鉴于中国能源消费增长快于能源生产增长的现实，我们必须继续加强能源工业的建设和改造，增加能源供应能力。为了能源供应安全和经济可持续发展，中国必须采取各种有效措施，充分挖掘国内能源资源开发潜力，增加能源产量和优化能源供应结构。今后中国能源发展的主线仍然是调整和优化能源结构，重点要解决石油供不应求的矛盾，开拓煤炭优质开发利用的新路子，提高天然气、水能、核能等清洁能源以及优质能源和可再生能源的比重。对应于能源需求结构的变化，能源供应将呈现出以下特点：首先是以煤炭为主的能源供应格局短时间不会改变，其次是国内石油天然气供应不足将日益突出，再次是水电、风电等新能源将会加速发展。
   （一）常规能源供应预测
    1.煤炭供应预测
    中国的煤炭资源与国内石油、天然气、水能和核能相比，占有绝对优势，目前中国的一次能源构成中，煤炭占70%以上，这就决定了中国以煤为主的主要能源供应和消费格局在短时期内不会改变。
    2003年全国共有各类煤矿2.8万处，其中，国有煤矿3000处，乡镇煤矿2.5万处。共生产煤炭16.7亿吨，其中，国有煤矿生产11.2亿吨，占全国煤炭产量的67%；乡镇煤矿生产5.5亿吨，占全国煤炭产量的33%。
    通过重点调查研究分析，2003年国有煤矿的估算生产能力为10.9亿吨/年，其中，国有重点煤矿为8.1亿吨/年，国有地方煤矿为2.8亿吨/年。煤炭管理部门从来没有核定过乡镇煤矿的生产能力，由于其生产能力不稳定，一般都以实际产量作为乡镇煤矿的生产水平。目前通过专项整治的乡镇煤矿有2.5万多处，生产能力为6亿吨左右。综上所述，2003年全国现有煤矿的生产能力为16.9亿吨左右。
    经过对2003年底现有国有重点煤矿资源和生产状况分析，预计2010年和2020年供应能力分别为7.8亿吨和7.1亿吨。预计2010年和2020年国有地方煤矿供应能力分别为2.7亿吨和2.4亿吨。根据以上分析，2010年和2020年国有煤矿供应能力分别为10.5亿吨和9.5亿吨。
    据有关材料统计，截至2003年底，全国在建国有煤矿规模为2.5亿吨。预测在建煤矿投产后，2010年和2020年的供应能力为分别为2.5亿吨和2.3亿吨。2003年底全国乡镇煤矿在建规模为1.8亿吨，由于乡镇煤矿建设周期和服务年限都较短，生产能力不稳定，衰老报废规模大，新投产能力和报废能力基本相抵，预计2010年前乡镇煤矿产量将维持在6亿吨左右。2020年乡镇煤矿的产量将调控到3.2亿吨。
    综合以上分析，2010年和2020年全国现有煤矿和在建煤矿的供应能力分别为19亿吨和15亿吨。
    根据煤炭需求预测以及2003年底全国现有和在建煤矿供应能力的分析，2010年和2020年全国煤炭需求量和分析的煤炭供应量分别有3亿吨和10亿吨左右的缺口。因此，2010年和2020年全国需要规划新增产能3亿吨和10亿吨，以实现煤炭的产需平衡。在2005年煤炭供需出现缺口的情况下，煤炭供应紧张，煤价上涨，将刺激国有煤矿加快扩建和技术改造增加产量，特别是乡镇煤矿产量增长幅度会更大，估计虽然煤炭供应紧张，但仍可基本满足需求。
    煤炭的地区平衡和运输量预测。中国煤炭资源主要分布在西北部，而煤炭消费重心在东南部，从而形成了“北煤南运、西煤东调”的格局。晋、陕、蒙的煤炭主要调往华东、中南、京津冀和东北地区以及用于出口，贵州煤炭主要调往湖南、广西等地。2004~2020年，“三西”（山西、陕西和内蒙古西部）地区仍是中国煤炭主要调出区，为保证今后“三西”地区煤炭调出量的增加，需要相应增加煤炭铁路运输能力。按照铁路部门规划安排的煤炭运输量，基本可以满足“三西”煤炭调出量。从以上煤炭外运量和铁路煤炭外运能力来看，各时期两者基本一致，外运能力没有多少富余量。因此建议，应适当增加铁路和水运能力，留有一定备用系数，主要基于以下两方面考虑：一是经济发展的波动性，如2002年以来的煤运紧张局面；二是煤炭需求量预测是充分考虑技术进步、节能、清洁优质能源的供应量等因素。一旦这些预期目标不能实现，煤炭需求将增大、外运量增加，现规划的运力将不能满足要求。
    2.石油供应预测
    东部地区是中国最重要的石油生产供应基地，原油产量占全国的73%，截至2002年底，已累计采出34.21亿吨。目前，东部地区大多数油田已进入开发的后期阶段，稳产难度很大。但据勘探开发成果分析，东部地区石油资源量较全国第二轮油气资源评价结果有明显增加，资源勘探潜力仍然很大，说明在今后一段时期，东部地区仍然是中国的主要产油区。今后的重点工作是深化老区精细勘探和提高原油采收率，提高未动用储量动用率。力争在2000年动用探明储量的基础上提高采收率1.5%~2.0%，增加可采储量2.25亿吨以上，并提高难采储量的动用率，延长油田稳产期。
    西部地区包括中部、西北和青藏三大石油资源区。据中国2000年底的油气资源评价结果，西部地区有石油资源量367.6亿吨，目前尚有300亿吨以上的石油资源有待探明，资源探明程度低，总体上处在勘探初期，是中国石油工业增储上产的主战场和战略资源接替基地。西部地区的油气资源勘探开发应充分利用国家政策支持，吸引国内外资金、技术和人才，以市场为导向。继续按照突出石油勘探、推进风险勘探的原则，按照战略展开、战略突破、战略准备三个层次落实勘探部署。以鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、柴达木等盆地为勘探主攻目标，立足大的突破、大的发现，力争寻找到一批规模储量区和产量接替区。在油田开发方面，应用深层和特殊类型油藏开采技术，适时扩大建设原油生产能力，尽快在鄂尔多斯油区、新疆油区找到三个3亿~5亿吨的大油田或油田群。
    中国近海海域石油资源丰富，东海、渤海湾、珠江口、北部湾等11个大中型盆地的石油资源量占全国总资源量的24.1%。截至2003年初，累计探明石油地质储量为18亿吨，可采储量为3.9亿吨。从整体上看，海域石油资源探明程度只有7%，储量替代率达到157%，特别是蓬莱19-3等大型油田的发现，使渤海海域展现出广阔的勘探开发前景，中国的海域将是石油工业的一个重要战略接替区。海域石油开发工作重点是：一方面加强渤海、南海和东海海域石油勘探开发，努力增加储量；另一方面要合理有效地动用已探明储量，特别是加速蓬莱19-3等大型油田的开发，迅速提高原油产量。
    根据石油资源的区域分布特征，中国石油工业的发展思路应是：东部挖潜，延长稳产期；西部加大投入，实现增储上产的发展；海域加快勘探，早日实现快速发展。
    综上所述，中国有可供开发的资源发展本国石油工业，但从经济实力和现有石油勘探装备水平分析，今后20年要大幅度增加石油储量和产量是困难的。当前的首要任务是，迅速增加探明可采储量，提高储采比，以确保原油增产有足够的后备工业储量。
    对原油产量预测有不同理解，目前主导方案认为：在2010年前后，国内原油产量达到高峰，高峰原油产量不超过2亿吨。可以形象地说，2亿吨就像国内原油产量曲线的渐进线，只会在某一时间逐步靠近，而后再远离，不会交叉。按照这种认识，2020年中国国内原油产量约在1.9亿~2亿吨，即年均增加160万吨左右，届时石油对外依存度将接近60%左右。因此，要求进一步加强节能工作，使年均节油率达到3%左右，年节约原油14亿吨标准煤。
    另外一种理想的方案认为：中国主要石油资源可以划分为东北石油区、西部石油区、东部石油区和海上石油区。东北石油区包括大庆、辽河、吉林油田，2020年原油产量可能保持在6000万吨左右。西部石油区包括克拉玛依、塔里木盆地、柴达木盆地、吐—哈地区。如果加强规划，加大投资力度，2020年原油产量也可能达到6000万吨左右。东部油田区包括胜利、大港、中原、河南、江汉、江苏等所有其他陆上油田，通过提高采收率技术的持续应用和技术进步，2020年原油产量也有可能保持在5000万至6000万吨左右。海上石油区包括渤海、东海、黄海和南海。如果通过鼓励各大石油公司、外国石油公司积极投入力量，2020年海上油区的原油产量有可能达到5000万至6000万吨。如果这些目标实现了，2020年国内原油产量就有可能达到2.2亿~2.4亿吨。
    3.天然气供应预测
    中国天然气总储量为43万亿立方米，其中，陆上为30万亿立方米，主要分布在中西部。在中国能源结构中，煤炭在一次能源生产和消费中的比重均高达72%。大量燃煤使大气环境不断恶化，发展清洁能源已迫在眉睫。“西气东输”工程就是在此意义上开工的。
    “西气东输”工程指从西部四大气田向中、东部地区输送利用天然气，主要干线有四条：第一条是塔里木盆地—上海管线。管道途经十数省，终点至上海，全长4200公里，该段工程已于2004年初完工，并实现了向上海商业供气，预计2010年运输量将达到每年199亿立方米，主要向郑州以东地区供气。第二条是柴达木盆地涩北—西宁—兰州，全长950公里，年输气能力为20亿立方米。第三条是四川忠县—武汉，全长738公里，主供湖北、湖南，年输气能力为30亿立方米。第四条为扩大陕西的供气范围，在已建成的陕京管线上，增建加压站，提高输气能力，将年供气能力由20亿立方米增加到30亿立方米，在保证北京的供气前提下，供应河北、山东两省。此外，中国的天然气运输线还有东北的俄气南下和来自印尼的LNG项目经南中国海传输到东南沿海诸市。因此，城市燃气运营商大量集中于天然气和LNG干线附近，在天然气覆盖不到之处，由LNG补充。而煤气市场因为环保，正在逐步萎缩。
    随着天然气探明储量的快速增长，陆续投产了大池干、双家坝、龙门、五百梯、靖边、崖13-1等一批大中型气田，中国天然气产量快速增长，已初步建成川渝、长庆、南海西部三大天然气生产基地。
    目前中国有60多家天然气生产企业。其中，2002年产量在1亿立方米以上的企业有28家，在5亿立方米以上的企业有15家，在10亿立方米以上的企业有9家，超过30亿立方米的企业有3家。中国石油天然气股份公司（中国石油）西南油气田分公司2002年天然气产量达到87.61亿立方米，占全国天然气总产量的26.8%，是中国天然气产量最大的生产企业；其次是中国石油长庆油田分公司，2002年产量为39.14亿立方米，占全国天然气总产量的12.0%；中国海洋石油（中国）有限公司湛江分公司居第三位，2002年产量为31.55亿立方米，占全国天然气总产量的9.7%。中国主要天然气生产企业还有中国石油大庆油田有限责任公司、中国石油新疆油田分公司、中国石油青海分公司、中国石油辽河油田分公司、中国石油吐哈油田分公司和中国石油塔里木油田分公司等。
    2002年中石油和中石化两大集团新增天然气探明储量4250亿立方米，天然气产量达274亿立方米，约占全国总产量的87%。中国石油天然气集团在中国西部地区寻找新的战略性资源取得重大突破，共发现5个亿吨级、15个5000万吨级新油田，川渝、鄂尔多斯、新疆、青海四大天然气产区全面丰收，新增天然气地质储量为3352亿立方米。
    就国家天然气发展总体规划看，在现有的60多个已通天然气城市的基础上，2010年发展到270个城市，21世纪中期，全国65%的城市都将通上天然气。此外，各级地方政府在发展城市燃气方面也非常积极。由此可见，无论是下游的市场空间还是上游的资源储备，天然气都具备大发展的条件。
    预计未来15年中国天然气需求呈爆炸式增长，平均增速达11%~13%，预计到2010年天然气需求量将达到1000亿立方米，产量约800亿立方米，缺口将达到200亿立方米以上；到2020年天然气需求量将超过2000亿立方米左右，而产量仅有1000亿立方米，另外的50%将依赖进口。
    天然气出口愿望强烈的俄罗斯和中亚国家将成为中国天然气进口的重要来源。向中国这个市场放量输出天然气，俄罗斯“预谋”已久。俄远东地区天然气管网规划已有眉目，该规划最早于2005年12月、最迟2006年年初将获得俄罗斯联邦政府的批准。而来自中亚国家的天然气已经捷足先登。中国在哈萨克斯坦的第一条天然气管道已于2005年10月全线贯通并正式投入运营。
    俄罗斯可能销往中国的天然气将来自西西伯利亚、东西伯利亚和哈萨林。这三地供给中国的气量有望分别达到300亿立方米、200亿立方米和100亿立方米，而中亚可能向中国出口的天然气量是300亿立方米。
    因此，乐观的估计是中国最终在全球范围内陆上可供引进的天然气将达到700亿立方米，而通过液化天然气(LNG)形式输入中国的天然气可望达到670亿到800亿立方米。这样算下来，1500亿立方米的天然气引进规模可以预期，它远远超出1000亿立方米的缺口量。从陆上和海上引进天然气的比例应在1∶1至2∶1，陆上通道的安全性显然优于海上。
    另外，中国周边国家俄罗斯、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦天然气资源丰富，这些国家每年尚有400亿~600亿立方米产能的天然气需寻找新市场。中国已与上述各国进行了多年的向中国输送天然气的可行性研究工作。
    4.电力供应预测
    中共十六大提出的21世纪前20年进行全面小康建设，实现国民生产总值翻两番，电力的发展要与这个总体目标相适应。
    21世纪前20年，电力建设和改造的规模将达到9亿千瓦左右，需要建设的输变电工程220千伏及以上达40万公里左右，变电容量达16亿千伏安以上。到2020年相应需要的发电用煤炭在18亿吨以上，需天然气400亿立方米，为此机械制造行业要提供相应规模的发电、输变电设备。同时每年向大气排放的二氧化碳达46亿吨；二氧化硫达3000万吨，而要把这3000万吨降到1000万吨以内，电力建设所需要投入的资金约在9万亿元左右。
    中国的能源资源特点决定了中国以煤为基础、以电力为中心的能源发展方针。在电力结构中，同样也是以煤为基础，煤电在中国电力装机和发电量的比重以往一直在70%和80%以上，即使到2020年，通过调整结构，煤电的比重仍在60%以上，电量在70%以上，而世界平均水平不到40%。
    大量的煤电带来煤的供应问题、运输问题和环境问题，因此对于用煤发电，必须认真贯彻“优化”发展的方针。所谓优化，也就是要在提高发电效率、减少污染、合理布局等方面进行优化。计划使全国平均供电煤耗从2000年的每千瓦时397克标准煤降到2010年的360克标准煤和2020年的330克标准煤。与2000年相比，相当于节约3.5亿吨原煤。
    水电是清洁能源，是可再生能源。中国水电资源丰富，理论藏量为6.94亿千瓦、2.92万亿千瓦时。技术可开发容量为5.42亿千瓦、2.47万亿千瓦时，按2004年火电煤耗每千瓦时379克标准煤计算，相当于年产8.5亿吨标准煤。
    建国以来中国一直重视水电开发，但由于受到技术、资金等制约，开发速度一直不快。2004年，中国水电装机虽达1.07亿千瓦，居世界第一，但与中国水电资源相比，其开发率还是比较低的。中国要进一步加快水电开发，特别是国家实施了西部大开发战略，电力贯彻了西电东送和全国联网的发展方针，中国水电开发在经过了技术条件制约、资金制约之后，又相继克服了市场条件的制约，已为中国水电的深度开发创造了很好的外部条件。
    因此在“十一五”规划和2020年长远规划中，对于水电开发给予了高度重视，并继续实施“大力开发水电”的方针。规划到2010年水电装机达1.7亿千瓦，发电量达5900亿千瓦时，使水电开发率达23.8%(装机31.4%)，超过世界平均水平。规划到2020年水电装机达2.6亿千瓦，发电量达9300亿千瓦时，水电开发率达37.8%(装机48%)，其开发率达到中等国家水平。
    核电是安全清洁的能源。核电是当前世界上唯一技术成熟可以实现大规模减排温室气体的重要途径。发展核电是中国能源的重要战略选择，是中国电力结构调整的重要方面。核电应当加快发展，不仅在东部沿海经济发达地区要加快核电发展，而且在中部缺电、交通紧张的地方更应当加快核电的发展。
    “十一五”规划中，对于核电的发展，改变了以前的“适度”、“适当”发展方针，而确定为“加快核电发展”的方针。当前中国电力结构中，与发达国家相比，主要差别在于气电和核电的比重低得多。目前核电在中国装机中只占到1.7%，电量只占到2.5%，但预计到2010年核电比重还将下降1.34%和1.9%，比世界平均17%低得多，所以加快核电势在必然。
    规划到2020年把核电搞到4000万千瓦，只要技术政策、经济政策正确，就能调动各方面办核电的积极性，那么搞到5000万千瓦、6000万千瓦也是可能的。类比法国在1973年世界石油危机后政府下决心狠抓核电，用了不到20年建成了5000万千瓦核电，扭转了法国能源供应问题，到2020年还有15年，在中国再建5000万千瓦应当是可能的。
    适度发展天然气发电，这是符合中国国情的，中国天然气资源少，从探明储量的人均占有水平看，仅为世界平均水平的4.3%，仅占中国能源资源的0.3%。天然气的用途广泛，是清洁高效的能源，能用于发电的气量有限，到2020年也只能安排6000万千瓦左右，约需用气400亿立方米。全国总用气量若为2000亿立方米，则占1/5左右；若为1600亿立方米，则占1/4，这一比例是偏高的。天然气用于发电主要用于系统的调峰以及分布式能源系统，为此要相应地发展燃气轮机和微型机的制造国产化，以适应电力发展的需要。
    积极发展新能源发电，重点是风力发电与太阳能发电，以及生物质能发电。要积极推进新能源发电，规划到2010年发电1000万千瓦，其中风电为400万千瓦；到2020年发电4000万千瓦，其中风电为2000万千瓦。中国新能源资源丰富，风电的资源就超过中国的水电资源，应当像大力开发水电一样开发风电。积极开发新能源，是解决中国能源供应紧缺的重要途径。如风电，只要政策对头，中国风电每年增加200万~300万千瓦，15年增加3000万~5000万千瓦是可以做到的。德国从20世纪以来，风电连续每年新增200万~300万千瓦，相比之下，中国更应当能够做到。
    对于电力、煤炭、天然气等，也要与石油一样，向国际寻找补充的资源，例如可考虑与俄罗斯和蒙古合作，开发煤炭，建设火电和水电，到2020年由俄罗斯向中国输送火电和水电1000万~2000万千瓦，与蒙古、澳大利亚、南非、印尼等合作，在海外建立1亿~2亿吨左右的煤炭基地，在沿海布置3000万~4000万千瓦的电站；再考虑进口LNG1000万吨，建设2000万千瓦左右的电厂等。
   （二）新能源供应预测
    发展新能源将是中国能源提升与结构优化的关键与重要途径。中国能源的缺口如果不经过迅速发展新能源的途径解决，能源问题与能源安全将面临严峻的挑战，因此中国新能源必须成为中国能源未来发展的重要补充。
    1.生物质能
    中国生物质能资源丰富，分布广泛，开发利用潜力巨大，而且是减排温室气体成本效益最好的一种可再生能源。中国已经把生物质能开发利用放在可再生能源发展战略的优先位置，推进生物质能的商品化和现代化。
    中国可作为能源开发利用的生物质资源量目前约有70000万吨标准煤，其中，秸秆有12000万吨标准煤，薪柴有9000万吨标准煤；其余是人畜粪便、工业有机废水、城市垃圾和生活废水。今后，各种生物质资源都将逐步增加。
    目前，中国用于直接燃烧产热的生物质达21900万吨标准煤；实际使用的农户沼气池有763.7万座，产气25.9亿立方米；利用工业有机废水和禽畜粪便以及农业废弃物的大中型沼气工程有1000多处，产气10亿立方米；有蔗渣发电装机80万千瓦，以及尚未用于发电的村级秸秆集中供气示范工程388处，供气1.5亿立方米。
    中国生物质能将逐步减少直接燃烧产热利用模式，转向新技术利用，包括大中型沼气、气化、发电以及制取燃料乙醇。有关专家预测，到2020年，中国直接燃烧产热的生物质能消费量将减少到9000万吨标准煤，大中型沼气工程产气量为200亿立方米，生物质能发电装机达到1000万~1500万千瓦，商业化生物质制取液体燃料约300万吨；生物质能开发利用总量达到23000万~25000万吨标准煤，其中新技术利用14000万~16000万吨标准煤。
    2.太阳能
    20世纪90年代以来，太阳能利用是中国在可再生能源利用中发展最快的能源。太阳能热水器是中国近年来迅速发展的产业，其产品的生产与销售每年均以20%~30%的速度增长。目前中国约有1000个从事太阳热水器研制、生产、销售和安装服务的企业，2000年产量为610万平方米，销售产值为60亿元，成为世界上太阳能热水器生产最多的国家，中国制造的太阳能热水器性能已达到国际水平。预计到2020年，中国太阳能热水器产销量可达到20000万~25000万平方米。
    北方采暖区城镇和农村现有住宅建筑面积为23亿平方米，其中城镇中用火炉采暖的约15亿平方米；预计2020年上述类型的城镇和农村住宅建筑面积将达到50亿平方米，设想其中8%建设被动太阳房，则太阳房建筑面积为40000万平方米，是2000年（1800万平方米）的22倍。
    光伏电池发电是太阳能利用的发展趋势。截至2000年，全国光伏电池累计安装量为1.3万千瓦，资源已开发率仅为0.0025%。有关专家预计，随着价格的下降，竞争力增强，到2020年，中国光伏电池发电装机容量将发展到400万~800万千瓦。
    3.风能发电
    中国风能开发前景广阔，潜力巨大。中国风力发电装机容量由1990年2万千瓦增加到2000年34.4万千瓦。目前，风能资源已开发率仅为0.14%。中国风电发展落后于德国、西班牙、印度等国。专家预计，今后中国风电将以年均约15%~20%的速度发展，到2020年并网风电装机将达800万千瓦左右。
    4.地热能
    中国地热资源以中低温为多，已发现地热点2900多处，其中1600多处已开发利用，主要用于采暖、洗浴、养殖等。大陆可用于发电的高温地热资源分布在喜马拉雅地热带，已发现255个地热系统，总资源量约280万千瓦。截至2000年，中国地热资源(探明储量为316000万吨标准煤)中直接利用量为60万吨标准煤，利用率不足0.02%；地热发电装机容量为2.8万千瓦，资源已开发率仅为1.0%。其中西藏羊八井地热电站的装机规模为2.5万千瓦，其发电成本已低于柴油发电。
    近期，有关部门拟对羊八井地热发电装备进行完善和优化，同时努力完成滇西腾冲高温地热井施工。2005年前，主要是开发利用西藏羊八井深部高温热储，并建成西藏羊易地热电站和滇西腾冲高温地热电站，使地热发电装机达到4.0万~5.0万千瓦。
    远期考虑，预计到2020年全国地热电站累计装机为30万千瓦；同时积极推动地热的综合利用，不断开拓市场，使中国地热资源开发利用总量达到600万~1000万吨标准煤。
    5.海洋能
    中国从20世纪70年代开始利用潮汐能发电，在浙江、福建、广东、江苏、山东沿海已建有几座小型潮汐电站。其中浙江省乐清湾内的江厦潮汐电站，5台机组总装机容量为3200千瓦，涨退潮双向发电，水库面积为29.1平方公里，最大潮差为8.39米，年发电量为1070万千瓦时。目前，中国潮汐电站总装机容量约10800千瓦，并已具备设计和建设万千瓦级潮汐电站并提供成套设备的能力。在海洋波浪能利用方面，目前已安装用作航标灯电源的小型波力发电装置300多台，并有波力试验电站3座共40千瓦。正在建设两座波力试验电站，装机容量为200千瓦；1座潮流电站，装机容量为70千瓦。今后，中国在继续发展潮汐电站特别是建设大型潮汐电站外，将努力实现波浪、潮流发电商业化。专家预计，到2020年中国海洋能发电装机容量将达300万千瓦。

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