超低排放成就清洁煤电——燃煤发电正在从黑走向白
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北极星大气网讯:10月21日，国务院新闻办公室举行新闻发布会称，截至2019年底，全国实现超低排放的煤电机组占煤电总装机容量86%，中国建成了世界最大规模的超低排放清洁煤电供应体系。放眼国外，煤电在为世界提供了百十年的电力后虽然渐显颓势，但许多国家至今仍在投入技术对其进行污染治理和改造，使它继续为人类服务。
图 国际能源署称世界燃煤发电在2018年到达创纪录的顶峰，然后从2019年开始下降。
印度：控制煤电污染会损失百亿美元
长期以来，煤电一直是全球电力生产的领导者。根据英国石油公司（BP）2018年发布的《世界能源统计年鉴》，本世纪以来，燃煤发电在全球电力生产中的占比基本徘徊在40%上下，几乎是核电、水电和可再生能源发电量之和。从煤电占能源供应比例来看，中国、印度、波兰和南非四国国内超过2/3的电力来自煤电。
图 印度燃煤电厂长期排放不达标，已经成为国家环境问题中的痛点。
以印度为代表的亚洲发展中国家，由于缺乏较为先进的清洁能源、储能技术以及成熟的可再生能源政策框架，使用清洁能源的成本较高，对印度这样的新兴经济体来说，廉价的煤电仍是最佳的发电选择，这就使得南亚和东南亚一带成为全球少有的煤电占比增长地区，但这也给当地煤电治污带来了不小的麻烦。
图 印度杜蒂戈林的一座亚临界燃煤电站，这种电站热效率最低，单位电量的碳排放最多。
几年前，印度科学技术与政策研究中心（CSTEP）进行的一项空气污染研究表明，由于印度的燃煤电厂向大气中排放大量有害气体和颗粒物，到2030年因不遵守排放标准导致的早死病例多达30万至32万例，此外还有5100万人因呼吸系统疾病住院。安装更先进的设备来控制硫氧化物、氮氧化物和颗粒物等是个不错的选择，但这笔账算下来，印度的燃煤电厂要损失98亿至115亿美元，每度电的成本会因此提高9%至21%，印度当局经过权衡，最后认为控制煤电污值得投入。2015年12月，印度环境、森林与气候变化部（MOEFCC）出台了限制燃煤电厂中硫氧化物、氮氧化物和颗粒物浓度的新标准，给国内燃煤电厂两年限期执行。但到2017年12月，当局发现几乎没有燃煤电厂安装了治理污染的设备，于是被迫将最后期限延长至2022年。”有消息人士说，两年限期让煤电行业承受了巨大的压力，这才导致了延期。但大多数专家认为，到2022年许多燃煤电厂仍不会遵守严格的标准。当局对此有所准备，正从招标和施工审批、杜绝监测数据造假和监督改造成本上加大管理力度。目前，印度正在改造境内所有旧煤电厂，使其排放水平降至国家标准，同时将关闭一批严重超期服役的老旧电厂。
图 印度是世界产煤大国，图为印度一处露天煤矿。
抛开具体的技术不谈，我们可以认为印度在煤电污染治理中遇到的问题是许多发展中国家普遍存在的。不过，好在随着可再生能源发电成本的不断下降，煤电在印度能源结构中的“王者”身份也许会开始动摇。
日本：逐渐淘汰低效燃煤电厂
据国际能源署（EIA）2019年公布的数据，2018年日本90多家燃煤电厂的发电量估计为3170亿千瓦时，在日本电力结构中占比约为1/3。日本煤炭消费总量中99%来自进口。2018年，日本进口煤炭总量超过2.1亿吨，若加上天然气发电量，日本有74%的电力来自于化石能源，这一比例远高于欧美发达国家。
图 福岛核事故发生后，日本煤电建设连续数年增长。
日本煤电高占比的原因是一次 历史 性突发事件。早在2010年时，日本经济产业省就计划减少燃煤发电量，计划到2030年将煤电份额减少一半以上，用核电弥补这一空缺，将核电比例提升至50%。然而，2011年发生的福岛核事故不仅大大削弱了日本电力的“清洁度”，更引爆了公众多年来都无法缓和的“反核”情绪。为弥补关停核电带来的电力缺口，日本启动了很多煤电项目。不过，日本较好地处理了煤电产能扩大和污染治理之间的矛盾，原因是日本在煤电污染控制技术上有底气。
日本自上世纪七八十年代以来，在燃煤发电诸多环节研发了大量先进技术，并投入使用，其中一些技术出口国外（包括中国）。在烟气污染防治技术方面，日本应用的以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线中，湿法脱硫的协同除尘效率可达 70%~90%。再如资源化脱硫技术中的活性焦脱硫技术，是通过移动床利用活性焦吸附解吸二氧化硫，利用硫酸生产工艺制备硫酸，集脱硫和收集工业原材料于一体。该技术在日本等国的大型电厂中投入应用，日本的新矶子电厂已有 2 600兆瓦机组的应用业绩。
在低氮燃烧方面，日本的三菱、日立公司等在低氮氧化物燃烧器开发与应用上均有良好表现。在低氮燃烧技术相关专利申请方面，全球相关专利申请企业排名前10位中，日本占有6家，美国有3家。但好消息是，近几年来我国在这方面的专利数量正迅速增加。
2015年6月，日本成立由政产学各界组成的“促进新一代火力发电技术协会”，开始举全国之力推动下一代火力发电清洁高效利用技术的开发。日本内阁于2018年7月批准第五个战略能源计划，推动日本向高效和下一代燃煤发电转变，以逐步淘汰低效煤炭使用。今年7月，日本经济产业大臣梶山弘志表示，日本将在2030年前逐渐淘汰低效燃煤发电厂，这是其战略能源计划的一部分，日本经济产业省官员开始制定更为有效的新框架，以确保逐步淘汰低效燃煤发电厂。
美国：煤电发电量最大的发达国家
全球能源监测机构发布的数据显示，2019年全球燃煤电站发电总量排名前十的国家由高到低依次为：中国、印度、美国、日本、韩国、南非、德国、俄罗斯、印度尼西亚、澳大利亚。在新建燃煤电站方面，2019年这10国中仅有美国、德国、澳大利亚3个国家没有新建燃煤电站投运，且美国2019年关闭的燃煤电站容量位居10国之首。但如今的美国仍然是煤电发电量最大的发达国家，燃煤电厂对美国空气污染带来的影响（包括PM2.5、臭氧和酸雨等）也不容忽视。在美国，燃煤电厂每年消耗的煤炭占煤炭消费总量的90%以上，燃煤电厂排放的二氧化硫约占全美国排放总量的一半，排放的氮氧化物占10%。
图 美国亚拉巴马州的寡妇溪燃煤电厂停运后，美国谷歌公司2018年开始动工，将其改造成一个使用可再生能源的数据中心。
在美国，大多数燃煤电厂采用湿法烟气脱硫系统（WFGD）来控制二氧化硫排放，用低氮燃烧器、燃尽风和选择性催化还原系统（SCR）来控制氮氧化物排放，用静电除尘器（ESP）来控制颗粒物（PM）。大约有一半的燃煤电厂还会使用带有袋式除尘器的活性碳喷射系统（ACI）来控制汞排放。美国在低氮燃烧领域较为擅长。美国有公司开发了旋转对冲燃尽风技术（ROFA），从锅炉二次风中抽取30%左右的风量，通过不对称安放的喷嘴，以高速射流方式射入炉膛上部，形成涡流，从而改善炉内的物料混合和温度分布，从而大幅降低氮氧化物生成。目前，该技术在欧美发达国家有良好的应用。
全球每年排放到大气中的汞总量约为5000吨，而燃煤过程中汞排放占相当大的比重。从上世纪末开始，汞污染治理一直是美国燃煤电厂的防治重点之一。美国环境保护署（EPA）称，在1990年，下列三个工业部门的汞排放总量约占美国的2/3：医疗废物焚化炉、市政垃圾焚烧厂和燃煤发电厂。前两个行业已受到排放标准的约束，但燃煤电厂的汞污染还有待治理。
图 2018年11月，美国北卡莱罗纳州的诺曼湖上热气蒸腾，附近的马歇尔电厂向湖中排放了大量温度较高的废水。
本世纪以来，美国燃煤电厂根据“清洁天空计划”的要求，开始重点解决排汞控制问题，美国能源部为此选择了8项新的排汞控制技术试验项目进行投资。美国电力科学研究院的专利排汞控制技术作为试验项目的一部分，在6个项目中进行试验。此外，美国能源部计划长期大规模地对富有发展前景的排汞控制技术进行试验，尤其是在燃烧褐煤和装有较小型静电除尘器的燃煤电厂展开试验。
欧盟：多国公布淘汰煤电时间表
在欧洲国家中，德国率先向燃煤发电污染开刀，在上世纪80年代制订了《大型燃烧装置法》，要求自 1987年7月1日起，大型燃烧装置排放烟气中的二氧化硫浓度不得超过400毫克/立方米，烟气中的硫含量低于燃料含硫量的15%。因此，几乎所有的德国电厂都在原有的机炉厂房旁建立起高大崭新的烟气脱硫、脱硝设备，这成为德国电厂的一大特色。德国人后来把1983至1988 年期间在全西德范围内加装烟气净化设备的举措称之为“改装运动”。到1988年，西德已有95%的装机容量安装了烟气脱硫装置，燃煤电厂的二氧化硫排放量由1982年的155万吨降低到1991年的20万吨，削减幅度达到87%，在欧盟和世界范围内起到了很好的示范带头作用。
图 位于劳西茨的一个德国燃煤电站，德国已经决定于2038年彻底停运燃煤电厂。
由于燃煤电厂烟气在脱硝、除尘和脱硫的同时，可对汞产生协同脱除的效应。欧盟《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》建议，汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。采用电除尘器或布袋除尘器后加装烟气脱硫装置，平均脱除效率在75%（电除尘器为50%，烟气脱硫为50%），若加上SCR装置可达90%。
在清洁煤领域，欧盟研究开发的项目有整体煤气化联合循环（IGCC）技术、煤和生物质及废弃物联合气化技术、循环流化床燃烧（简称CFB，当前主流清洁煤燃烧技术）技术、固体燃料气化与燃料电池联合循环技术等。
图 英国北约克郡的艾格伯勒燃煤电厂已经于2018年关闭,同年该厂区成为电影《速度与激情》的拍摄场地之一。
在欧洲，煤电发展现状和预期因国家而异。这主要取决于各国监管机构对脱碳、空气质量的政策，以及煤电在各国电力生产中的地位等。为了落实《巴黎协定》中的节能减排目标，欧洲各国政府也相继公布了淘汰煤电的时间表：英国决定在2025年前关闭所有煤电设施；法国计划到2021年关闭所有煤电厂；芬兰考虑到2030年全面禁煤；荷兰将从2030年起禁止使用燃煤发电等。类似情况也在世界其他地方发生。包括美国在内的许多国家正在远离煤炭，因为其他清洁能源正在变得越来越便宜，而环境法规也让这种矿物燃料的市场遇冷——既然燃煤发电有替代选择，为什么还要用呢？
中国：煤电排污标准比发达国家严
由于煤电在我国电力供应结构中占比超过一半，全面实施超低排放和节能改造，有利于提升我国煤电行业清洁、高效、高质量发展的水平。自2014年以来，我国大力推进国内各发电企业实施超低排放和节能改造工程。一方面推行更为严格的煤电能效环保标准，提出全国有条件的新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，具备条件的现役燃煤机组实施超低排放改造。另一方面，有关部门进一步明确超低排放电价政策，有效降低了企业改造和运行成本。
图 燃煤电厂是20世纪最重要的人类遗产之一
据中国电力企业联合会统计，在2012年至2017年这5年间，在全国煤电装机容量增幅达30%的情况下，煤电的二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量下降幅度达86%、89%、85%。煤电机组供电标准煤耗从325克/千瓦时下降至312克/千瓦时。考虑到我国煤电装机容量全球最大，现在超低排放改造的基础容量已经超过7亿千瓦，这在全世界都绝无仅有。以前，我国的烟气污染物排放标准比发达国家要宽松，但现在我国燃煤电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放水平已与燃气电厂接近，比发达国家的排放要求严格50%以上。
图 印尼中爪哇岛哲帕拉的孩子们在燃煤电厂附近玩耍，对近在咫尺的污染源视若无睹。这种景象在煤电持续扩张的东南亚很常见。
中国的燃煤电厂发生的变化说明，煤电作为上个世纪遗留下来的象征物并没有过时，只要我们有智慧地对其进行充分利用，它就能继续生存并焕发出生机活力。
图 南非国有电力公司新建成的库塞尔燃煤电厂也采用湿法脱硫装置
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今日读《2018世界能源统计年鉴》和《BP世界能源展望2018版》，整理成阅读笔记以便日后查阅。
2017年， 全球能源需求增长了2.2%， 高于16年的1.2%， 高于十年平均的1.7%。中国能源消费增长3.1%， 连续17年成为全球能源消费增量最大的国家。
石油
1、全球石油消费增长1.8%， 即170万桶/日， 连续第三年超过十年平均增速 （1.2%） 。 中国 （50万桶/日） 和美国 （19万桶/日） 贡献了最多的增量。
2、过去10年间，中南美洲探明了更多的石油。
天然气
1、天然气消费增长了960亿立方米， 上升3%， 是2010年以来的最快增速。消费增长主要来自中国 （310亿立方米） 、 中东 （280亿立方米） 、 欧洲 （260亿立方米） 。 美国的天然气消费下降了1.2% （110亿立方米） 。
2、中国天然气消费增速超过15%， 约占全球天然气消费增长的1/3。 如此快速的扩张归功于中国政府打出的一套力度空前的组合拳， 通过胡萝卜加大棒的策略鼓励工业和住宅用户进行 “煤改气” 或 “煤改电” ， 而多数用户选择了 “煤改气” 。尽管受此政策影响的300万户家庭吸引了更多眼球， 但实际上 工业用户 “煤改气”的量更大。预计中国的天然气需求在今年继续强劲增长， 但在未来几年应该不会出现像去年那样大的增幅。
3、过去10年间，独联体国家及亚太地区探明了更多的天然气。
煤炭
1、煤炭消费增长了2500万吨油当量， 上升1%， 是2013年以来的首次增长。煤炭消费增长主要来自印度 （1800万吨油当量） ， 中国的煤炭消费在连续三年（2014-2016年） 下降后出现小幅反弹 （400万吨油当量） 。 经合组织国家煤炭消费连续第四年下降 （-400万吨油当量）。
2、亚洲的煤多，所以许多发展中国家依然依赖煤炭作为主要能源。
可再生能源、 水电和核能
1、可再生能源发电增长了17%， 高于十年平均值， 也是有记录以来的最大年增长（6900万吨油当量） 。 可再生能源增量的一半以上来源于风电 ， 太阳能虽然在可再生能源中占比仅21%， 却贡献了超过三分之一的增量。
2、中国的可再生能源发电增长了 2500万吨油当量 ， 打破了此前的增长记录。如果把2017年所有国家不同一次能源消费的增量进行排序， 中国的天然气和可再生能源将分列第一和第二。
3、水电增长近0.9%， 相比之下十年平均值为2.9%。 中国水力发电的增量为自2011年以来最低， 欧洲则下降了10.5% （-1600万吨当量） 。
4、全球核电增长了1.1%。 中国 （800万吨油当量） 和日本 （300万吨油当量） 的增长一定程度上被韩国 （-300万吨油当量） 和中国台湾 （-200万吨油当量） 所抵消。
5、2017年太阳能发电装机容量增长约100吉瓦， 仅中国就贡献超过50吉瓦。去年 全球太阳能发电量增长超过三分之一 ， 增长主要源于政策支持， 也得益于太阳能发电成本持续走低。 太阳能发电成本已经普遍低于5美分/千瓦时。
发电
1、2017年， 全球一次能源消费有40%用于发电， 使电力成为最大的用能行业。去年发电量增长了2.8%， 接近十年平均值。 94%的增长来自新兴经济体， 经合组织国家的发电量自2010年以来基本没有增长。 发电量增长的近一半来自可再生能源 （49%） ， 剩下主要来自于煤炭 （44%） 。可再生能源在发电结构中的占比从7.4%提升至8.4%。
2、不同地区的能源结构差异比较大。
3、平均来看，世界发电的主要来源依然是煤炭。
关键材料-钴和锂
1、自2010年以来， 钴产量年均增速仅为0.9%， 而锂产量同期年均增长 6.8%。
2、2017年， 钴的价格几乎翻了一倍， 碳酸锂的价格上升37%。
3、钴产量及储量
3、锂产量及储量
小结
经济背景
1、在渐进转型的情景下，全球GDP预计年均增长3.25%，主要有发展中国家所驱动。超过80%的世界生产增长由新兴经济体驱动，中国和印度占此增长的一半以上。
2、人口增长也是世界经济增长的驱动因素之一，2040年的人口有望达到92亿，新增的17亿人口主要由非洲及除中国外的亚洲国家所贡献，中国进入老年化阶段，人口总量将逐步下降。到2040年，全球城市化的趋势依然会延续，因为新增的人口主要集中在城市的中心地带。 大部分的城市化增长发生在非洲，预计非洲的新增人口占世界的近一半，其中有近6亿新增人口属于城市人口，占全球总增长的三分之一。 可惜的是，由于非洲的生产率低下，人口的爆炸性增长却不能反映在GDP的增长上，其对世界增长的贡献度不足10%，因而难以有效拉动对能源的需求。
3、全球经济日益繁荣驱动能源需求的增长部分被迅速下降的能源强度所抵消，全球能源需求年均增速从过去20年的超过2%，下降至1.3%左右。 到2040年，尽管全球GDP增长超过一倍，但世界能源消费仅增长33%左右，显著低于过去25年的年均增速。
分行业需求-工业
1、总体来看，目前的能源结构中，工业（包括能源的非燃烧使用）占据一半份额，民用和商用建筑占了29%，交通领域占了20%。
2、在工业领域，由于中国的快速工业化接近尾声，未来的工业能源消费增长将明显放缓。中国工业能源需求的增长，在过去15年增长了三倍，未来中国经济将由能源密集型工业行业（如钢铁和水泥）转向较低能源密度的服务业和面向消费者的行业，并因此造成工业能源需求增长的停滞。而且，有一部分工业生产会转向低收入经济体， 包括印度在内的亚洲、非洲的新兴市场国家一起构成工业能源消费增长的约70%。
（注：工业不包括能源的非燃烧使用）
3、工业能源结构中， 天然气和电力满足了全部工业能源的增量需求 ，而伴随着煤改气的普及，尤其在中国，到2040年煤炭所提供的工业能源比例从目前的三分之一下降到不足四分之一。
4、能源的非燃料使用将具有更显著的重要性。非燃料使用是指作为石油化工产品的原料、润滑剂、沥青等用途。在未来，工业行业除非燃烧使用外的消耗增速将放缓至年均1.0%的水平，而非燃烧使用增速却能保持在年均1.9%的水平，使得2040年的能源非燃料使用，在总工业增长需求中的比重上升至近20%。其中，石油占能源非燃料使用增长的三分之二，天然气占所剩的大部分份额。
分行业需求-建筑
1、在建筑领域， 能源消费的增长主要由亚洲贡献，最大的能源种类为电力。
2、建筑能源需求增长的驱动力是 人口增加和经济发达程度增加 ，人们不断追求更加舒适的生活和工作。 亚洲、非洲和中东总计占建筑行业能源使用增长的90% 。
3、建筑行业几乎所有新增能源需求是使用电力给 空间降温和为电器功能 。
分行业需求-交通
1、到2040年，全球对公路、航空和海运的客运及货运服务需求将增加两倍以上，不过由于能源效率提高，对能源的需求仅会增长25%。在道路交通方面，机动车保有量和交通需求上升的影响被效率提升所抵消，但卡车的能源需求增长强劲。 由于卡车的效率提升相对缓慢，导致其在交通行业内消费的能源份额增加。同时，航空客运交通增长也很强劲。
（注：非公路包括航空、海运和铁路；汽车包括两轮和三轮车辆）
2、未来在交通领域，石油依然占主导地位，但可替代能源尤其是天然气和电力的使用逐渐增长。预期到2040年，石油需求占比从目前的94%下降至85%左右，天然气、电力和“其他”类能源各占交通能源需求的5%。
天然气的增长集中于液化天然气在长途货运和海上交通的使用。
电力的增长集中于乘用车和轻型客车的使用。
“其他”种类能源主要是生物燃料，而氢能仅在交通中能源中占很小一部分。 氢能的前景在2040年前后才有看头，能否进一步发展取决于氢能在长途道路货运供能上与液体燃料和电力的竞争力。
3、到2040年，乘用车总量大幅增长（增长至20亿辆），同时电动车数量增加（超过3亿辆），车辆效率显著提升。届时，PHEV和BEV的总量大致持平。展望期间，在监管和政府目标的驱动下，全球汽车总体效率将年均提高2-3%。
4、未来道路交通的能源需求受三大因素的影响： 电动汽车、共享出行和自动驾驶 。
到2040年，乘用车行车公里数有30%是使用电力，显著高于电动车全球汽车总量中的占比15%。更高的比例意味着共享出行中，电动汽车将占据重要地位。此外，届时电动卡车行车公里数的占比将达到15%，主要集中于短途轻型客车。
（注：汽车包括两轮和三轮车辆）
5、液体燃料的需求并不会出现明显的变化。为达到排放标准，汽车制造商的手段包括调整ICE汽车所占销售份额、销售更多的电动汽车；采取减重等方式提升车辆效率。
6、假设在世界范围内，能够实施自2040年起对内燃机汽车销售的禁令，则电动车的销售情况将会更加乐观。到2030年，约三分之一的新售汽车是纯电动车；到2035年，BEV的销售比例会达到三分之二，并在2040年达到100%。另一方面，到2030年，有20%的乘用车行车公里数由电力供能，2040年将达到约三分之二。
分行业需求-电力
1、全球持续电气化，从生产电力的结构上看，可再生能源的重要性持续增加， 在增量当中，可再生能源的比例约占一半 ；天然气与核能的比例保持稳定；煤炭依然是电力的最主要能源来源，到2040年占比依然有近30%。在新增部分中，煤炭的贡献仅为13%，而过去25年中，这一比例是40%。
地区需求
1、可再生能源的普及还看中国和经合组织，而在亚洲其他地区，煤炭发电依然是主流，并占新增发电量的绝大部分。
地区需求-中国
1、中国逐渐向低碳能源转型。至2040年， 可再生能源和核能、水电一起占能源需求增长的80%，可再生能源将接替石油成为中国第二大能源来源 。
地区需求-印度
1、印度将成为全球能源最大的增量市场。不过依然以煤炭作为主要能源，占能源新增需求的45%。为了使全部人口都可以使用电力，将有 超过70%的煤炭消费增量被用于电力行业 。
2、印度的可再生能源增长迅猛，尤其是 太阳能 的增长。
地区需求-美国
1、美国作为全球最大的石油和天然气生产国的地位有所加强。 美国在全球石油（石油和天然气凝析液）生产中的份额从现在的12%上升至2040年的18% ，届时沙特阿拉伯排在第二位，占比13%。 在天然气方面，美国2040年的产量占全球的24% ，届时俄罗斯排在第二位，占比14%。
2、由于美国的能源消耗量也大，因此其净出口在全球贸易份额中的比例不高。同时 美国将失去最大可再生能源生产国的地位 ，其生产比例将从目前的24%下降至2040年的15%。与之相比，届时 中国的可再生能源占比将上升至约30% 。
地区需求-欧盟
1、欧盟继续 引领低碳经济的转型 ，其2040年的碳排放比2016年下降超过35%，单位GDP碳排放是世界均值的一半。到2040年，非化石能源满足欧盟约40%的能源需求，与2016年的25%相比有所提升，远高于世界平均的25%。
能源的供需
1、 2040年的能源结构将呈现前所未有的多元化，届时 石油、天然气、煤炭和非化石能源预计将各提供世界能源的约四分之一 。
（注：非化石能源包括可再生、核能和水电）
能源的供需-石油
1、全球液体燃料（石油、生物燃料和其他液体燃料）的需求增长约1300万桶/日，到2040年达到 1亿9百万桶/日 ，而供应方面主要由美国和石油输出国组织的增产来保障。
2、细分看，交通行业持续主导全球石油需求，占全球需求增长的一半以上。 到2040年，液体燃料的总体增长进入停滞，但非燃烧使用的需求依然会增加。
能源的供需-天然气
1、天然气由于需求广泛（工业化程度和电力需求增加、持续的煤改气），加上低成本供给的增加（美国和中东）和液化天然气供给持续扩张，全球范围内的 可获得性将显著提升 。 在增量当中，美国和中东（卡塔尔和伊朗）占据一半以上的份额。
2、增长的驱动力主要源自 工业和电力行业 。
3、全球贸易进一步繁荣，随着流动性提高，全球价格将更加同步。
能源的供需-煤炭
1、中国和经合组织国家需求下降，印度和亚洲其他国家的需求继续增长，相互抵消后的总体需求平稳。
能源的供需-可再生能源
1、基于风能和太阳能的迅速发展，可再生能源是增长最快的能源来源（年均7.5%），占新增发电量的50%以上。其中，中国是最大的增长来源，新增的可再生能源总量已超过整个经合组织。到2030年，印度将成为第二大增长源。
2、太阳能成本的下降超出预期。在科技的发展与政策的支持下，太阳能的学习曲线以更高的速度下滑。预计累计发电装机每提升一倍，光伏组件成本可下降24%。
能源的供需-核能和水电
1、核能主要靠中国驱动。核能在中国能源需求中的占比从目前的2%将上升至2040年的8%。欧盟和美国的核电站到期且不再进行更换，欧盟年均下降11太瓦时，美国年均下降10太瓦时，导致总体核电增长受阻。
水电靠中国和其他发展中国家驱动。水电年均增长1.3%，合计61太瓦时每年，速度比过去放缓。中国在增长中占比最大，达到16太瓦时每年，其次是南美和中美地区（13太瓦时每年）以及非洲（11太瓦时每年）。
不同报告的观点对比
这两篇报告介绍了各类能源的基本情况，并描绘了世界能源结构变化的可能性。接下来可以在未来的各项增长点中，尝试挖掘一些投资机会。
刺猬偷腥
2018年8月2日
作者：施鹏飞 2006-5-27
第一部分 中国风电现状及鼓励政策
我国并网型风力发电技术在80年代中期开始进行试验、示范。经过十多年的努力，现逐步转向规模开发。到1996年底，在全国风能资源丰富的9个省(自治区)已经建设了16个风电场，共安装单机容量30～600千瓦风电机225台，总装机容量从1990年的4000千瓦增加到5．7万千瓦，1996年新增风电装机容量1．9万千瓦，年增长超过50％(详见表1—1)。1997年预计可完成风电装机11万千瓦，面临一个大的发展。
近年来，新能源发电工作得到国家的积极鼓励和支持。《电力法》明确规定。国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。八届人大四次会议批准的我国经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要中也提出“积极发展风能、海洋能、地热能等新能源发电”。为了支持风力发电，电力部制定了《风力发电场并网运行管理规定》，明确了风电上网及电价确定的原则。一些地方的政府部门也相继出台了一些风电的优惠政策，对风电的发展起到了较好的推动作用。现选择这几年制定的有关政策汇集介绍如下，供各单位在工作中执行和作为争取地方政策的参考。
一、电力部颁布的《风力发电场并网运行管理规定》1．风力发电按项目核算所得税，十年还贷期内的前三年全部返还企业，第四至五年返还70％，后五年返还50％。
2．风电企业按6％缴纳增值税，并按高新技术规定，前三年地方留成的25％增值税全部返还企业。
3．风力发电用地按每台风机实际占用面积征收耕地占用税，按规定办理用地审批手续，以划拨方式提供建设用地。
四、内蒙古自治区对风电项目也给予了一定的优惠。
1．内蒙古自治区以外引资的合资项目(引资比例大于、等于30％)免征五年企业所得税。
2．对已投产的风电项目。内蒙古物价局已批复了0．713元／千瓦时的上网电价(含税)。
3．按风力发电机基础所占面积计算土地征用费，并按能源项目给予一定的优惠。
除此之外，国内各风电场所在地区，上网电价的核算一般都采用还本付息政策，风电场所需征地按每台风机基础所占面积计算征收土地征用费。
第二部分 国外风力发电状况及其鼓励政策介绍
一、前言
风能在近期内是最有前景的可再生能源，许多国家都制定了开发利用风能的发展规划，促进新技术的研究和鼓励市场的开拓。本文根据国际能源局(IEA，InternationalEnergy Agency)1995年风能年度报告、英国和丹麦有关专业风能咨询公司的资料对国外风力发电的进展先进行总的概括的叙述，然后按国家分别介绍，重点放在鼓励风电发展的政策方面，以资借鉴。
二、综述
据IEA统计1995年全世界风电装机容量达到490万千瓦(见表2—1)，发电80亿千瓦时，比1994年的350万千瓦增加140万千瓦。其中德国当年装机最多．约50万千瓦，其次是印度，约43万千瓦，这反映了目前国际上对新的发电能力的需求可以分为截然不同的两类：一类是受到环境保护的压力，要求提供更清洁的发电方式，美国、德国和欧洲北部传统的风电市场属于这一类，另一类是经济增长需要新的发电能力．如印度和南美正在崛起的风电市场。
1．风电场并入电网运行，必须严格遵守和执行《电网调度管理条例'。
2．电力工业部负责风电场的规划、建设、管理和运行的归口管理、监督指导与协调服务。
3。各级电力部门要积极协助本地区做好风电场建设规划、可行性研究、风力资源详测等前期工作，并负责设计审查和协调风电场并网工作。
4．风电场建设单位在可行性研究阶段，要积极主动争取电网管理部门和调度机构支持，并签定并网协议。电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量。
5．风电场容量与电网统一调度的比例，原则上由稳态运行下的电能质量、最小线路损失和状态稳定性等因素决定。当风电场容量占电网统一调度容量的5％以下时，一般无需装设控制设备；当超过5％时，应与电网调度机构协商解决。
6．风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。
7．风电场运营单位应绘制出风速频率曲线和风向频率玫瑰图、编制月平均风速变化和年平均风速日(0～24小时)变化曲线，并根据每台机组的输出功率曲线，结合年度检修计划，编制出年、月(季)和日预报发电计划以及次日的风速和发电预报．报送电网管理部门和调度部门审批．
8．风电场必须建立完善的自动监控系统，保证电网安全经济运行，其功能包括数据采集与处理、监槐与记录和自动控制等。
1996年lEA的统计数字尚未收到，据丹麦出版的《风能月刊(Windpower Monthly)>1997年1月号的统计专栏，估计1996年底装机约584万千瓦(见表2—2)，当年装机约100万千瓦，德国和印度仍然领先，丹麦和荷兰由于土地利用规划的限制有所放松，取得较大进展，英国则因有关鼓励政策开始实施，装机量上升，西班牙后来居上，成为新的重要风电市场，美国虽然装机总量仍居首位，但是由于电力工业结构改组，加上80年代初期安装的机组大量拆除，容量有所下降。《风能月刊》对1995年装机的统计．与lEA略有差别，仅供参考。
许多国家的政府制定了风电的规划目标(见表2—3)。但这些指标没有一个是很确定的。所有发达国家中的市场都受到政治方面的限制以及环境组织的影响，其增长速度不是受技术或生产设施的制约。
lEA风能执行委员会有16个成员国，分别来自北美、欧洲、大洋洲和日本，每年向lEA提交国家风能年度报告，基本反映了发达国家风电进展情况，1995年的主要内容摘要如下。
已建成的风电场发电性能
由于在商业方面的敏感性，有关风电场发电性能的资料很少。多数商业性风电场报告机组运行的可利用率超过95％。 运行经验,一般来说已安装的风电机性能良好，没有什么运行方面的困难。只有两种问题反映过，一是雷击。二是冰冻。在并入电网方面也没有反映出什么重要问题。只有德国提出并入人口稀少地区的电网可能有潜在的限制。然而希腊和西班牙的报告都提到高比例风电并入弱电网的正面效应。特别是西班牙Ca—nary岛风电在电网中的比例高达30％。
经济性
风电机的出厂成本在过去15年中稳定下降，但1995年与1994年的变化不大。1995年的出厂价范围在780至1205美元／千瓦，平均1000美元左右。
1995年风电场项目的成本维持稳定或略有增加，每千瓦装机容量1126到1570美元，平均1350美元左右。成本变化的原因是通往风场的道路和并网送出工程费用增加。在装机容量超过10万千瓦的国家中风电的发电成本每千瓦时为0．04至011美元。成本的变化主要是受全部项目规模、成本及发电量等因素的影响，而后者取决于风场的风力资源。
1995年单机容量增大的趋势还在继续，以适应商业市场的需求，500千瓦和600千瓦机组已投放市场，大于1000千瓦的商品样机开始试验。较小的机组仍继续采用新技术不断改进，一般是通过价值工程使其重量更轻，成本更有竞争性。
随着风电机销售的增长．零部件制造商的市场更趋兴旺。在一些国家当地生产的部件走俏。尤其是在1995年又出现了一批叶片制造商。政府资助的研究开发和示范项目在所有的国家都有政府资助的项目，有的是中央政府通过有关部门拨款，有的是国有公司投资和管理的。1995年预算中直接投入研究开发和示范的资金，不含间接支持措施，如鼓励电价和减税等，其范围从小于100万美元(希腊、芬兰、加拿大、挪威)至100万～1500万美元(荷兰、西班牙、丹麦、日本、英国、意大利、瑞典)，德国为2800万美元，美国为4900万美元。在欧洲研究开发和示范的经费比上面提到的还要多，因为欧洲联盟根据各个成员国的要求再提供一部分资金。除了德国和美国外，其他国家资助的水平与1994
24年相比变化很小。成员国报告中提到的主要优先领域基本上可以分成两类，一类是有关全国性的项目，如可利用的风力资源和风电机选址。另一类是技术开发本身。全国性课题：
一风力资源评估(测风，模拟)
一规划许可(风电机选址)
一环境影响(噪音，景观干扰)
一电力系统(并网，电能质量)
一标准和鉴定
技术开发
一提高效率(空气动力性能，变转速运
行)
一降低成本(价值工程，部件开发)
一先进风电机开发(新概念)
一安全(结构负载)
一般说来全国性的课题由政府部门领导，技术开发则是政府与产业界合作，由企业投入部分资金。
1995年风电机技术开发的趋势是重量更轻，结构更具柔性，直接驱动发电机(无齿轮箱)和变转速运行。荷兰研制了柔性风轮试验样机。更大单机容量的机组仍在继续研制。
开发岸外风电场对岸外风电场感兴趣的国家，一类是陆地上缺少合适的风场(意大利．瑞典)，另一类是由于人口密度高，在陆地上发展会干扰环境(丹麦、荷兰、英国)。丹麦已经有了两个岸外风电场，投入运行的容量达到5000千瓦，荷兰在近海安装了4台500千瓦机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，意大利有一个小的研究开发项目。英国虽然过去10年从事过研究工作，但还是决定维持观望状态。
国际合作
在欧洲通过许多JOULE和’FHERMIE项目加强多边合作进行研究开发活动，部分经费由欧洲联盟提供。美国与一些国家签订了双边协议，寻求建立海外贸易关系。大多数国家都在积极与具有巨大潜在市场的国家和地区进行合作，如印度、中国和南美洲。
市场开发的主要障碍影响市场开发的基本障碍是利用廉价燃料常规发电的低成本和多余的装机容量，使得风电进入开放的市场竞争在经济上没有吸引力。在实行鼓励收购价格的国家其市场开发率的主要障碍是难以取得土地利用规划方面的许可，特别是那些可能干扰环境景观的地方。只有德国提到并入电网可能受到容量的潜在限制。
激励市场的政策和措施
激励市场的措施主要有对投资的补贴、税收减免和鼓励电价。趋势是实行鼓励电价，取消直接的投资补贴。鼓励电价一般与国家的电价有关，但是英国除外。是采用招标方式，投标电价最低的获得合同。各个国家实施优惠政策的具体情况将在下面分别介绍．
美国
美国曾经是世界上的主要风电市场．但是近年来让位于欧洲，或者现在又让给发展中国家。1985年以前减税法时代产生的戏剧性增长被称为“风冲击”，现在已经消失而且看起来也不会重演。美国电力工业目前正处在弱化管制(de—regulation)和重新组织之中，任何迅速扩大风电市场的可能性都将推迟，直到这些主要的结构问题得到解决。
1985年以前由于政府减税政策的优惠，装机容量增长很快，达到100多万千瓦，以后增长缓慢，近年来因为大量拆除早期安装的低效风电机，能够运行的装机容量不易统计，出现多种不同统计数字，以1995年底为例，国际能源局为177万千瓦，美国风能协会为175万千瓦，而‘风能月刊》则为165．5万千瓦，差别较大。美国风能协会估计1996年新安装的机组只有1万千瓦．主要原因是在美国常规发电成本很低，发电装机容量饱和，政府的鼓励政策不力。
鼓励政策。
80年代初法律规定电力公司必须收购再生能源发出的电力，并以固定的优惠价格收购若干年。1985年底以前对风电场的投资者联邦政府减税25％，加州政府减税25％。目前联邦政府规定再生能源每发l千瓦时电减1．5美分的生产税。有些州规定电力结构中必须有一定比例的再生能源发电，可免除财产税和销售税。
德国
90年代初出台了对再生能源利用非常优惠的政策，风电装机迅速增长，80年代后期只有1．5万千瓦，1994年底增加到63．2万千瓦，1995年底为3655台机组，113．6万千瓦，1996年约150万千瓦，以后将进入平稳发展时期，预计到2000年可达200万千瓦．
德国建立较全面的再生能源支持政策体系。包括：
1．1991年供电法规定，电力公司要全部收购再生能源所发电量，并且其标准上网电价为90％的平均销售电价．即0．16德国马克／千瓦时(相当于10．2美分)，而常规电厂的上网电价为0．10德国马克／千瓦时，这一部分差价由用户均摊。
2．政府通过研技部的250MW计划，每千瓦时支付业主0。06马克的生产补贴，但是这一补贴已在1996年被取消。
3．开发商能够向地方政府申请总投资的20％一45％的投资补贴。
4．经济部下属的德国政策银行可以为销售额低于5亿马克的中小风电场提供高达总投资额的80％的融资。
5．建立了一个较好的个人入股投资风电的机制。
开发风电的主要政府职能已经由研技部过渡到经济部。德国支持风电的激励体系取得了较大的成功，政府的规划目标很快就达到了。但是现在出现了一些发展中的问题•电力公司对风机特性提出了一些严格要求。并在一些边远风能丰富区以电网容量小而阻碍项目的实施。尽管存在一些问题，但德国风电发展仍具有潜力。
丹麦
丹麦是世界上成功地支持风力发电发展的国家之一，主要特点是政府支持再生能源的长远目标明确和融资渠道多样．由于低的税率，投资风电非常普遍，投资者和银行对风电的投资回报很有信心。在80年代末和90年代初，大约每年装机7万千瓦，1986年为1250台机组，8万千瓦。1995年底为3893台机组，63万千瓦。其中私人拥有3245台，42．5万千瓦，电力公司拥有648台机组，20．5万千瓦。只有四分之一的机组是安装在至少有5台机组的风电场内。1995年当年增加199台，9．8万千瓦，其中电力公司安装133台，6．7万千瓦。1995年风电装机容量占全国发电总装机容量1000万千瓦的6．3％。1995年风电年发电量为11．8亿千瓦时，占全国年用电量的3．7％。预计2000年装机达90万千瓦。1979年政府曾给予风电30％的投资补贴，但随着其发展，从1989年开始这种补贴就已经不复存在了。1985年政府和丹麦电力联合会签定了一个购电协议，规定国有电力公司必须购买所有再生能源所发电量，并且保证电价为平均销售电价的85％。此外，非电力公司的业主能获得退还的二氧化碳税和能源税(包括能源税的增值税)，风电的电价构成见表2—4。而电力公司作为业主时，仅能得到二氧化碳税的退还。
衰2—4非电力公司风电的电价构成
┏━━━━━━━━━━━━┳━━━━━━━━━━━━┓
┃电价构成的因素 ┃价格(丹麦克郎／千瓦时) ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃铺售电价的85％ ┃O．38 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃能源税 ┃O．17 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃二氧化碳税 ┃0．10 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃ 能源税的增值税(25％) ┃O．04 ┃
┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫
┃总计┃0．69 ┃
┗━━━━━━━━━━━━┻━━━━━━━━━━━━┛
通过这种方式，风电的电价就由原来的0．38增至0．69丹麦克郎／千瓦时。
电力公司是发展风电的主力军。对于其他业主既可以与电力公司联合开发，又可以独立开发。对于非电力公司的业主．如果投资的风电场容量低于业主每年耗电等效量的1509，6，此风电场的投资收益可得到免税。独立业主可以在20年期限内折旧风电机。业主仅负责并入11kV电网的费用，电力公司负责并入更高电压等级的费用以及电网延伸的
费用。
荷兰
荷兰的风电开发较早，1987年装机1．6万千瓦，1990年达到4．9万千瓦．以后发展较快，1994年为15．3万千瓦．1995年底为25万千瓦，1996年约27．7万千瓦。到2000年时可能达到75万千瓦。1990年荷兰政府制定了国家环境战略来完善再生能源的支持机制．它包括如下三个方面的政策。
1．温室气体减排费
为了减少二氧化碳等温室气体的排放．电力公司必须购买所有的再生能源发电力，并且可以增收小用户电费最多达2％，用于补贴再生能源发电。
2．再生能源发电的优惠电价火电和核电的平均电价为8～8．5荷兰分／千瓦时，而风电平均电价为13～14荷兰分／千瓦时，最高达20．3荷兰分／千瓦时。风电与常规电能的电价差额主要由温室气体减排费来支付。
3．投资补贴
荷兰能源环境部可向风电投资者提供高达总投资额的35％的补贴。电力公司是风电的主要投资者和开发商。
1996年初，再生能源支持政策有所变化，支持重点由过去的政府拨款转移到税收鼓励。在风电开发商和荷兰电力联合会签定的协议中，2MW"以下的风电项目的标准上网电价为每千瓦时16．3荷兰分(大约10美分)，这一电价由环保奖励费5．4分、生态税3分和基本发电成本7．9分组成。另外，对于再生能源，增值税由17．5％减少到6％。同时还建立了一个新的税收和再生能源投资基金等支持机制。
英国
90年代初装机不到1万千瓦，政府推行非化石燃料义务法(NFFO)后才有较大发展，1994年达到17万千瓦，1995年底20万千瓦，1996年约26．9万千瓦。预计2000年约60万千瓦。1989年，国家电力法明确提出实施非化石燃料义务工程以减少二氧化碳的总排放量，要求所有地区电力公司必须购买所有非化石燃料的上网电量，并付给一个优惠上网电价，其与平均电价的差值由全网摊销。1992年共向用户非化石燃料义务税为全年电费总收入的11％，其中2％用于补贴再生能源，其余用于核电．
1990,1991和1994年，共公布了三批非化石燃料项目计划。在1994年的项目中，风电电价第一次实行真正竞标。超过1．6Mw的风电项目的平均电价为6．9美分／千瓦时，而其他小项目的电价为8．5美分／千瓦时。1992年的再生能源咨询专家组的报告中指出，再生能源具有经济可行性和环境可接受性的前景，政府应确定2000年再生能源总的发展目标为150万千瓦。
虽然英国是一个较晚地实施市场激励机制来鼓励风电发展的国家，但是由于非化石燃料义务计划的实施，其风电发展速度很快。竞争机制的引入增加了对风能丰富场址的需求，同时也引起了环境组织的反对(主要是生态和噪音问题)。这种情况和其他国家非常相似，快速增长，高风速和弱网地区的饱和以及环境组织的反对。但与其他欧洲国家不同的是，刚刚私有化的英国电力公司积极参与风电场建设，地区电力公司在多数风电场有股份。
通过补贴等方式，国家电力公司和国家风电公司在风电开发中起着举足轻重的作用。在1994年的第三期非化石燃料义务计划中，他们获得了70％购电合同。很可能非化石燃料计划再执行几年后就结束了．未来的英国风电发展将简单地依靠市场机制和公众对“绿色电力”的态度。今后的政府换届很可能改变激励机制，但是风电发展的趋势是不可阻挡的。
西班牙
从90年代起西班牙的风电发展很快，1990年不到l万千瓦，1994年达到7．2万千瓦，1995年底为12．6万千瓦，1996年约21．5万千瓦，预计2000年约70万千瓦。1991年西班牙政府通过了国家能源规划(PEN)，包括1991～2000年节能和高效利用能源规划(PAEE)。这个规划中制定了到2000年装机168MW的目标，在1995年就会超过。1995年3月又通过了新的PAEE，这个规划没有推荐任何具体的风能目标。西班牙在今后5年中将是风能利用最活跃的国家之一。它具有优越的风能资源，以及比北部欧洲国家更少受限制的空间。西班牙制造商与其他成立早的风电机制造商建立了合资企业。1995年取得极为迅速的增长，至少会继续发展5年。扩展规划中的一个重要因素是西班牙电力公司与贸易联盟达成了一项协议。基于从不同发电形式可能创造更多的就业机会，贸易联盟同意电力公司将2000年的目标定为75万千瓦。
国家补贴政策的依据是“节约与有效利用能源规划”，其中规定对再生能源进行补贴。1995年有13个风电场项目分别获得投资额14％～27％的补贴，总投资额ESP(比塞塔)210亿(1750万美元)，装机容量14万千瓦。
1994年国家法律规定非常规发电在电力结构中的比例要从1990年的4．5％增加到2000年的10％。其中对风电上网电价有特殊规定，而且购电合同期至少5年。
印度
最近几年在发展中国家里印度是风电装机增长最快的。80年代末约2万千瓦，1993年3万千瓦，1994年底20万千瓦，1995年和1996年分别装机43万千瓦和25万千瓦，累计分别达到55万千瓦和81万千瓦。主要原因是随着经济的发展，新的电力需求大，政府重视开发再生能源，制定了许多优惠政策，由非常规能源部统一规划和管理。印度的电力正在迅速发展，缺电依然严重，对电力的需求以每年800的比率增长，一部分是由于现有用户的需要。一部分是因为正在进行农村电气化工程。目前总的发电容量大约是7200万千瓦，估计高峰时缺电20％，而对整个系统平均为10％，新增装机容量每年约400万千瓦。
作为第八个五年计划(1993～1997)的一部分，印度政府提出了一个综合配套工程项目，促进250万千瓦再生能源的建设，其中60万千瓦是风电。这个项目包括资金筹措、选址、电能利用、进口关税及风力资源测量，由非常规能源部组织实施，印度再生能源发展局负责资金的筹措。目前项目的目标已经实现。
鼓励政策：
进口关税税率有利于引进技术和国产化．即国内不能制造的部件免税，已国产化的征高税．塔架进口税率为65％，整机为25％。
政府允许风电场在第一年100％折旧，头五年免所得税。由于印度缺电严重，对企业按指标供电。政府鼓励企业投资风电，其电量可“储蓄”在电力公司，拉闸限电时享有优先供电的权利，企业也可利用公用电网，只交2％的过网费。印度再生能源发展局为风电项目提供比商业贷款利率低的"软贷款”
1.1 能源安全是最重要的战略目标
在当前全球气候变化的形势下，以及意识到不可再生资源总有一天会日渐耗竭的背景下，随着紧缺的石油资源问题突出，国际油价持续攀升、各国对能源资源安全关注程度也随之普遍上升。维护国家能源安全是当今世界各国面临的重大课题，无论是发达国家，还是发展中国家都将保障能源安全作为国家能源战略的首要目标。
发达国家人均能耗高，需要大量进口补充境内能源资源的短缺，因此，能源发展战略除了考虑本国的资源因素外，极为注重涉及到国外资源开发利用的国际因素影响，甚至关注其他国家能源需求变化对国际能源市场的影响及对自身的影响程度。在历年的石油危机后，针对当前石油资源紧张的形势，发达国家以其较充沛的经济实力逐渐加大石油战略储备力度，建立和加强战略石油储备是发达国家保障能源安全的主要措施。而且，由于国家的经济实力强，对能源发展战略的考虑既重视近期的能源供应安全问题，又重视长远的能源可持续发展。发展中国家在国际竞争中处于弱势，多偏重于建立当前自身的能源安全供应体系。能源资源充裕的发展中国家已认识到利用资源优势发展国家经济的重要性，逐步加大了国家对国外企业开采和资源输出的控制。菲律宾明确国家能源和经济安全的底线是“确保实现国家能源60%自给自足”。巴基斯坦战略目标明确，突出增加本土能源比重，减少对外进口依赖的重要性，并对落实目标，做出了详尽的项目规划。乌克兰在经历了能源供应危机后，能源战略更加强调节能降耗、提高能源自主供应能力的必要性。墨西哥强调能源立法，同时，要及时分析阻碍国家能源发展的主要障碍，进行能源战略调整。
石油战略储备曾是以石油消费为主的发达国家应付石油危机的最重要手段，作为保障石油供应安全的这一战略措施也逐渐为发展中国家所效仿。现在，具有一定经济实力的国家为减少供应风险，都开始着手石油战略储备。石油战略储备已超出一般商业周转库存的意义，更重要的是取得主动，避免受制于人，有利于稳定国内经济发展，增强国际竞争力。
各国能源战略最突出的变化特点就是以减少石油消费、减少进口能源依存度为主要目标。在当前可再生能源尚未能够实现全面替代的形势下，节能是实现这个目标最现实、收效最快的措施。历史上，发达国家曾以减少石油消费的战略赢得了更大的市场利益，在20世纪70年代石油危机的后的20年内，迫使石油价格处于甚至低于10美元／桶的低价运行时期。当前更加强调综合利用法律、经济和技术等手段鼓励节能，从开采、加工、运输、利用和消费等多环节深挖节能潜力，发展节能产业。为达到节能目的，利用市场和企业、消费者行为开发节能机械、节能汽车等；取消石油价格管制，主张由市场机制调节能源供求关系，对能源企业进行私有化改革，提高资源配置能力，加强勘探等措施。
各国经济持续发展和人民生活水准提高的要求，必将加大能源资源的消费量。如何减缓能源消费的增速，只有提高能源效率、加强节能。各国不同程度地采取立法、经济激励、政府补贴、自愿协议和广泛宣传等各种政策措施，并且相互借鉴有成效的举措，体现在各自的能源发展战略中。近年来全球气候变暖，生物多样性锐减，气候灾害频繁的形成与人类过度地消耗化石能源存在密切的因果关系。虽然能源给当代人的生活带来了一定的舒适和便利，但是全球能源消耗量持续增加的趋势不仅对世界能源供应是严峻的挑战，而且给全球减少温室气体排放带来巨大压力。当人类生存环境遭到严重破坏后，很难逆转。
越来越多的国家在制定本国能源战略和政策时，已将环境因素放在优先考虑的地位。不少国家的能源战略强调发展新能源替代化石能源和实现《京都议定书》的温室气体控制目标。在《京都议定书》建立的减、限排温室气体总量机制下，大气中温室气体排放空间凸显为一种稀缺性的经济资源，拥有了这种资源就等于拥有了温室气体排放权和经济发展空间。依据《京都议定书》的规定，可以出售多余的二氧化碳排放配额。美国为了国内集团利益拒绝批准《京都议定书》，俄罗斯于2004年11月批准了《京都议定书》。
由此可见，能源的战略选择不仅是能源本身的问题，也是经济利益的问题，环境保护和人类生存的问题。能源发展在经济发展的推动下，正越来越受到环境因素的制约，能源战略目标由单纯强调能源供应向3E(Energy，Economy，Environment)方向发展，即能源、经济与环境的协调发展转变。 各国的国家能源战略均加重强调实现保障能源安全需要全方位的措施，不过度依赖单一的能源形式，减少经济发展对石油、煤炭、天然气的依赖程度，战略的核心是安全、环境和效益。各国的能源战略都出现了“多元化”的宇样，其含义是非常深刻的：一是能源资源种类的多元化，这可以带来能源产业的繁荣，同时将促进能源科学技术的飞速发展；二是以保障石油安全为核心，积极开拓新的石油供应基地，实现能源进口渠道的多元化，并且各国都有意识地避开主要从中东地区进口的做法，将多元化进口的目标锁定在其他具有一定油气资源输出能力的拉美、非洲或东欧地区。三是关注全球资源状况，将资源开发重心由境内移向境外。无疑，这一策略的普遍采用，又必然将带来新的矛盾和问题。虽然对于能源资源出口国，是本国经济发展的太好契机，但是也会相应带来一些争端，如国内资源保护派的激烈反对，或者贸易国之间各种各样的资源争夺战，由此可能会引发出新的一类局势不稳定问题。
由于石油价格的暴涨，各发达国家的能源结构逐渐发生了变化。坚定不移地奉行能源多元化战略，积极寻求替代石油资源，开发核能、氢能和其他新能源，甚至适度发展国内的煤炭工业，以降低对进口石油的过度依赖程度。重新认识煤炭，加快洁净煤技术的研发和推广。
为确保能源供给的自主性，能源发展的可持续性，21世纪以来全世界已形成转变以石油为主的能源经济，积极开发可再生能源的新高潮。各国能源发展战略措施各有侧重，有的国家积极发展风电、有的国家积极发展核电，但都是以逐步替代油气资源为核心展开的一系列研究方案。可再生能源技术和清洁能源技术的创新将成为世界能源未来发展的制高点，世界能源市场将由目前的资源型转向未来的技术型，是一场更具竞争性的挑战。
从可再生能源发展的状况分析，欧盟是世界上最推崇发展可再生能源的国家集团，其发展可再生能源的战略是：在全面发展的同时，突出风力发电、太阳能发电、生物质液体燃料技术的开发和应用。发展可再生能源方面所采取的主要措施是：制定具体目标、落实经济政策、建立研发队伍、培育产业基础、建立市场氛围、鼓励企业竞争。目前欧洲已成为风力发电、光伏发电技术和市场发展的中心。
印度和巴西是发展中国家发展可再生能源的榜样。印度注重根据自身条件，寻找突破口，所采取的策略是：风力发电以市场换技术，市场规模和产业技术同步发展；适度发展太阳能；生物质能源则以解决农村能源为主；氢能研发有所投入，跟随国际潮流。巴西坚持能源多样化和多渠道，因地制宜发展生物质能源的能源发展战略：依靠水电和生物液体燃料资源优势，减少石油进口，保障国家能源安全，2004年的生物液体燃料产量达到了1500万t，处于世界领先地位，甚至出口生物质能源促进经济发展。
不但一个国家的不可再生能源资源是有限的，而且全球的不可再生能源资源也是有限。资源的有限性与各国能源战略区域向境外转移的特点，意味着国际间的能源资源争夺正在加剧。与过去不同，各国发展所面临的外部环境发生了重大的变化，不能再靠殖民地的方式掠夺资源。资源与市场的国际化，使各国政府意识到，必须加强与能源生产国的外交往来，保证能源供应的来源；同时，必须加强能源消费国之间能源合作，形成联盟，增强话语权，抵御能源价格的上涨。资源进出口国之间的外交关系、资源国之间的战略联盟(如OPEC)的合作以及资源进口国之间的战略联盟(如IEA)的竞争与合作关系更加微妙。突出体现在国际石油问题上，焦点集中在中东。为保障能源安全，能源外交成为能源消费国家21世纪以来的外交重点。各国能源战略普遍出现加强国际化的趋势。例如，韩国对内制定正确的能源政策；对外开展有效的能源外交，实施能源进口多元化。积极倡导区域间的能源合作，加强与产油国的谈判力度。非洲各国强调需要进一步加强团结和合作，协调各国能源政策，明确能源发展战略。无论是产油国还是消费国，积极推动国际合作都是十分必要的。油气出口是印度尼西亚的经济支柱，巩固与邻近国家间的互补合作机制成为国家能源战略的主要目标。
由于能源对国家社会经济发展和国计民生具有重要作用，能源的市场性质已从一般商品转为重要的战略商品，能源问题已呈现出日益全球化和政治化的趋势。由一国自主的能源发展向境外资源的拓展是各国能源需求数量和品种的要求，为避免国家之间对世界有限能源资源的恶性竞争，积极开展能源外交，将能源作为处理国际关系的重，要战略因素，强调能源生产大国之间以及消费大国之间的对话机制，发展多国的能源国际合作是十分必要的。而且，由此也将会进一步促进经济全球化的发展。
欧盟的能源战略就突出体现了以上国际能源战略的特点。欧盟的能源战略重点是保证“经济安全、国防安全、生活安全”，提出“保障能源供应、保护环境和维护消费者利益”的基本原则。在确保本国能源供应方面以节能和发展可再生能源和生物燃料为主要战略措施，加强能源共同体的建设。
欧盟各国的能源战略虽各具特点，但是总体上是一致的。例如，德国的能源战略锁定长远目标，从能源资源利用的经济效益出发，有效控制国内有限的能源资源开发；持续不断地节能；积极开发风能等可再生能源，占据能源新技术的制高点，实现传统能源的替代。能源进口多元化，石油储备法定化，保障安全供应。面对本国不可再生能源资源递减的趋势和全球气候变化的挑战，英国新的能源战略基点是低碳。强调在市场框架和政策相互影响下，培育市场竞争力，实现提高能源效率、发展可再生能源促进能源多样性的战略。能源技术的研发不局限于本国的能源资源，着眼于世界主要的能源应用技术，以实现未来的能源技术出口换能源资源进口的发展战略。法国立足国情，因地制宜地发展能源多样化，积极发展核电，提高能源供应独立性，实现安全供应。比利时的能源战略长远目标是使用更利于环保的能源，逐步向全部使用可再生能源过渡。波兰在长期能源战略目标下，针对当前问题，突出过渡期的能源战略重点。依据国家能源法，明确政府与企业的职责，国家财政将不直接参与能源项目投资，只在法律和税收政策、贷款担保等方面为企业提供支持。美国能源战略的核心是提高能源供应自主性，突出特点是一个具有长期性和综合性的国家战略。战略目标明确，并辅有相应详细的政策和对策目标、措施，易于操作、监管。实际上，美国能源战略还有一个极为重要内容就是充分开发利用全球的油气资源。观察美国国家外交战略圈，几乎囊括了地下埋藏着丰富的石油等战略资源的国家，特别是中东地区。在不断努力巩固海外石油来源的同时，逐渐明确要减少对石油的依赖。发展新技术，包括燃料的替代技术和设备的更新技术。
能源战略和政策是日本政府一贯的工作重点，能源战略的稳定性促进能源政策的有效实施。虽然日本能源资源贫乏，目前日本一次性能源的自给率不足20%，但是政府立足于技术创新致力节能，成立“节能中心”，健全能源管理体系，指导国民和企业的节能以及节能技术的研究开发，积极发展太阳能等新能源；着眼于全球能源资源的利用，坚持实施以保障能源安全为重点的外交策略，以及国内企业联合一致对外，参与国际竞争的做法，不断提高开发国外石油资源的份额。随着社会经济的发展和外部环境的变化，日本不断完善能源构成多样化、进口多元化和以石油储备为依托的能源战略，从政治、外交、经济、科技等全方位考虑能源战略的发展，确保了自身能源的长期安全供给，保障了国家的经济安全，并使得日本成为世界能源效率最高的国家。俄罗斯能源发展战略制定经历了较长的时间。能源战略目标明确，所关系到的对象明确。能源区域发展具有地域资源特点，相应的能源政策针对性强，每一种能源，如石油、天然气、煤、电能(包括核能和热能)、能源输送等的发展预测都提出了经济体制改革问题以及为实现改革所应该创造的必要条件。同时，指明了能源工业和其他工业部门的相互关系，能源工业科技和创新的重要意义。并且明确了能源战略实施系统，包括：联邦政府行动计划，实施国家能源政策的指标体系，原有相关规划的修订，利用国家信息资源建立的能源战略实施监控系统。实现可持续发展已经成为世界各国的共同课题，而对人口众多的中国来说，具有更大的特殊性和挑战。为实现全面建设小康社会的目标和应对能源长远发展遇到的严峻挑战，我国采取正确的能源战略具有决定性意义。只有实现可持续发展的能源战略，才能保证在“能源消耗最少，环境污染最小”的基础上，实现经济社会快速发展和人民，水平的提高。我国必须汲取西方发达国家的成功经验，学习其他发展中国家根据具体国情发展的经验，建立符合中国特色的、能源效率不断提高和环境保护日益加强的中、长期可持续发展能源战略。
