
中国能源需求增长速度和供需结构已经发生变化，逐步向可持续发展的道路上迈进。要顺利实现这一转型，必须加快能源体制改革。2013年能源体制改革取得重大进展。在顶层设计上，十八届三中全会明确了市场起决定性作用、放开竞争性业务、建立生态文明制度的改革方向，为能源改革与发展设计了基础的政策框架。在具体的政策措施方面，发改委、能源局等有关部门通过制定市场准入办法和价格政策来促进页岩气、煤层气开发和分布式光伏发电发展。国务院办公厅出台关于促进煤炭行业平稳运行的意见，从遏制煤炭产量无序增长、减轻煤炭企业税负负担、加强煤炭进出口管理以及营造煤炭企业发展良好环境等方面加以实施。2014年，能源领域改革应抓住既影响全局、又有高度社会共识、且改革成本和风险小的关键环节，牵一发而动全身，盘活能源改革发展的全局。应抓好以下改革。
从建立发电企业与大用户直接交易机制起步，推动电力体制改革
电力是整个能源生产、转化和利用的中心环节，理顺能源体制必须推动电力体制改革。但电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的电网拆分着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入，具体的措施有：
一是建立大用户与发电企业的直接（双边）交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步涵盖80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。
二是可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要进行主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。当前，可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用。该方案不仅简单易行，便于实施，而且在保障电网企业既有利益的同时，还改变了电网企业的盈利模式及行为方式。由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
三是可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易。交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
四是通过机制设计解决可再生能源发展和居民补贴等问题。当前及未来一段时期，我国可再生能源发展仍面临成本高于常规机组的问题，电力普遍服务的要求也会造成用户侧交叉补贴的长期存在，在放开大用户用电交易的同时，需要对相关制度进行再设计。当前的用户侧电价中包含的农网还贷、可再生能源发展等基金，可重新进行核算整合，转化为统一的电力基金，与输配电费同步向所有用户收取，其资金用于补贴低收入群体的基本生活用电和可再生能源发展。从而减少对当前利益格局产生的冲击，有利于推进新机制的建立。
以发展页岩气、开放油气进口改革为突破口，推进石油天然气体制改革
石油天然气领域改革可以从发展页岩气、开放油气进口等增量改革起步，逐步向纵深推进。
一是改革探矿权、采矿权制度，大力推动页岩气等非常规油气发展。为大力发展页岩气，国家将页岩气作为独立矿种进行探矿权招标，引入了民间资本等新的竞争者和投资主体，打破了油气勘探开发区块垄断且长期固化的局面，在石油天然气改革方面迈出了重要一步。但是，由于70%以上的非常规油气资源和常规油气资源赋存区域重叠，这部分资源最优质的区域尚未引入招标，仍由三大石油公司和延长石油集团负责勘探。对于这些存量油气区块，要强化矿权管理，对现有企业探矿投入严格考核，并将未达到投入要求的区块拿出来重新招标。为将上述建议落实到位，可开展联合调查，对各油气区块的实际勘探投入和合同承诺投入进行调查并向社会公开调查结果，改变以往单个部门执法时出现的有法不依、执法不严以及部分油气生产企业占而不探、探而不采现象，实现资源有效流转，增加油气产量。
二是为适应非常规油气发展，改革管网规划、建设和运营模式。长期以来，我国油气管网由三大石油公司分别建设、运营，管网缺乏统一科学的规划，也未做到公平开放。因此，当务之急是建立和落实天然气管网公平接入制度，保障天然气管网对不同企业、不同类型天然气（含页岩气、煤层气、煤制气等）的无歧视公平接入。在此基础上，逐步实现天然气输送业务和其他业务的财务分离和产权分离，在天然气运输和运营上引入不同的业主，由国家统一规划和监管。
三是逐步放开原油进口，引入竞争，提高效率。石油领域改革的突破口是放开原油进口限制，要建立基于油品生产质量和储运安全而非所有制身份的原油进口准入条件和配额分配方法，以此增加石油进口主体，广泛参与国际石油市场，在三大石油公司之外形成从原油进口到石油加工炼化和成品油销售的较完整产业链。从而引入竞争，提高效率，为下一步放开石油价格和完善上海原油期货市场奠定基础。
以完善资源税费和能源消费税为重点，建立能源生产消费约束和绿色转型的财税调控机制
一是规范资源税费。可首先将现有资源开采有关的基金和费用逐步纳入到资源税的范畴，提高其规范性和透明度。在此基础上，适当提高资源税的税率，完善计征方式，将资源税从价定率征收的适用范围，逐步由油气扩展到煤炭等领域，同时探索建立天然气和煤炭特别收益金制度，将资源溢价收归国有，保障国家资源所有者权益的充分实现。在完善资源税费水平、结构、征收方式的同时，还应合理确定资源所有者与开发主体、中央和地方资源收益比例，以促进形成上下统一的能源资源开发和保护机制为目标，协调理顺相关主体利益关系。
二是逐步完善能源消费税。可在汽柴油消费税的基础上，逐步开征化石能源消费税或碳税，加强对能源消费行为的约束和引导。开征能源消费税并不意味着一定推动终端能源价格的上涨，相反，消费税税率可根据能源市场情况及时调节，在市场价格波动剧烈时有效平抑对经济社会发展的冲击。
三是为减少资源税和能源消费税改革给现有利益格局带来重大调整，可以调整相关行业的增值税和居民的所得税，在调整税制结构的同时不增加企业和居民的负担。
加强能源管理体制改革，为推动能源持续健康发展提供保障
一是切实转变政府能源管理方式。进一步转变政府职能，减少前置性审批，增强事中和事后监管。把更多精力转到制定战略、规划、标准、法规和产业政策上面，简化或下放行政审批，减少对能源微观事务的干预。
二是上收一些大型国有能源企业手中的行政职能。上收本应由政府行使的能源管网规划、标准、分布式能源发电并网准入、油气管网准入等行政权，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网、油气管网经营者回归到企业本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度履行职责。
三是进一步加强能源监管。健全能源监管制度和市场监管体系，特别是加强对海上油气生产安全环保、油气管网运行、电力领域的监管，强化对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域市场秩序的监管。