可再生能源富余的原因
可再生能源富余的原因有：
1、巨额的资金正在流向可再生能源的开发。
2、电动汽车替代燃油汽车的进程已经开始启动。
3、国际油气大公司也在规划低碳能源转型。
电力现货市场：六大关键问题待解
2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。
一是计划与市场双轨运行问题。
我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。
面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。
二是省间与省内市场衔接问题。
目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。
实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。
三是中长期交易与现货市场衔接问题。
在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。
建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。
四是新能源参与电力市场问题。
目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。
新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。
五是市场力风险防范问题。
我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。
市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。
六是调峰调频资源参与市场问题。
近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。
逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。
纳入全国碳市场管控的发电企业（下称控排企业）共计2162家，年覆盖温室气体排放量45亿吨，是全球规模最大的碳现货二级市场。
经过第一个履约周期的运行，碳市场打通了各关键环节间的堵点，市场运行总体平稳，激励约束作用也已初步显现，第一个履约周期配额履约率为99.5%。
但自市场启动以来，也逐渐暴露出交易低迷、数据造假、扩容延期等诸多问题。已满周岁的全国碳市场，经历了从无到有的破局，正面临如何进一步提升市场活力的新考验。
全国碳市场的首个履约周期于2021年1月1日正式启动，当年12月31日结束。
在截止期到来前，控排企业需完成2019年和2020年两年的碳排放配额履约。如果控排企业两年的碳排放总量高于其所获得的配额，必须通过在全国碳市场购买配额等方式补足缺口。
碳市场的配额交易分为挂牌协议和大宗协议两种。挂牌协议交易为线上交易，单笔规模通常在10万吨以下；大宗协议的交易规模则高于10万吨，通过场外线下完成。
在首个履约周期，全国碳市场碳排放配额累计成交量为1.79亿吨，成交额76.61亿元。其中，大宗协议交易量占比为83%，剩余17%的交易量来自于挂牌交易。
在全国碳市场运行期间，如果某一交易日存在大宗协议交易，则该交易日的成交量会被明显拉升。因此，挂牌协议的成交量更能反映碳排放配额的日常交易活跃度，是市场流动性的风向标。
王奇认为，“首个履约周期内，全国碳市场的交易换手率约为2%，低于国内试点碳市场5%的平均换手率，也远低于欧盟碳市场约500%换手率。”换手率指的是碳市场交易量占配额发放总量的比例。
今年1月1日起，全国碳市场进入第二个履约周期，市场交易量也随之大幅走低，多个交易日的配额成交量仅为10吨。
截至7月15日，全国碳市场今年已完成128天的交易，碳配额成交总规模约为1521万吨。第二个履约周期日均交易量为11.8万吨，仅相当于首个履约周期的十三分之一。
“如此低的交易活跃度，会严重影响市场化碳价格信号的形成，无法达到碳市场以市场化手段配置排放权资源的设计初衷。”王奇称。
按照碳市场的运行逻辑，交易方根据市场信息以及供求关系，迅速开展密集的竞价交易行为，从而形成碳价。但在全国碳市场交易活跃度如此低迷的情况下，价格发现机制的有效性令人存疑。
全国碳市场流动性偏低，主要是受碳市场政策预期不明晰，导致控排企业观望惜售因素的影响。
当前，全国碳市场进入第二个履约周期已逾半年，但2021-2022年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案、可抵消碳排放的CCER（国家核证自愿减排量）签发及抵销政策，以及其他重点控排行业纳入全国碳市场时间进度表等均未明确。
王奇认为，控排企业在碳市场交易需要有一定的政策预期，在第二个履约周期尚未发放碳配额，履约周期也有待明确的情况下，控排企业无法把握未来配额盈缺情况。
同时，在配额总量缩减的预期下，控排企业纷纷表现出观望态度，市场呈现出较强的“惜售”气氛。
虽然全国碳市场首个履约周期配额总体富余，但未来随着碳达峰目标期限迫近，控排企业预期碳配额发放量将逐年收紧，预计碳价有望升高，因此更愿意持有配额以备未来所需。
金融数据商路孚特报告指出，在第二个履约周期，碳市场可能仍会延续两年为一个履约周期的既有规定，即要求控排企业一次性完成2021年和2022年的配额履约。
据路孚特估算，全国碳市场2021年配额总盈余量约为3.6亿吨，约占总分配量的8%。今年碳配额发放强度或将在首个履约周期的基础上下调约8%，以抵消首个履约周期富余的配额，避免出现供需失衡。
生态环境部提供给界面新闻的回应中称，正在研究制定第二个履约周期配额分配方案，但并未明确政策发布的时间点等具体细节。
影响控排企业碳配额交易预期的另一项重要政策，是CCER项目的重启。
CCER是指针对国内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化、核证并登记的温室气体减排量。CCER项目备案在2017年暂停，目前只有存量CCER可在市场交易。
在全国碳市场首个履约周期，一家控排企业可以用CCER来弥补配额缺口，但最多只能抵消其碳排放总量的5%。据复旦大学可持续发展研究中心统计，去年约有3400吨的CCER被用于全国碳市场的配额履约。
今年初，上海环境能源交易所该交易所董事长赖晓明在接受媒体采访时透露，CCER有望今年内重启。该交易所是全国碳市场的建设和运营机构。
但截至目前，CCER重启审批时间仍未明确。同样未能明确的，是第二个履约周期CCER抵消清缴的条件。
按照碳市场的整体规划，“十四五”期间，除发电行业外，钢铁、石化等七个重点排放行业也将逐步纳入全国碳市场。
《21世纪经济报道》去年报道称，电解铝、水泥和钢铁行业将有望在今年纳入碳交易范畴。有不愿具名的业内人士也曾向界面新闻透露，中国石化联合会正在进行石化行业的碳核算体系有关标准立项的立项工作，预计2300家石化企业将于2022-2023年纳入全国碳市场。
但《 财经 》在今年5月报道称，由于碳排放数据质量存在问题，全国碳市场扩容将被推迟一到两年。
清华大学能源环境经济研究所所长、全国碳排放交易体系总体设计技术专家组负责人张希良也印证了这一消息。他本月出席一场论坛时表示，受经济形势等因素影响，全国碳市场扩容等措施在第二履约周期内实施的可能性较小。
全国碳市场推迟扩容，也与控排企业碳排放数据质量存在的问题有关。
在全国碳市场正式启动前的2021年7月，内蒙古自治区生态环境厅通报了内蒙古鄂尔多斯高新材料有限公司虚报碳排放报告案。该案为全国首例碳排放报告违法案件。
据《 财经 》报道，该公司篡改检测日期的主要目的，在于规避发电行业碳排放核算时使用“高限值”，从而省去近千万元的履约成本。
发电企业计算碳排放量的一项重要参数，是煤样中碳元素在所有元素中的质量百分比，该参数被称为燃煤元素碳含量。
根据生态环境部的规定，对于2019年没有开展燃煤元素碳含量实测的控排企业，单位热值含碳量将按33.56 tC/TJ（每太焦耳热值含碳33.56吨）计算。该数值也被业内称为“高限值”。
生态环境部设定带有惩罚性质的“高限值”，其目的是鼓励控排企业完成燃煤元素碳含量实测，但也在一定程度上诱发了数据造假。
碳中和综合服务机构中创碳投的研究团队今年曾撰文称，“高限值”政策在2019年底才予以明确，不少发电企业对这一政策缺乏预期，并未做好实测准备。通知下发时，2019年的碳排放管理工作接近尾声，已无从开展当年的燃煤元素碳含量实测。
去年四季度，生态环境部曾派员赴22个省份的47个城市，开展碳排放报告质量专项监督帮扶，已初步查实了一批典型、突出问题。
生态环境部新闻发言人刘友宾在今年3月的例行新闻发布会上称，从公开曝光的典型案例来看，部分咨询、检测机构利用弄虚作假手段帮助企业篡改碳排放数据，严重干扰了碳市场正常秩序。
刘友宾提及，生态环境部已将碳排放专项监督帮扶发现的问题移交各省级生态环境部门，指导各地依法依规处理处罚，涉嫌犯罪的将及时移送公安机关处理。
生态环境部对界面新闻回应称，将采取多项措施，确保碳排放数据的真实、完整和准确，包括压实企业碳排放数据管理主体责任，加强对技术服务机构的监督管理，以及建立碳市场数据质量日常监管机制等。
诱发碳排放数据造假的“高限值”政策，也在近期得以调整。
生态环境部今年6月下发通知，对于2021年和2022年没有开展燃煤元素碳含量实测的控排企业，单位热值含碳量按30.85 tC/GJ（每太焦耳热值含碳30.85吨）计算，较此前的“高限值”下调了8.1%。
上述通知同时强调，生态环境部将继续严厉打击弄虚作假行为，对查实存在燃煤元素碳含量数据虚报、瞒报的企业，仍将采用“高限值”计算其碳排放。
如何提升流动性，实现高质量发展，是全国碳市场面临的主要难题。
上海环境能源交易所副总经理宾晖上个月撰文称，作为全球碳配额现货最大的市场，全国碳市场在流动性方面仍有很长的路要走。
他指出，未来稳定市场预期、建立企业碳管理制度、提升市场服务能力，是提升全国碳市场流动性的重要方向。
宾晖表示，政策稳定有助于控排企业对未来的减排措施做出合理有序的规划，同时也有利于碳配额价格的稳定。首个履约周期间，多数企业担心配额的有效期、其他行业的进入时间等问题，这些问题都不同程度上造成了企业不敢交易。
他认为，从国家层面上落实各项规章制度，是降低预期不确定性、稳定市场价格、提升市场流动性的重要路径。
国家电投集团碳资产管理有限公司副总经理泮昊的观点与之相似。该公司隶属于国家电投集团，统筹管理集团78家控排企业的3亿吨碳配额资产。
协鑫能科总经理费智则向界面新闻建议，有关部门应首先完善全国碳市场交易体系，增加交易品种，如碳期货等，能使碳交易方式更加多样化。
其次，增加各参与主体碳交易、碳金融结构化组合选择；尽快纳入钢铁、水泥等其他重点控排行业，扩大全国碳市场覆盖行业范围；进一步扩大全国碳市场交易参与主体，逐步对个人和投资机构开放等措施，均能进一步增强碳市场的流动性。
费智认为，加强对三方碳核查机构的规范管理、对控排企业碳排放工作人员的碳市场政策培训，成立行业自律协会组织等，能共同维护碳市场的 健康 运行。
生态环境部提供给界面新闻的回应中称，全国碳市场第一个履约周期仅纳入发电行业，交易方式仅限于控排企业对配额进行现货交易，不利于活跃市场，部分企业对碳交易机制还不熟悉，参与交易存在观望心态。这些问题需要进一步加强研究，在碳市场不断的实践 探索 中逐步解决，更好发挥市场作用。
一位熟悉全国碳市场政策制定的人士提及，考虑到碳市场数据质量等问题还有待解决，期待全国碳市场年内会有特别大的改革举措，目前看来并不现实。
二是市场化交易。在保障利用小时数之外的电量，则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳，电量和电价都由市场决定，也就是说剩余电量可以通过市场机制进行消纳。
当前，我国电力市场建设进入现货交易试点阶段，有几家试点已经向新能源项目试点开放了现货市场。
就常人普遍认知来看，新能源的优点十分明显，那就是绿色环保，不发生化学反应，不向环境中排放碳和污染物，对气候和生态表现得相当友好。另外，在项目建成之后，由于不需要燃烧煤炭、石油、天然气等化石能源，所以边际成本低，具有相当的市场竞争力。
然而，同其优点一样，新能源的缺点也十分突出——出力的波动性、间歇性，导致新能源完全“看天吃饭”。而出力的不确定性对于市场化而言又是十分致命的。
“城市病”的主要表现：人口膨胀、就业压力增大，交通拥堵，环境污染，住房紧张，能源短缺。
可再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能、波浪能、潮汐能、海洋温差能、地热能等。
2021年12月8日，国家发改委、国家能源局等四部门对外发布《贯彻落实碳达峰碳中和目标要求 推动数据中心和5G等新型基础设施绿色高质量发展实施方案》（以下简称《方案》），提出到2025年，数据中心和5G基本形成绿色集约的一体化运行格局，数据中心运行电能利用效率和可再生能源利用率明显提升。
《方案》对未来几年数据中心如何实现绿色集约化发展指明了方向。但实际落实中，波动性强的可再生能源如何同需要持续用能的数据中心结合？在西部省份自身也要符合能源“双控”的大背景下，数据中心要实现“东数西算”还需要哪些障碍要克服？带着这些问题，《中国能源报》专访了国际环保组织绿色和平东亚地区气候与能源项目经理叶睿琪。2021年5月，绿色和平发布了《中国数字基础设施脱碳之路：数据中心与5G减碳潜力与挑战（2020-2035）》报告，对中国数据中心与5G等数字基础设施的能耗与碳排放趋势做出预测。
问：相较于对节能技术与指标的重视程度，数字基础设施产业整体仍未大规模应用可再生能源。在行业实践中，目前已有5G或数据中心应用光伏加储能的商业项目，据贵机构观察，扩大可再生能源在数据中心的应用，在技术上、政策上分别需要克服哪些难题？
叶睿琪：为了推动数据中心行业迈向碳达峰与碳中和，扩大数据中心行业的可再生能源应用规模，我们建议可以从两方面着手：
一方面，进一步升级激励约束机制，正如近日中央经济工作会中所指出的，加速实现“能耗双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。在管理数据中心能耗时，从考核数据中心的能耗使用总量与强度过渡至考核数据中心的二氧化碳排放总量与强度，加上数据中心的可再生能源采购与使用总量。同时，还需要进一步完善相关考核体系，将数据中心可再生能源使用比例作为考核指标之一，统筹数据中心的规模化发展与绿色低碳转型。
另一方面，进一步完善数据中心产业使用可再生能源的市场机制，从全国可再生能源市场化交易现状来看：一是需要加速将绿色电力交易试点、省间可再生能源现货交易试点向全国推广；二需要是进一步提高可再生能源电力在特高压通道中的比例，推进可再生能源的跨省跨区交易；三是落实分布式市场化交易机制，以推动本地化分布式可再生能源如分布式光伏与风电的交易。
问：绿色和平曾建议，完善数字基础设施产业使用可再生能源的考核体系，将“双控”目标与新建数据中心的审批政策挂钩，将数据中心可再生能源使用比例作为考核指标之一。据贵机构掌握的情况，国内已经有这样做的区域了么？
叶睿琪：目前，北京市发改委已经明确将数据中心可再生能源使用比例作为规模以上新建或改扩建的数据中心项目考核指标之一。根据北京市《关于进一步加强数据中心项目节能审查的若干规定》，“项目节能报告中应当包括可再生能源利用方案。新建及改扩建数据中心应当逐步提高可再生能源利用比例，鼓励2021年及以后建成的项目，年可再生能源利用量占年能源消费量的比例按照每年10%递增，到2030年实现100%（不含电网既有可再生能源占比）。”
除此之外，多数省市针对数据中心可再生能源使用以方向性鼓励性政策居多，尚未提出具体量化目标，比如根据上海市经济信息化委与市发展改革委《关于做好2021年本市数据中心统筹建设有关事项的通知》，“新建数据中心项目要加大分布式供能、可再生能源使用量的占比，鼓励采用余热回收利用措施，为周边建筑提供热源，提高能源再利用效率。”
问：西部地区电力、能源资源丰富，可承接数据备份及部分高延时业务。国家也在推行“东数西算”，可是在地方能耗“双控”的大前提下，西部省份接收数据中心的积极性会否受到影响？
叶睿琪：正如近日中央经济工作会中所明确，“要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。”
虽然目前部分约束激励政策还有待衔接，未来，随着能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，可以预测西部地区将更积极地为数据中心产业发展提供良好的可再生能源资源。
同时，随着《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》的进一步落实，包括贵州、内蒙古、甘肃、宁夏等地在内的全国一体化算力网络国家枢纽节点将成为数据中心产业发展的重点区位。
车长波 丁锋
（国土资源部油气资源战略研究中心，北京，100035）
油气资源是重要的能源矿产和战略物资，在世界经济和国际关系中具有特殊的地位和重要影响。从20世纪60年代开始，石油在世界一次能源消费结构中的比重已经达到40%以上，成为现代工业和经济增长的主要能源和动力。各方面研究认为，天然气将会在21世纪逐步逼近和取代石油而成为第一能源。20世纪70年代发生的两次全球石油危机以来，世界主要石油进口国家相继建立了石油储备制度，并从此加强了石油政策和能源战略的探索与研究。进入21世纪以来，国际原油价格持续攀高，各国争夺油气资源进入白热化状态。1993年以来，我国成为石油净进口国，进口量逐年增加，供需矛盾日趋突出，对外依存度超过40%。为此，关注石油安全，加强油气资源政策研究，积极探索油气资源发展战略，是一项迫在眉睫的重大课题。
胡锦涛总书记在2003年中央经济工作会议上强调指出：“必须从战略全局的高度，加快制定新的能源发展战略。要坚持开发和节约并举，利用国内资源和国外资源并举，积极推进能源多样化和进口多元化，加快建立国家石油战略储备，逐步建立境外能源生产供应基地，积极开发石油替代产品，采取各种有效措施，确保国家能源安全。”
我国油气资源发展战略，是对油气资源勘探、开发、运输、加工、储备、贸易、化工和消费等一系列问题的综合分析，回答其带有全局性、整体性、长期性的方针、政策、策略和规划等，以满足国民经济发展对油气资源的需求，保证石油供应安全。近年来，国家高度重视油气资源发展战略的研究工作，先后组织开展了油气资源可持续发展战略研究和能源中长期发展规划的编制，成立了国务院能源领导小组和国务院能源办公室，提出了能源领域开展研究的工作要点，为系统、科学和适时开展我国油气资源发展战略研究工作奠定了坚实的基础。
一、国内外油气资源现状
（一）我国油气资源现状
我国油气资源总的特点是总量丰富，质量一般，分布不均，人均不足，油气比接近。据初步评价结果表明，全国石油、天然气可采资源总量超过200亿吨和20万亿立方米，其探明程度分别为33%和13%。截至2004年年底，石油累计探明可采储量67.34亿吨，其中剩余可采储量24.46亿吨，居世界第11位；天然气累计探明可采储量2.76万亿立方米，其中剩余可采储量2.37万亿立方米，居世界第14位。
全国25个省、市、自治区和海域共发现油气田616个，先后建成大庆、胜利等47个油气生产基地。1950年原油年产量仅有12万吨；1963年大庆油田开发，1965年实现国内原油自给；1978年原油年产量突破1亿吨；1993年再次成为石油净进口国；2004年生产原油1.75亿吨，生产天然气408亿立方米。到2004年，全国累计生产原油43亿吨，累计生产天然气0.61万亿立方米。
油气资源勘探投资逐年增加。1992年以来，全国油气勘查总投资每年都在100亿元以上，1995年达157亿元，2000年为200亿元，2004年为250多亿元。油气资源对外合作取得丰硕成果。1982年以来，中国海洋石油总公司共开展了四轮海上油气资源对外合作区块招标和不同形式的双边谈判，与18个国家和地区的70家外国石油公司签订了180个石油合同，引进勘探开发资金100多亿美元。中国陆上石油工业对外开放始于1985年，累计吸引外资约20亿美元。3大石油公司在国际上的竞争力不断增强，在美国《财富》杂志2001年全球500强排名中：中国石油81位，营业收入414.99亿美元；中国石化86位，营业收入403.88亿美元。中国石油利润居23位，50.21亿美元，是亚洲最赚钱的公司之一，也是发展中国家最赚钱的公司之一。
表1 美国《财富》杂志2000年以来全球500强排名
（二）世界油气资源现状
世界油气资源总的特点是油气资源总量丰富，潜力巨大，分布不均，海域勘探程度低于陆域，油气比接近。随着人类对地下石油资源认识能力的提高，世界油气资源总量的评价结果将会不断升高。其中中东地区的石油探明剩余储量为999亿吨，约占世界61.7%左右。中东天然气剩余探明可采储量为72.83万亿立方米，约占世界的40.6%左右。根据BP公司资料，截至2004年年底，世界石油探明剩余可采储量1619.0亿吨，天然气剩余探明可采储量179.53万亿立方米。2004年世界原油产量38.68亿吨，天然气产量2.69万亿立方米，目前世界石油和天然气储采比分别约为40.5和66.7
上世纪90年代开始，拉美、西非、中东地区的非欧佩克国家以及中国的原油产量份额逐步增长。同时，非欧佩克国家已探明的储量稳定增加，目前非洲特别是几内亚湾地区存在巨大的资源潜力。近年，美国等西方发达国家对非洲石油投资不断增加，非洲成为世界能源市场的又一个竞争高地，已引起世界广泛关注。非洲石油储量占世界总储量的9.4%。同时，非洲石油产量、出口量较前10年也有大幅度上升。
目前，世界正处在天然气取代石油而成为世界首要能源的过渡时期。国际能源界普遍认为，今后世界天然气产量和消费量将会以较高的速度增长，2020年以后世界天然气产量将要超过煤炭和石油，成为世界最主要的能源，21世纪将是天然气的世纪。同时，未来石油需求将呈现稳定增长态势。世界中长期油价将在波动中逐步有所上升。造成国际油价上涨的主要原因，第一是全球经济复苏，拉动石油需求增长；第二是大国操纵并利用油价制约发展中国家的经济发展速度；第三是投机因素影响，大量游资转向石油期货市场，投机炒作加剧，造成油价居高不下；第四是突发因素影响。需要说明的是最近国外有些机构散布“中国石油威胁论”，认为国际油价飙升主要是由于中国石油需求增长过快而引起的。事实上，虽然近两年我国石油消费增长比较快，石油净进口量逐年加大（2003年进口石油9700万吨，2004年增加到1.5亿吨左右），但仅占同期全球石油出口总量的4%～5%。现在全球一年石油出口贸易总量23亿吨，其中美国去年进口石油6.1亿吨，占全球石油出口总量的26.5%。因此说，在世界石油市场上，不存在中国石油威胁论的观点。总之，今后20年世界石油和天然气供给增长因素明显多于需求增长因素，总体上能够满足市场需求。
二、世界各国石油战略特点
未来十几年，在可替代能源未出现时，仍依赖常规能源。鉴于能源资源的勘探开发状况，预计2015年以后，世界各国对常规能源的争夺将更加激烈。为此，各国都从长期战略出发，根据本国的经济社会状况和能源储备、能耗效率、未来能源需求预测、环境条件制约等因素综合制定了本国的能源战略。纵观全球发达国家和发展中国家的能源战略，主要有以下特点。
（一）发达国家的能源战略
（1）积极开拓海外市场。如美国，能源消费占世界能耗的24.8%，故从战略上考虑，大力发展海外，近年来对亚非地区能源投资额高达280亿美元；日本进口能源占能耗的95%，也积极开展能源外交，欲将西伯利亚建成其能源供应基地。
（2）促进国内资源的开发和利用。如美国，视国际石油市场价格，适当促进国内原油勘探和开发，提高原油产量，减少对进口原油的依赖；欧盟在积极保障境内能源供应稳定安全，能源生产消费适应环保要求，仅有煤炭资源的德国则积极发展核电，降低能源的进口。
（3）提高能源利用效率，发展清洁燃料，实行“碳税”政策，控制温室气体排放。如美国有《清洁燃料计划》；德国实行地下煤气化和煤的液化；英国煤液混合物燃烧；丹麦煤灰利用；国际能源组织（IEA）的温室气体捕获、贮存和利用等。
（4）开发利用替代能源和可再生能源。美国以天然气代替汽油；丹麦发展风力；英国的核燃料循环技术；挪威水力发电的高效能源系统等。
（5）增加战略储备。第一次能源危机后，美国开始建立战略石油储备，计划最初为1亿吨，1993年扩大储备量34000万吨。
（二）发展中国家能源战略
（1）加强国内能源资源的勘探和开发。
（2）加大对能源产业的资金投入，加强能源利用研究。
（3）大力开展节能活动，用经济手段促进能效的提高。
（4）吸收引进更多的资金、技术和设备，加强国际交流和合作。
（5）开发新能源和可再生能源，尽快完成可再生能源替代常规能源的进程。
（6）采取积极而谨慎的态度履行国际公约，既要保护环境，又要发展经济，逐步缩短与发达国家的差距，力争在平等的地位上共同发展。
（7）加大教育方面的投资，加强环境与能源的宣传教育，促进节能与新能源开发。
发展中国家在未来的几十年间，主要仍将依赖煤炭、石油、天然气等矿物燃料以及薪柴、农作物秸秆、动物烘干粪便等非商业燃料。据预测，未来20年，经合组织之外新兴市场经济国家地区将占全球能耗增长的69%。为此，发展中国家从现在起每年需投入500亿美元发展能源。发展中国家既要尽量利用有限的资金发展本国经济，同时又要高度重视经济发展对环境造成的影响，在发展中寻求环境问题的解决。
三、我国油气资源发展战略的基本思路
（一）总体思路
为全面建设小康社会和国民经济持续、健康、快速的发展，在我国能源供应和安全总体战略指导下，紧紧抓住和充分利用21世纪头20年的重要战略机遇期，加快我国石油和天然气的发展。石油、天然气应坚持开发和节约并重的发展方向，沿着可持续发展和新型工业化的道路，面向全球，充分开拓和利用国内外两个市场、两种资源，优化配置和灵活配置石油、天然气资源，积极调整和改善我国的能源结构，不断提高石油、天然气供应的可靠性和安全性，建立石油、天然气安全保障应急体系，为保护环境和生态，为提高人民的生活质量，为国家的经济安全创造必需的条件，提供必要的保证。
（二）基本方针
坚持国内外两条腿走路的方针和石油、天然气并举的方针。国内外两条腿走路的方针是既要加强国内石油、天然气的勘探、开发，又要加快“走出去”的步伐，建立境外石油、天然气生产供应基地，发展多种形式的石油、天然气贸易，实现油气来源多源化、进口方式多样化、进口品种多元化。
石油、天然气并举的方针是在加强石油发展的同时，大力发展天然气。既要加快天然气的勘探，又要加快天然气的开发；既要加快天然气管道等基础设施建设，又要积极开拓天然气利用市场；努力把天然气产业链培育成一个独立的能源支柱产业。
要深化石油、天然气行业的改革，规范市场行为，引入竞争机制，创造平等的竞争环境和条件，形成并完善我国统一、开放、有序的石油、天然气市场，实现与国际石油市场的接轨。
总的来讲，实现我国油气资源的可持续发展应抓住“三个关键点”和“三个突破口”。
三个关键点：一是增加国内供给。我国探明油气资源总量丰富，探明程度低。要加强油气地质理论研究，加大油气资源的勘探投入，提高勘探开发技术水平。要继续深化东部老油田勘探，加速中西部和海域油气资源勘探部署，积极促进天然气资源快速开发，不断加强油气资源开发利用和管理，增加供给总量。同时，鼓励开发新能源、可再生能源和非常规替代资源。二是深化国际合作。我国油气资源供需矛盾突出，长期依赖进口已成定局。要积极开展国际油气资源合作，通过各种合作投资途径，参与境外油气勘探开发，逐步增加海外份额油，并稳步开放下游市场，实行进口多源化和多元化，有效降低进口风险，达到充分利用国际国内两个市场、两种资源的目的。三是积极引导消费。我国石油保障程度逐年下降，对外依存度逐年上升，有效引导消费迫在眉睫。要通过优化消费结构，合理引导消费方式，鼓励消费能源资源节约型产品，逐步形成节约型的消费方式。要尽快开征燃油税，建立原油、成品油期货市场，实现原油、成品油滞后价格向实时价格转变。
三个突破口：一是安全获得境外油气资源。国内油气资源产量增长空间有限，消费需求的满足主要取决于进口的安全性和可能性。要下大力气建立稳定的油气资源进口基地，采用快捷、安全和经济的运输方式。同时，应采取多种形式获得原油、成品油和石油制品，把油气资源进口安全的各种风险降低到最小程度。二是积极调整能源产业结构。大力调整能源产业结构是减缓我国油气资源进口长期增长势头的重要举措。目前，世界能源消费已完成了由煤炭向石油的转换，正在朝着高效、清洁、低碳或无碳的天然气、核能、太阳能、风能方向发展。但是，我国煤炭、石油、天然气等能源的特点，决定了我国一次能源仍将以煤炭为主。因此，建议适当增加核能和可再生能源的比例，大力开发水能、太阳能、风能和其他可再生能源。同时，积极推进能源生产的多元化，多渠道、多层次开发和利用。三是将节能列入基本国策。节约能源资源，走科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染少、人力资源得到充分发挥的路子，是坚持和落实科学发展观的必然要求。节能必须纳入基本国策，节能是落实科学发展观和实现可持续发展的必由之路。
四、我国油气资源发展战略
（一）战略目标
1.油气比1:1的目标
我国天然气丰富，加快发展天然气工业，实现油气比1:1，改善和调整能源结构，充分利用洁净能源，进一步改善我国的环境。
2.石油持续稳产20年的目标
2004年，我国原油产量为1.75亿吨，在今后20年，原油产量能持续稳产在1.8亿吨/年。
3.走出去的目标
2004年，我国3大油公司的海外份额油为2000多万吨，用10年的时间，境外份额油争取达到1.8～2.0亿吨。
4.发展海洋石油勘探的目标
随着我国经济的快速增长，能源需求缺口越来越大。陆上能源的开采趋于饱和，于是海洋油气能源的探索成为人类寻求新能源发展的必然选择。专家认为，海洋储藏了全球超过70%的油气资源，加快海洋油气资源的开发已势在必行，这是一个强国目标，用5～10年的时间，使我国成为世界海洋石油勘探强国。
5.降低能耗目标，节约用油
我国的能源利用效率目前仅为33%，比发达国家落后20年，相差10个百分点。能源消费强度大大高于发达国家及世界平均水平，约为美国的3倍，日本的7.2倍。我国的单位产值能耗是世界上最高的国家之一。
我国能源探明储量中，煤炭占94%，石油占5.4%，天然气占0.6%。这种“富煤贫油少气”的能源资源特点，决定了我国能源生产与消费以煤为主的格局将长期难以改变。随着《联合国气候变化框架公约》缔约国签订的《京都议定书》在今年2月16日正式生效，必将对我国的能源结构产生一定的冲击，节约用油和开征燃油税需加快步伐，尽快缩短与发达国家的差距。
（二）我国油气资源发展战略
1.陆上石油资源勘探开发战略
坚持“深勘东部、加强西部、开拓新区”方针，促进陆上石油资源勘探开发工作的新局面。
依靠新理论、新技术、新方法，开展东部老油区新层系、新领域的勘探，增加后备储量，继续将松辽盆地、渤海湾盆地及其外围盆地作为主攻方向，将新层系和隐蔽油气藏作为勘探重点对象，重视华北前第三系和东北中新生代断陷盆地群石油资源评价工作。不断创新工艺，提高采收率，增加最终可采储量，减缓东部产量递减。
建立全国油气资源定期评价制度，实现油气资源的5年周期性评价和重点地区的随时评价，通过定期评价和重点评价，提供权威的油气资源数据。
以寻找经济储量为目标，以松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川和柴达木等大盆地为勘探主战场，进一步加强油气勘探工作，不断增加探明储量。推进勘探开发一体化，加快新区产能建设，强化老油田综合治理，降低生产成本，开发难动用储量，开发边际油藏，充分利用资源。
2.海域油气资源勘探开发战略
要坚持自营开采与对外合作并举，进一步提升海域油气的战略地位，使海域成为我国增储上产的重点区域，大力提高海域油气的比重，全面开创海域油气资源勘探开发新局面。
加强海域基础调查评价工作，为海域划界提供基础依据；通过政治、外交和军事手段，采取灵活的合作政策，吸引外国石油公司，促进南海南部、黄海和东海的勘探开发，维护国家海洋权益。
整合现有力量，打造一支独立、有规模、技术先进的海洋石油勘探开发作业队伍，为开展我国领海的勘探开发创造条件，为全球开发海洋油气资源奠定施工作业能力的基础。
渤海要坚持勘探开发并举，进一步扩大已有勘探成果，加快蓬莱19—3等油气田开发建设，加强伴生天然气回收利用，使渤海成为我国重要的油气接替区。黄海要进一步加强调查勘探，努力发现商业性油气田。东海要加大勘探工作力度，加快对外合作步伐，加强春晓气田群的开发利用，采用多种形式进行台西盆地和台西南盆地的勘探，稳步增加油气产量。南海要加大珠江口盆地、琼东南盆地、北部湾盆地边际油田和莺歌海盆地的勘探力度，扩大勘探范围和程度，增加油气资源储备，重点开发建设北部湾油田、东方1-1气田。促进海域深水和争议海域油气勘探，充分利用东盟与中、日、韩的合作机制，寻找切实可行的途径和办法，加强南海南部海域油气资源勘探，切实维护我国海洋权益。
3.发展天然气战略
立足鄂尔多斯、塔里木、四川、柴达木、琼东南、莺歌海、东海7大盆地，以寻找大型气田为目标，培育竞争性勘探市场，切实加强国内天然气勘探工作，为天然气工业发展提供资源保障。
加快投资体制改革，简化政府审批程序，放宽审批权限，实现国家授权经营、项目备案制度。形成与项目备案制度相协调的外汇匹配制度和投融资制度。完善工资分配管理制度，继续分离企业社会职能，分流企业富余人员，为石油企业国际化经营创造良好的外部环境，打造主业突出、核心竞争力强、运作规范、富有活力的国际化大企业集团。
以市场为导向，以提高供应稳定性和灵活性，实现输配网络化为目标，加紧推进俄气南下、哈气东输的管网论证和建设。加大政府对天然气管网基础设施建设的投入和扶持，完成西气东输和沿海天然气管网建设，构筑全国性基干管道网络。引进LNG技术，开发小型边际气田，发展LNG运输。
充分利用市场机制，加快天然气市场开拓，打破垄断，促进天然气下游竞争性市场发育，鼓励天然气消费，促进竞争，开放市场，总量调控，加强监管，实现天然气工业的快速发展。
4.国际合作战略
坚持互惠、互利、互换、互补原则，针对不同情况，采取灵活方式，利用符合游戏规则的办法，加强对资源的控制。俄罗斯、中亚国家以经贸——资源交换关系为主，中东国家以市场——资源交换关系为主，非洲国家则以投资——资源交换关系为主。正确处理油气资源“走出去”和整个石油工业“走出去”的辩证关系，依托油气“走出去”，促进其他行业产品、技术、装备和劳务走出去。
一是尽快建立我国石油工业开展国际合作贸易的法律法规体系，保障我国石油工业开展国际合作战略的顺利实施；二是建立国家海外石油风险勘探基金，由政府参与承担一部分勘探风险，改善融、投资机制；三是提高政府办事效率和政府之间的协调；四是对参与境外石油、天然气投资的企业实行资格审核制；五是积极参加国际石油、天然气方面的交流与合作；六是鼓励国家石油公司海外份额油优先返销国内；七是综合利用政治、经济、军事、外交手段，为我国扩大利用国际石油资源创造良好的国际环境。
5.安全供应战略
实行境外油气资源进口渠道多元化和贸易方式多样化战略，扩大进口国别选择范围，通过参与现货、期货、产权等多层次的国际市场竞争，通过大量、反复交易去主动影响价格，学会驾驭市场和掌握市场的主动权，积极利用周边国家的炼油能力并进口成品油。通过市场采购、市场换资源和合作开发，最大限度地利用国外油气资源。
以构建多元化石油运输体系为目标，加快建设我国油轮队伍。国家可以对中国远洋运输总公司、中国海上运输总公司以及招商集团的油轮船队运力资产进行整合，并对油轮船队建设所涉及的金融、海关、税务等方面给予支持。国家也可以考虑由货主、船东以及港口三方投资组成大型油轮船队。
6.石油储备战略
石油储备是稳定供求关系、应对突发事件、保障国家经济安全的重要手段。建立以国家储备为主，企业储备为辅的战略储备结构，合理布局、因地制宜选择石油、油（田）井、石油资源储备以及技术储备方式，形成布局合理、管理集中、调度统一、反应迅速的石油战略储备体系。
国家制定油气战略储备管理法律法规，设立石油战略储备建设专项资金，明确储备种类和指标、经济政策和动用规则，安排储备专项预算和年度储备计划，确定收储、动储方案，组织并监督实施。国家还应以法律形式规定并以优惠政策鼓励石油企业在正常的周转库存外，建立和增加商业储备，作为战略性石油储备的重要补充，在国家统一管理和集中调控下，由企业自行安排。
储备目标为2005年达到1600万立方米，2010年达到4400万立方米，相当于2010年进口90天的储备量。
7.节油增效战略
我国人口众多，石油、天然气等优质能源匮乏。节约油气资源是加快我国能源结构调整，促进能源结构优化的重要措施，也是提高企业经济效益，增强国际竞争力，应对加入WTO挑战的现实选择。
加大节油力度，制定节油规划，贯彻落实节能法，建立全国性节油监控网络；优化产业结构，提高石油利用效率，建立节油型经济体系；建立和完善节能技术服务体系，培育和规范节能技术市场；综合运用经济、行政、法律等手段抑制不合理的石油消费。
大力促进交通运输业的节油，抓紧燃料油节约和替代技术的开发，在电力、石化、冶金、建材、化工等5大重点行业创办示范工程，实施“气代油、煤代油”项目，力争到2020年，工业节油的五大重点行业形成节约和替代石油能力4500万吨。
作者简介
[1]车长波，国土资源部油气资源战略研究中心副主任，研究员。
[2]丁锋，国土资源部油气资源战略研究中心办公室副主任，助理研究员，在读博士。
那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？
电力体制改革加快跨省电力交易扩大
2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。
次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。
2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。
油气体制改革加速管网独立取得突破
2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。
新能源车逆势上行氢能源是大势所趋
2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。
天然气供需仍处紧平衡
中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。
2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。
光伏步入平价时代光储一体渐成趋势
在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。
2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。
风电产业全年回暖海上装机稳步向前
2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。
配额制艰难出台鼓励新能源发展
2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。
国网混改再提速特高压迎建设高峰
2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。
值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。
“三弃”问题有缓解新能源高质量发展
据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。
促关联产业发展
煤化工市场重回快车道
在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。
但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。
