中国能源行业分析

中国能源行业分析

在过去，中国的能源主要依靠自给自足，其能源消费量也很低。而如今，在不到一代人的时间里，情况已经发生了极大的变化，中国已经成为世界第二大能源消费国，其增长势头也最为迅猛，在全球能源市场中扮演着举足轻重的角色。中国经济，特别是重工业的飞速发展导致了能源消费激增，而这又反过来推动了经济的发展。

多年来，由于中国仅依靠国内资源便能充分满足不断快速增长的能源需求，因此中国对全球市场的影响一度是微乎其微的。但在最近十年内，这一情况发生了巨大的变化，国家对能源供应安全的关注也随之增加。日益增长的化石燃料消费加剧了污染，并导致温室气体排放量上升，从而令人对中国发展模式的可持续性产生了疑虑。

一、中国能源需求的趋势

由于人口众多，经济快速发展，中国的能源消费总量已经位居世界前列。1975年，中国的能源消费总量首次超越了德国和日本，成为了世界第三大能源消费国；1993年进一步超越了俄罗斯，成为了仅次于美国的世界第二大能源消费国。2010年，中国能源消费总量高达32.5亿吨标准煤，是1975年的6倍。

到20世纪末，改革开放后的20多年中，相对GDP的高速增长而言，中国能源需求的增长速度还相对较为缓慢：单位GDP能源消费强度持续下降，实现了“经济翻两番，能源翻一番”的巨大节能成就，2000年较改革开放之初的1978年下降了约60%。然而，进入21世纪以来，中国能源需求的增长呈现明显的“提速”趋势，2001年单位GDP能源消费强度的下降趋势出现反弹。此后能源消费增长的速度多次超过GDP的增长速度，能源消费总量快速增长并屡次突破经多次调整的政府规划预期值，导致了能源供应能力的紧张：“十五”期间，一度出现了“煤电油运”全面紧张的局面；进入“十一五”以来，2006年和2007年能源消费总量分别为24.6亿和26.5亿吨标准煤，较前一年的增量分别达2.4亿和1.9亿吨标准煤，其中煤炭消费年增长量均超过1.5亿吨标煤；与此同时，石油进口依存度也在不断增长，能源安全问题愈发突出。

2010年，中国能源消费总量达32.5亿吨标准煤，同比增长5.9%，节能形势依然严峻。其中，煤炭消费量增长5.3%，原油消费量增长12.9%，天然气消费量增长18.2%，电力消费量增长13.1%。全国万元人民币国内生产总值能耗下降4.01%。

国家能源局成立以来发布的第一份能源行业分析报告——《中国能源发展报告2009》中指出，经济减速使短期能源需求增速下降，而新增产能又继续增长，2009年中国能源供需关系将进一步趋于宽松。

从全球角度看，尽管目前中国GDP和能源需求总量已经十分巨大，但由于人口基数大，人均GDP水平和人均能耗尚低于世界平均水平。根据国际经验，在人均GDP不到2万美元时，各国人均能耗一般会随着人均GDP的增长而增加。这意味着，随着未来中国人均GDP的进一步增长，人均能耗和能源需求总量还将持续增加，这势必将给中国能源供应造成更为严峻的挑战。

图3.12　中国单位GDP能源消费强度的历史变化情况

（单位：吨标煤/万元GDP＠2000年价格）

图3.13　1991～2008年中国GDP和能耗变动情况

图3.14　中国实际能源消费总量和多次修改的政府规划预期值

图3.15　人均一次能源消耗和人均GDP的国际比较

图3.16　2010年世界不同国家人均一次能源需求（单位：吨标准油/人）

二、中国能源需求的结构

图3.17为我国2005年的能流图^[1]，清楚地表述了我国一次能源的供应量及其来源（自产及进口）以及能源消费在主要终端部门的分布情况。从图3.17可以看出，工业及建筑业是我国终端能源消费的大户，占总量的四分之三以上。由于我国仍处在快速工业化阶段，基础设施建设量大，能源消费以工业及建筑业为主的状况将长时间维持。

煤炭是中国能源体系的支柱。中国60%以上的一次能源需求由煤炭来满足，包括发电站使用的大部分燃料以及工商业和家庭所消费的大量终端能源。实际上，由于对电力的需求高涨，而中国近80%的发电量来自燃煤发电，因此，近年来煤炭在整体燃料构成中的重要性在不断提高。石油需求也在快速增长，2005年石油在一次能源需求中的比重高达19%。另外，由于很多农村家庭一直在使用薪材和秸秆来烹饪和采暖，因此生物质仍然是一种重要的能源来源。但是，生物质在一次能源需求中的比重仅为20年前的一半。天然气和中国众多的水电站工程分别只占2%，核电占一次能源的比重不到1%。尽管其他可再生能源的增长十分迅速，但其所占的比重仍然较小。

图3.17　描述2005年中国能源基本结构的能流图（单位：亿吨标准煤^[2]）

图3.18　中国2010年的一次能源需求总量达到18.46亿吨标准煤

中国在全球能源市场中扮演的角色越来越重要。2009年，尽管中国仍是一个主要的煤炭出口国，但它同时也已成为以气煤^[3]为主的煤炭净进口国。所进口的煤炭虽然只是满足国内的一小部分需求，但足以让国际贸易中对气煤的需求急剧增长。中国从2006年开始进口液化天然气。随着进口能力增加，进口量逐步上升，到2010年，中国进口液化天然气达936万吨。

作为世界第六大石油生产国，在20世纪90年代初之前，中国一直是石油净出口国。但到了2010年，中国已经超过美国和日本，成为第一大石油进口国。

2009年中国石油表观消费量^[4]仅次于美国，位居世界第二。2009年中国石油净进口量21 888.5万吨，石油表观消费量40 837.5万吨；原油净进口量19 862.0万吨，原油表观消费量38 810.9万吨。2009年中国石油进口依存度达到53.6%，其中原油进口依存度达到52.5%，原油净进口对外依存度为51.2%。2009年各油品需求增长变化呈现各不相同、差异较大的特点。全年成品油（气煤、柴油）表观消费量2.21亿吨，同比增长2.5%。其中，汽油、柴油、煤油表观消费量分别为6 704.9万吨、13 859.8万吨和1 497.0万吨，分别增长5.5%、—0.2%、17.0%。

图3.19　2010年中国各省份的能源生产和消费情况

三、中国能源供给的特点

国家仍然直接调控着能源行业。自20世纪80年代以来，为了顺应所有制和经济体制改革，中央政府已将较小企业的所有权下放给地方政府，并允许非国有企业进入能源行业的某些领域。后一趋势的一个主要体现就是小型非国有煤矿的快速发展，但这些煤矿现在已经成为关停并转计划的重点整治对象。不过，考虑到地方政府促进就业的压力，此计划的进展速度并不能确定。在满足周期性的需求上升方面，小型煤矿起到了至关重要的作用。神华集团计划2011年的煤炭产量高达3.6亿吨。尽管在2010年80%的煤矿都是属于乡镇企业的小型煤矿，但大型国有企业仍然占到煤炭总产量的近50%。在中国，石油、天然气以及电力行业都是由大型股份制企业控制的。它们中的大部分已经将最盈利的子公司在海外上市，但政府（国有资产监督管理委员会）是其最大的股东。企业高层职位的任命接受政府的指导，但在实际运营中，这些大企业的独立性日趋增强。

以下三家大型企业主导中国的石油和天然气行业：中国石油天然气集团公司（中石油）、中国石油化工股份有限公司（中石化）和中国海洋石油总公司（中海油）。2010年，这三家企业的产量共占全国石油总产量的88%，天然气总产量的94%。在电力行业中，国家电网和中国南方电网负责经营跨地区电网，而中国华能电力集团则是发电行业的龙头企业，其2011年的预计总发电装机容量将突破9 000万千瓦，占中国总发电装机容量的8%。五大中央电力公司的总计发电装机容量占全国发电装机容量的36%，此外，还有多家大型地方电力公司，如上海地区的申能（集团）有限公司。

（一）石油供应

中国2010年新增石油探明地质储量11.5亿吨，新增探明技术可采储量约2.1亿吨。同期，天然气新增探明地质储量5 945.5亿立方米，新增探明技术可采储量2 875亿立方米。截至2010年底，全国石油累计探明地质储量为312.8亿吨，相当于全球储量的1.2%^[5]，剩余技术可采储量31.4亿吨，同比增长6.5%；天然气累计探明地质储量9.3万亿立方米，剩余技术可采储量3.9万亿立方米，同比增长3.7%。已发现油田的最终可采资源量估计为573亿桶^[6]。据IEA估计，中国待开采石油量接近290亿桶，此外还要加上储量增长和待发现油田的产量。中国的石油储量主要分布在以下五个沉积盆地^[7]：渤海湾盆地（35%）、松辽盆地（22%）、塔里木盆地（12%）、准噶尔盆地（11%）和鄂尔多斯盆地（6%）。这五大盆地的所有储量几乎都分布在陆上，只有渤海湾盆地有一部分海上油田。位于松辽盆地的大庆油田是中国目前最大的油田。尽管从1960年便已投产，但在中国剩余的探明储量和控制储量中，大庆油田仍占到了14%。在其余的大油田中，大部分都是在20世纪60年代和70年代发现的，现在也已经步入成熟期。

2010年中国生产原油近2.0亿吨，同比增长6.9%，其中约有90%来自陆上油田。2010年中国石油产量仅次于俄罗斯、沙特阿拉伯和美国，成为全球第四大原油生产国，占世界原油总产量的5.4%。

目前中国的石油产量主要集中在7个由若干邻近油田构成的油田群。其中大多数油田群的枯竭率已超过50%；其余的国内产量则零散地分布在许多中小型油田。中国共有492个在产油田，其中最大的11个油田的产量占全国总产量中的比重接近一半。在这11个最大型的油田当中，只有塔河油田的产量尚未达到高峰。在已知的油田中，约有一半的探明储量和控制储量已被开采。IEA估计，中国的常规石油产量预计仅会略有增长，2012年将稳定在390万桶/日左右。在此之后，常规石油产量将逐渐下降，2030年将降至270万桶/日。届时，冀东南堡油田预计将在其中占据相当高的比重，在常规石油产量中平均占到7%。

2010年中国的原油进口量达到2.393亿吨，超过中国石油消费总量的50%左右。在原油进口量中，来自中东和非洲的供应占到近80%。中国最大的原油进口供应国是沙特阿拉伯和安哥拉，它们在中国进口市场中的份额均在16%左右。由俄罗斯供应的石油需要完全依靠铁路运输，目前占中国进口总量的11%。2007年开始，一些新的国家加入到了石油供应国行列之中，其中包括苏丹、哈萨克斯坦和赤道几内亚。2010年中国的成品油进口量在3 688万吨，其中三分之二为燃油。

图3.20　中国的石油和天然气资源及供应基础设施

图3.21　2010年中国从各产地进口的原油量

IEA预测，由于需求量迅速超过产量，中国的石油净进口量预计将在2015年和2030年分别增至710万桶/日和1 310万桶/日。到2030年，中国的石油进口量将与欧盟持平，对进口石油的依存度将从目前的50%左右增至80%。

图3.22　IEA预测的中国石油供需平衡

（二）天然气供应

截至2009年底，中国天然气资源量为47万亿立方米，可探明的资源量为22万亿立方米（按可探明率46.8%计）。经评估，天然气可采资源量为14万亿立方米（按可采率63.6%计）。截至2009年，我国天然气探明储量已达4.7万亿立方米，探明可采储量3.1万亿立方米。根据IHS能源集团提供的数据，估计中国已确定气田的可采储量、探明储量和控制储量大约要高出30%，达到5万亿立方米左右。据IEA估计，中国80%的探明储量和控制储量是非伴生天然气，其中近90%为陆上储量。

天然气储量主要位于以下五个沉积盆地：鄂尔多斯盆地（27%）、四川盆地（23%）、塔里木盆地（19%）、渤海湾盆地（8%）和松辽盆地（7%）。其余的16%分布在大约10个盆地的小型储层中。鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和松辽盆地在陆上非伴生天然气储量中占据了大部分比重，因此，这些盆地将是未来天然气的主要产地。

渤海湾盆地的大部分天然气储量是成熟油田的伴生天然气。渤海湾盆地离中国的消费地区最近，因此其枯竭率最高。在近10年中，中国共发现了227个天然气气田，相当于1997年之前发现的气田数量的35%左右。但最近发现的气田的储量超过了此前发现的所有气田的总储量。近来发现的最大的气田是在2000年发现的苏里格气田，其探明储量与控制储量为4 660亿立方米。

2010年中国全年天然气产量接近950亿立方米，增长12%。其中约60%的产量来自133个陆上非伴生气田；其余部分则来自其他370个气田。从20世纪90年代中期才开始投产的海上气田目前占总产量的15%左右。在目前的190个在产气田中，约有173个是在20世纪90年代之前发现的。只有少数气田达到了产量高峰，这意味着现有气田在预测期内仍然有相当大的产量潜能。大量储量丰富但尚待开发或最近刚开始开采的气田（如克拉2号气田和苏里格气田）在总产量中所占的比重将逐渐增加。根据IEA估计，中国的天然气产量预计在2015年将达到1 030亿立方米。2020年的产量预计将达到1 180亿立方米，此后开始下降，到2030年将降至1 110亿立方米。

（三）煤炭供应

中国的剩余煤炭资源总量为1 003万亿吨，仅次于俄罗斯。这些资源已完成勘探和测绘，但只有1 150亿吨可以认为是探明储量^[8]，以目前产量水平来计算，储采比^[9]在50年左右。一项最新的评估认为，中国煤炭探明储量可能高达1 920亿吨。中国的主要需求中心是工业化程度较高的东部和东南部地区，而煤炭资源大都分布在远离这些需求中心的地区。中国的西北省份拥有约80%的煤炭资源，包括山西、内蒙古、陕西、新疆、宁夏、河北、甘肃和青海。山西省的硬炼焦煤储量最丰富，为260亿吨，占中国资源总量的38%。仅有6%的煤炭资源分布在沿海省市。因此，一些煤炭必须经过长途运输才能到达消费市场，这不仅造成全国铁路系统拥堵，成本也会大幅上涨。

图3.23　中国的煤炭资源（包括亚烟煤^[10]、高挥发分煤^[11]、褐煤^[12]、无烟煤^[13]）

中国最重要的煤田是在侏罗纪^[14]时期形成的，储量约占已知储量的60%。这些煤田生产的高品质汽煤通常具有挥发分高、灰分低（5%到10%）和含硫量低（不到1%）等特点。在更为久远的石炭纪^[15]和二叠纪形成的煤炭也非常重要，其中包括无烟煤、高挥发分烟煤以及品质较好的中等挥发分炼焦煤等。在这两个时期形成的煤炭的灰分^[16]和含硫量差别相当大。原煤灰分在20%和40%之间均属于正常，而含硫量有可能低于1%，也可能达到5%甚至更高。在中国，几乎所有煤炭都深埋在地下，只有少量可以露天开采。虽然目前开采的煤炭的平均含硫量基本处于较低和中等之间，但在中国北部，煤炭含硫量会随深度的增加而增加，这表明煤炭含硫量会随时间的推移而逐渐升高。灰分也可能会增加，因为煤层越深，开采出来的煤炭就越难通过洗煤程序去除杂质。中国煤炭的平均发热量低于在国际上进行交易的煤炭，但与许多其他国家生产的煤炭基本相当。中国煤炭的平均发热量为5 400千卡^[17]/千克，而美国的煤炭为5 600千卡/千克。

自2000年以来，为了满足强劲的需求，中国的煤炭产量出现了急剧增长，2010年达到了33亿吨左右。从数量来看，气煤目前在煤炭总产量中占近90%，其产量增速要快于炼焦煤。预计今后山西省仍将是最重要的产煤大省，而内蒙古、陕西、宁夏和贵州的产量也将大幅增长。2030年沿海省份的产量只有3.21亿吨标准煤，将在2010年基础上增长28%，但在中国总产量中的比例仅为10%，而2010年为15%。

图3.24　IEA预测未来中国的煤炭供应

（四）电力供应

中国是世界上仅次于美国的第二大电力市场。中国的人均电力消费量约为经合组织国家平均水平的五分之一。中国电力装机2010年底突破9亿千瓦，比上年增长10.34%；发电量增长13.3%，为4.141万亿千瓦时，其增速较国内生产总值（GDP）的增速快约30%。发电量在各省市的分布并不均衡，10个发电大省占到总发电量的62%。

中国政府从20世纪80年代中期开始逐步推进电力投资体制的改革，使多种投资都可以进入发电领域，不再单纯依靠中央政府的投资。1997年，电力部的大部分资产被划到新成立的国家电力公司名下，包括几乎所有电网以及40%的发电容量。2002年，国家电力公司被拆分成2家输电公司和5家发电集团。中国国家电网公司（SGCC）和中国南方电网公司（CSG）分别覆盖了全国市场的80%和20%左右。为了确保各发电集团在每一个地区至少保证20%的市场份额，五大发电集团最初各自划分到了约20吉瓦^[18]的装机容量。来自于民营企业的投资在发电行业中扮演着越来越重要的角色，通常是通过与地方或国有公司合资的方式。

2002年，中国国家电力监管委员会正式成立，标志着向独立电力监管迈出了重要的一步。但是，由于中国国家发展和改革委员会在能源政策制定、出台相关规划和项目审批中发挥着主导作用，因此国家电力监管委员会的监管独立性有限。

最近20年，中国史无前例的经济增长导致电力需求快速增长。而电力供应有时无法跟上需求增长的步伐。2002～2005年期间曾频繁发生电力短缺问题，特别是在经济增长非常迅猛的地区，如上海市、江苏省、福建省、安徽省和广东省。2006年，随着发电容量增长超过100吉瓦，大多数地区的供需再度回归平衡状态。由于输电能力存在制约或恶劣的气候条件，少数地区仍然面临着短缺风险。中部和西北部等其他地区则有一定量的剩余发电容量。

国家电力监管委员会2011年5月5日发布的《电力监管年度报告（2010）》透露，2010年全国全口径发电量为42 280亿千瓦时。其中，发电量增幅最高的是风电，年发电量达到501亿千瓦时，较2009年增长81.41%；其次是水电，2010年全年发电量为6 863亿千瓦时，同比增长20.05%。2010年全社会总用电量为41 923亿千瓦时。全国电煤供需总体平衡，相对宽松，部分地区阶段性偏紧，燃煤电厂电煤库存全年呈前低后高走势。

根据IEA的预测，预计中国的发电总量将以年均4.9%的速度增长，2010～2015年期间，预计年均增长率为7.8%，远高于2015～2030年期间3.1%的年均增长率。中国到2030年的发电量将达到8 472太瓦^[19]时，相当于目前经合组织北美地区和欧洲国家的总发电量。预计发电容量增长将略慢于需求增长。这是因为输配电损耗以及自身用量所占的总比例有望从目前的20%逐步下降到2030年的16%。2010年，燃煤发电量占到电力供应总量的80%。中国是全球燃煤发电比重最高的国家之一，但仍然低于澳大利亚、南非和波兰等国家。

中国新增的燃煤发电量仍将以煤粉技术为主。由于超临界蒸汽循环技术在效率和排放方面具有优势，有望在将来发挥更重要的作用。在采用先进的燃煤发电技术方面，中国已经通过建设规模更大、效率更高的世界一流发电厂取得了长足的进步。

近年来，中国新建了多座超临界发电厂，目标是使其发电容量达到约100吉瓦。预计到2030年，燃煤发电的平均效率将从2010年的33%提高到39%。石油发电的比重有限，2010年仅占总发电量的2%。预计到2030年，这一比重将下降到不足1%。2010年，燃气发电占总发电量的1%。虽然在目前的市场条件下燃气发电不如使用煤炭有竞争力，但中国正在致力于实施促进电力燃料构成多样化和减轻本地空气污染的政策，这可能会提升某些地区的燃气发电比重。IEA预计中国到2030年的燃气发电量将达到313太瓦时，占总发电量的近4%。

2010年中国新增装机容量18 927.99兆瓦，同比增长73.3%，累计装机容量达到44 733.29兆瓦，两项指标均居世界第一位。由于我国风电装机容量基数快速增长，虽然新增数额很大，但其连续五年翻番的业绩未能延续到第六个年头。分区域统计显示，华北地区累计风电装机容量达到27 500兆瓦，仍然位列第一，并且和其他地区相比，其领先优势逐步扩大。其他区域排名依次为西北、东北、华东、中南、港澳、西南地区。各区域的累计和新增风电装机容量，与我国风资源分布及国家规划呈现吻合走势。华北、西北、东北等千万千瓦级风电基地密集的地区，发展势头仍然迅猛。按省份统计，累计风电装机容量前十位排名为：内蒙古、甘肃、河北、辽宁、吉林、山东、黑龙江、江苏、新疆、宁夏。甘肃省风电装机容量迅速增加，从上年的第七位升至第二位，山东省2010年被正式确定为第八大千万千瓦级风电基地，其排名首次超越黑龙江省。值得注意的是，陕西、安徽、天津、贵州和青海实现了风电装机零的突破，这些省份共增加了481兆瓦的容量。而北京、江西、广西在2010年则止步不前，没有新增一台风机。

图3.25　2010年中国风电装机容量统计

图3.26　IEA预计中国2010～2030年期间的发电量

IEA预计，中国发电容量和输配电能力都将继续快步增长。电力生产投资将使发电容量增加1 312吉瓦，这比目前美国的发电装机容量还要高。到2030年，中国的发电装机容量将达到1 775吉瓦，几乎相当于目前美国和欧盟的装机容量之和。

图3.27　IEA预测的中国2010～2030年期间的新增发电容量