2030年中国能源圈什么样？看完这些图你就懂了
导读
3月1日下午，中国能源研究会发布了《中国能源展望2030》报告。报告主要以2014年为数据基准年，2020年为节点年，2030年为展望年。对中国能源生产、消费、贸易、基础设施建设和市场供需形势等进行了综合展望。小编已将报告中数据、信息进行了提取和梳理，方便大家一看究竟。
文/卢奇秀 贾科华(中国能源报记者)
◆2030年能源消费总量约53亿吨标准煤，2016-2030年均增长1.4%。人均消费3.9吨标准煤，接近2014年英国水平。
◆2030年非化石能源比重有望达到22%，煤炭消费占比可能大幅下降至49%。碳排放峰值可能提前至2025年。
◆2030年第三产业用能达到16.0亿吨标准煤，是能源消费增长的主要力量。居民生活用能将超过8亿吨标准煤，人均生活用能接近600千克标准煤。
▷经济增速放缓、产业结构深度调整及能源利用效率水平提高三种力量的综合决定了能源需求增速将加速放缓，2030年能源消费总量约53亿吨标准煤，2016-2030年均增长1.4%。
▷2030年人均消费3.9吨标准煤，接近2014年英国水平。
▷2030年非化石能源比重有望达到22%
▷2030年第三产业用能达到16.0亿吨标准煤，展望期内累计增加近10亿吨，年均增长5%，是能源消费增长的主要力量。
▷2030年居民生活用能将超过8亿吨标准煤，2016-2030年累计增长64%，年均增长3.4%。2030年人均生活用能达到592千克标准煤，约为当前美国人均生活用能水平的一半。
◆化石能源资源储量丰富，非化石能源资源开发潜力巨大。
◆2030年一次能源生产总量约43亿吨标准煤，2016-2030年均增长1.1%。
◆石油和天然气进口将持续增长，煤炭贸易在2020年后总体平衡，能源的净进口量仍将继续增长，2030年能源对外依存度接近20%。
▷化石能源资源储量丰富，非化石能源资源开发潜力巨大
▷2016-2030年均增长1.1%，2030年总量达到约43亿吨标准煤。
▷2030年能源对外依存度接近20%，煤炭进出口趋于平衡。
◆大气污染防治和应对气候变化决定了“减煤”是长期趋势。煤炭需求峰值可能已经过去，2030年煤炭消费量将减至36亿吨左右。
◆发电及热电联产用煤小幅增长，2016-2030年均增长0.5%。
◆煤炭需求存在不确定因素，非化石能源发电供电成本下降幅度与新型煤化工市场前景受制于油气价格波动。
◆煤化工行业可能成为未来煤炭消费的主要增长点。
◆2020年煤炭产能增加到50亿吨/年，2030年回落至40亿吨/年左右。
◆预计中国煤炭进口在“十三五”期间继续下降，“十四五”以后趋稳。
▷展望期内中国的建设规模依次进入高稳期和收缩期；大气污染防治和应对气候变化决定了“减煤”是长期趋势；煤炭需求峰值可能已经过去，2030年煤炭消费量将减至36亿吨左右。
▷发电用煤峰值出现在2013年，2030年降至15.4亿吨，比峰值减少3.2亿吨、下降17.2%。
2011—2030年中国新型煤化工用煤量及增长率
▷2020年新型煤化工用煤量将在2.6亿吨以上，2030年达到5亿吨左右，比2015年增加4.3亿吨左右。
▷按照历年累加法，考虑淘汰产能和补办证照的瞒报产能，2020年煤炭产能在50亿吨左右，随后持续淘汰落后产能，东中部地区和西南地区仍会有大量煤矿陆续关停，到2030年煤炭产能回落至40亿吨左右。
▷展望期内，即使持续保持较大的去产能力度，中国煤炭产能也会持续过剩，在“十三五”期间至“十五五”前半期，中国煤矿产能利用率在略高于80%的水平上波动。
▷“十三五”期间中国煤炭进口继续下降，预计2020年、2030年进口量分别为10000万吨、3000万吨。
◆石油需求展望期末有望接近峰值，2030年石油消费量为6.6亿吨。2025-2030年间有望出现峰值。
◆石油需求面临一些不确定性因素，特别是电动汽车的发展，如果技术取得突破性进展，产业规模化发展超出预期，则石油需求峰值可能提前到来。
◆原油和成品油管道建设逐步完善，到2030年增加成品油一次输送能力约5000万吨/年。
◆2030年炼油能力可能达到8.5亿吨/年，中国炼油中心地位进一步巩固，炼油产业整体达到世界领先水平。
◆页岩油革命和炼油格局深刻调整，推动全球石油贸易重心由西向东转移。
◆原油进口来源多元化，但仍以中东为主。
▷2030年之前原油产量保持平稳，2020年产量为2.24亿吨，2025年2.30亿吨，2030年2.28亿吨，峰值产量将超过2.3亿吨。2016-2030年期间，原油每五年年均产量分别为2.20亿吨、2.28亿吨、2.30亿吨。
2020年原油贸易流量和2014—2020年增长量(百万桶/日)
▷美国原油进口明显减少，亚太地区炼油能力增长，全球石油贸易重心将持续东移。
中东原油流向美国、欧洲、日本减少，流向中国大幅增加；非洲、中南美原油流向美国大幅降低，流向中国、印度增加；前苏联原油流向美国、欧洲减少，流向中国、日本增加。
▷根据对未来全球原油生产情况及贸易流动变化的分析，2020年之前中国的原油进口增量将来自中东、非洲、前苏联和中南美地区，2020年之后增量主要来自中东和美洲地区。
◆2030年天然气消费量有望达到4800亿立方米，占一次能源消费总量的12%。
◆采掘业用气触顶回落，2030年降至140亿立方米左右。
◆进口管道气规模2030年可达1650亿立方米，年均增加约84亿立方米。
◆2030年需求4800亿立方米，供应能力可达到5000亿立方米，供需形势短期宽松，长期趋稳。
▷2020年天然气消费量达到2900亿立方米，占能源消费总量的比重达到8%，“十三五”期间年均增长约7.5%；人均天然气消费量达到约207立方米；2030年天然气消费量有望达到4800亿立方米，占能源消费总量的比重上升至12%，2020-2030年均增长5.2%；人均天然气消费量升至约350立方米。
2000—2030采掘业用气需求
▷展望期内采掘业用气需求增长空间相对有限，预计2020达到171亿立方米，2030年回落至141亿立方米，大致相当于2011年的水平。
▷如果中俄东线天然气管道能够建成投产，2020年进口天然气管道合计设计能力将达到1050亿立方米/年。如果天然气需求恢复高速增长，中亚D线天然气管道或中俄西线天然气管道可能在“十三五”期间动工建设甚至建成投产，但由于这两条管道与中亚天然气管道的目标市场重合度较高，也存在被推迟到2020-2030年期间启动的可能性。综合预计2030年进口管道气规模可达1650亿立方米/年。
▷2020年天然气需求2900亿立方米，供应能力达到3300亿立方米，2030年需求4800亿立方米，供应能力可达到5000亿立方米，天然气供需形势短期宽松，长期趋稳。
◆全社会用电量增速较前期将有所放缓，但整体高于能源消费总量的增速，2030年全社会用电量约8.5万亿千瓦时。
◆2030年人均用电量约6200千瓦时，较2010年翻了接近一番，但低于当前发达国家平均水平。
◆电力需求增长动力主要来自第三产业和居民，工业用电增长空间有限。
◆2030年发电装机总规模约达24亿千瓦，比2015年增加9亿千瓦。
◆电力供需形势总体宽松，发电设备平均利用小时数维持低位，2020年低至3390小时。
▷展望期内，全社会用电量增速较前期将有所放缓，但整体高于能源消费总量的增速。2020和2030年全社会用电量分别达到6.8和8.5万亿千瓦时，2016-2030年均增长2.7%。
1980—2030年中国人均用电量
▷2030年中国人均用电量约6200千瓦时，较2010年翻了接近一番，超过英国2013年约5800千瓦时的人均用电水平，但仍明显低于美国、加拿大等主要发达国家的当前水平。
▷展望期内电力需求增长动力将主要来自第三产业和居民生活用电，工业用电增长空间有限，2030年第一产业、第二产业、第三产业和居民生活用电占比分别为1.6%、54.9%、20.6%和22.9%。
▷2020和2030年发电装机总规模分别达到约20和24亿千瓦，2016-2030年间累计增加9亿千瓦，2020年后发电装机容量增速大幅下降，2020-2030年均增幅降至1.8%。
▷“十三五”期间电力供应过剩压力较大，2020年发电设备平均利用小时数低至3390，2020年后火电装机下降，电力供应过剩压力有所缓解，火电设备平均利用小时数回升带动发电设备平均利用小时数回升，2030年为3550小时。
◆2030年新能源及可再生能源装机约14.4亿千瓦，2016-2030年均增加6200万千瓦。
◆2030年新能源及可再生能源利用量达到11.6亿吨标准煤，年均增加约4300万吨标准煤。
◆水电开发利用率进一步提高，2030年装机达到4.5亿千瓦。
◆核电具备规模化发展基础，可支撑3.6亿千瓦装机。
◆内陆核电解冻问题迎来窗口期，核电建设标准更加严格，2030年装机将达到1.36亿千瓦。
◆风电生产体系不断完善，2030年装机将达到4.5亿千瓦。
▷2030年新能源及可再生能源装机约14.4亿千瓦，2016-2030年均增加6200万千瓦。
▷2030年，新能源及可再生能源发电量将达到4.07亿千瓦时，加上非电利用的部分，新能源及可再生能源利用量达到11.6亿吨标准煤，占比提升至22%，2016-2030年均增加4300万吨标准煤。
▷2020年常规水电装机3.4亿千瓦，抽水蓄能电站装机4500万千瓦，水电总装机容量约3.85亿千瓦，2016-2020年均增长1300万千瓦左右；2020年后每年可新增装机800-1000万千瓦，2030年水电装机规模达4.5亿千瓦，水电开发利用率进一步提高。
▷根据目前已进行前期工作的厂址来看，铀资源和厂址储备可支撑的装机规模约3.6亿千瓦，其中内陆约为1.6亿千瓦，沿海约为2亿千瓦。
▷核电业正在逐步褪去日本福岛核事故的阴影，内陆核电解冻问题迎来窗口期，核电建设标准更加严格，预计到2020年核电装机规模可达到5300万千瓦；2020年后核电建设进展将加快，2030年累计装机规模达13600万千瓦。
▷生物质能发展潜力大，年可利用量约4.6亿吨标准煤。
风电生产体系不断完善，2030年装机将达到4.5亿千瓦
2021年后，风电在电力市场中的经济性优势开始显现，尤其是煤电的外部环境成本逐步内部化，风电的全成本将低于煤电全成本。风电年均新增装机规模在2000万千瓦左右，2030年风电累计规模将达到4.5亿千瓦，较2014年增长3.7倍，占总装机规模的比重将达到18.8%；上网电量约9000亿千瓦时，较2014年增长4.7倍，占总发电量的比重达到10.6%。
风电资源浪费现象时有发生，大规模发展仍然存在不确定性因素主要在三方面
并网落实困难，消纳受限
前期手续繁琐，资源评估数据不足
缺乏统一的接入技术规范
2/3 以上国土面积年日照数大于2200小时，太阳能资源可开发潜力巨大
国土总面积三分之二以上地区的年日照时数大于2200小时，年辐射量在5000MJ/m2以上，太阳能资源可开发潜力巨大。
太阳能利用技术多元化，分布式光伏是发展重要方向
分布式光伏建设是未来光伏发展的重要方向，在中东部地区积极推动分布式能源技术发展和项目创新建设，促进光伏应用技术与商业模式多元化发展。同时与微电网、储能等各种分布式能源相结合等手段，有效推动国内光伏产业市场发展和开拓，并进一步推动中国电力体制改革。
2030年太阳能发电装机可达到3.5亿千瓦，发电量4200亿千瓦时
2021年后，年均太阳能发电新增装机超过2000万千瓦，到2030年达到3.5亿千瓦左右，占总装机规模的比重提升至14.6%，发电量达到4200亿千瓦时，占总发电量的比重达到约5%。
太阳能规模化健康发展仍存在不确定性因素，并网消纳是主要矛盾
分布式光伏是未来太阳能开发利用的重要方向，但短期呈现出“政策热情、市场冷淡”，规模化健康发展存在：工商业主开发积极性不高；屋顶、场地协调难度大；并网消纳是主要矛盾；融资条件不理想，等不确定性因素。
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