中国能源供应体系研究：资源量巨大，可靠供应

能源资源是指为人类提供能量的自然资源，是能源生产的物质基础。能源资源种类较多，主要包括煤炭、石油、天然气、水能、核能、太阳能、生物质能、风能、地热能、海洋能、潮汐能等。煤炭、石油、天然气目前被广泛使用，因此称为常规能源，由于其不可再生，也叫化石能源、不可再生能源。核能、太阳能、生物质能、风能、地热能、海洋能、潮汐能等相对于常规能源因其开发利用目前还处于研究、发展阶段，而称为新能源。

能源资源开采是指将自然状态的能源资源转化可利用的能源产品，它涉及的部门主要包括石油、天然气、煤炭等采掘业、加工转换业以及新能源产业。能源资源及其开发是能源供应的物质基础和起点。能源资源丰裕状况、能源资源结构与分布对能源供应体系的构建具有重要影响。从世界范围来看，能源资源尤其是化石能源资源的分布很不均匀，从而在相当程度上影响世界各国的能源生产结构和消费结构，造成世界各国能源供应与消费结构的差异。

中国一次能源总资源量超过8230亿吨标准煤，探明（经济可开发）剩余可采总储量为1392亿吨标准煤，约占世界总量的10．1%。[1]在中国的能源资源中，水力资源蕴藏量居世界首位；2008年，煤炭资源已探明的保有储量居世界第三位，占世界的13．9%，石油探明储量占世界的1．2%，天然气探明储量占世界的1．3%。从能源生产量来看，中国的煤炭产量多年居世界第一位，2008年，占世界煤炭总量的42．5%；石油产量占世界的4．8%，居世界第5位；天然气产量占世界的2．5%，居世界第9位；2007年水力发电量占世界的15．3%，居世界第一位（见表1－1）。

表1－1　中国一次能源储量及产量

注：＊为经济可开发年发电量，转引自《中国的能源状况与政策》白皮书；＊＊为2007年数据，转引自IEA．Key World Energy Statistics 2009。
资料来源：BP．Statistical Review of World Energy 2009．

我国对风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的资源评价工作起步较晚，目前只是获得了一些宏观数据，在全面性、系统性、准确性、微观性等方面还有很多不足；非常规化石能源评价已取得了初步结果；天然气水合物的资源评价刚刚起步。但是现有的资源评价结果显示（见表1－2），我国具有大规模发展新兴能源的资源潜力和保障。

表1－2　我国新兴能源资源潜力和分布

续表

注：非常规化石能源的理论蕴藏量为地质资源量，可开发利用量为可采资源量；生物质能的可开发利用量为2050年生物质能资源潜力；地热能的可开发利用量根据目前勘探的地热井资源估算。
资料来源：可再生能源资源相关数据取自中国工程院中国可再生能源发展战略研究项目组：《中国可再生能源发展战略研究丛书·综合卷》，中国电力出版社，2008年；煤层气、油砂、油页岩等非常规化石能源相关数据取自国土资源部：《新一轮全国油气资源评价总报告》，2007年；深盆气、页岩气、天然气水合物等非常规化石能源相关数据取自刘成林等：《中国天然气资源研究》，《西南石油学院学报》，2004年第2期。

一、中国煤炭资源及生产布局

中国煤炭资源品种齐全，包括从褐煤到无烟煤各个煤种。2006年，中国的煤炭保有资源量为10345亿吨[2]。在已发现资源中，炼焦煤占27．65%，动力煤约占72．35%；动力煤中褐煤占17．75%，低变质烟煤占44．63%；褐煤、长焰煤、不粘煤、弱粘煤、气煤等低变质煤占已发现资源量的58．13%。煤炭质量总体来看较好。中国煤炭保有储量的平均硫分为1．01%，硫分小于1%的低硫、特低硫煤炭占63．5%，主要有华北、东北、西北的侏罗纪煤系和华北、华东的早二叠世煤系；硫分大于2%的占16．4%。其中大于3%的高硫煤炭约占8．5%，主要有南方各煤田及山东、山西、陕西和内蒙古西部。煤炭灰分一般在15%～25%，灰分小于10%的特低灰煤炭约占全国保有储量的15%～20%，主要分布在华北大同、鄂尔多斯等侏罗纪煤田。[3]各省的煤炭储量及结构情况如图1－1所示。

图1－1　中国的煤炭资源总量与结构的地区分布示意图

资料来源：IEA．World Energy Outlook 2007－China and India Insights，2007．

中国的煤炭资源从总储量上来看相对比较丰富，但是有效供给能力明显不足。《中国煤炭资源有效供给能力态势分析》一书以第三次全国煤田预测汇总的资料为基础，采用三种方法对我国的煤炭资源进行了概略分析，得出了三个结果：一是满负载量。用现有煤炭生产企业所占用的储量，再加上尚未利用的可供规划的资源量即为我国煤炭的最大有效供给能力，即满负载量为原地可采量2064．36亿吨。二是准有效量，考虑煤炭生产要受环境容量的约束，探明的资源量不可能全部构成有效供给，经环境容量缩水后全国的准有效量为原地可采量1281．86亿吨。三是净有效量。在考虑环境容量的基础上，再考虑1995～2000年乡镇煤矿的采出量和损失量以及扣除高硫煤的储量，得出净有效量为原地可采量1037．6亿吨。也就是说，如果考虑到环境容量、乡镇煤矿的采出量和损失量以及扣除高硫煤的储量，我国煤炭的净有效量仅占探明储量的10%。

人均资源占有水平与国内需求相比较也反映出我国煤炭资源的相对“匮乏”。[4]中国煤炭可采储量虽然居世界第三位，但是人均拥有量仅相当于世界平均水平的50%。中国煤炭的储采比远远低于世界平均水平，2008年世界平均储采比为122年，而中国仅为41年。在探明储量超过100亿吨的8个国家中，其他7个国家的储采比均远远超过中国，其储采比均在100年以上。

中国煤炭资源分布广泛，除上海外的中国大陆29个省、市、自治区都有煤炭资源。但是煤炭的分布很不均匀，昆仑山—秦岭—大别山一线以北，煤炭的储量占全国的94%，大兴安岭—太行山—雪峰山一线以西，煤炭储量占全国的84%。与煤炭资源分布相对应，中国的煤炭生产主要集中在上述两条地理线的北侧和西侧，即在华北、华中和华东地区。产煤大省主要有：山西、山东、河南、内蒙古、安徽、河北、黑龙江、陕西、辽宁、贵州。上述各省中分布有神东、陕北、黄陇（华亭）、晋北、晋中、晋东、鲁西、两淮、冀中、河南、云贵、蒙东（东北）、宁东13个大型煤炭基地（见图1－2）。

图1－2　中国13个大型煤炭基地分布示意图

资料来源：中国产业地图编委会、中国经济景气监测中心：《中国能源产业地图》（2006～2007），社会科学文献出版社，2007年。

改革开放以来，中国煤炭产量增长很快。根据BP公司的数据，1981年中国煤炭产量为6．165亿吨，占世界煤炭总产量的16．09%，居美国之后列世界第二位。1983年中国煤炭产量首次超过美国，虽然1984年又被美国超过，但1985年再次超过美国，并且此后一直居世界第一。1981～2008年，世界煤炭产量的年均增长率为2．1%，作为世界第一大煤炭资源国美国的年均增长速度也仅为1．3%，而中国同期煤炭产量的增长速度达到5．7%。至2008年，中国煤炭产量达到27．82亿吨，占世界煤炭总产量的比重达到42．5%（见图1－3）。2009年虽然受国际金融危机的影响，中国的煤炭产量的增速有所减缓，但产量仍持续增长，达到30．5亿吨。

图1－3　中国煤炭产量及其占世界比重的变化情况

资料来源：BP．Statistical Review of World Energy 2009．

近年来，我国煤炭生产布局呈现加速西移的趋势。晋陕蒙宁地区煤炭资源丰富、开发条件好，煤炭产量占全国比重快速上升；新甘青藏地区煤炭资源比较丰富，但运输不便，煤炭产量上升缓慢；京津冀、东北、华北、中南、华南受资源储量限制，产量基本稳定，但比重逐渐降低。各地区煤炭产量变化情况如表1－3所示。

表1－3　2000～2008年各地区煤炭产量变化

资料来源：张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

二、石油及非常规油资源的开发

1．内陆石油资源的开发

按照大地构造背景和地壳动力条件，可以将中国划分为六大油气区，即东部油气区（东北油气亚区、华北油气亚区、江淮油气亚区）、中部油气区、西部油气区（新疆北油气亚区、新疆南油气亚区、柴达木油气亚区、河西走廊和阿拉善油气亚区）、南方区、青藏区和海域区（见图1－4）。我国油气资源分布不均匀，石油资源主要分布在东部区、西北区和海域区，分别为38．7%、 27．4%和26．1%，合计占中国石油总资源量的92%。天然气资源主要分布在中部区、西北区和海域区，分别为30．2%、28．2%和21．4%，合计占中国天然气总资源量的80%。[5]新中国成立以来，中国先后在东北、华北、西北等地找到了大中型油田。相继建成松辽石油基地、华北石油基地、新疆石油基地、南海海上石油基地、渤海海上石油基地、陕甘石油基地和四川盆地天然气生产基地、新疆天然气生产基地、陕甘宁天然气生产基地。

图1－4　中国油气资源分布示意图

资料来源：中国产业地图编委会、中国经济景气监测中心：《中国能源产业地图》（2006～2007），社会科学文献出版社，2007年。

2．海上石油资源开发

中国海洋油气资源比较丰富，但是海洋油气资源的探明率非常低，不仅远远低于国际平均探明率，也远远低于中国油气资源的平均探明率，并且勘探开发仍然局限于近海海域。中国近海油气田分布情况如图1－5所示。

图1－5　中国近海油气田分布示意图

资料来源：中国产业地图编委会、中国经济景气监测中心：《中国能源产业地图》（2006～2007），社会科学文献出版社，2007年。

对油气资源量的评价是随着对油气勘探工作的开展而不断深入的。美国联邦地址调查局（U．S．Geological Survey，USGS）在过去20年里对全球石油资源进行了五次评价，1984年石油可开采储量为2355亿吨、1987年为2389亿吨、1991年为2974亿吨、1994年为3114亿吨、2000年为4582亿吨。中国也曾在1987年、1994年和2000年进行了三次较大规模的全国性油气资源评价，三次评价结果分别为787亿吨、940亿吨和1041亿吨。

3．海外石油资源开发

2005年通过的《能源中长期发展规划纲要（2004～2020年）（草案）》就明确指出，解决我国能源问题，其中关键一个是“要充分利用国内外两种资源、两个市场，立足于国内能源的勘探、开发与建设，同时积极参与世界能源资源的合作与开发”。

表1－4　中国石油可探明地质资源量、可开采资源量预测表

资料来源：陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

近年来，我国三大石油公司加快了国际化的步伐。一方面，在勘探、开采等领域与外方进行合作，直接参与国外油气项目的开发；另一方面，积极开展对国外石油公司的并购或者对其股权进行收购。中石油公司初步形成了非洲、中亚、中东、南美和东南亚五大油气生产发展区，2008年其在海外拥有石油剩余可采储量106000万吨，天然气剩余可采储量2305亿立方米，原油权益产量3050．3万吨，天然气权益产量46．6亿立方米。[6]中海油公司在印度尼西亚、澳大利亚、缅甸、加拿大、摩洛哥、尼日利亚等海外地区的油气区块拥有资产或权益。[7]中石化公司已经在伊朗、沙特、加蓬、哈萨克斯坦、也门、厄瓜多尔、缅甸、澳大利亚、苏丹等多个国家参与当地的石油及天然气项目，特别是2006年3月，中石化公司与沙特阿美石油公司及沙特王国石油部签署了鲁卜哈利盆地B区块天然气风险勘探开发协议，这是我国第一次正式登陆世界最大的油气富集区———沙特阿拉伯。2008年中石化公司全年新增权益油气可采储量485万吨油当量，实现海外权益油产量901万吨，同比增长31%。IEA估计，在下个10年初，中国的股本油总产量可能会增至100万桶／日，相当于中国石油需求总量的10%左右。而据业内人士预测，中国石油企业2005年从海外产油地进口的原油总量约为5000万吨，到2010年中国石油企业从自己海外产油区进口的原油将增长1倍。此外，中国三大石油公司还积极向中下游领域扩展。如中石油公司相继建成了中哈原油管道、苏丹3／7区至苏丹港原油管道和哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田油气混输管道、让纳诺尔－KC13天然气管道。

4．天然气资源的开发

中国的天然气勘探开发可以分为两个阶段。第一阶段是1950～1984年。这个阶段由于存在“重油轻天然气”倾向，国家对天然气钻探投资不足，再加上对裂缝型天然气藏的认识不足，天然气的储量增长缓慢且仅限于四川省，到1984年全国累计探明气层气地质储量仅为3543．5亿立方米。1980年以来，国家开始扭转“重油轻天然气”倾向，实施了全国天然气科研的联合攻关和天然气专探，使1985年以后天然气探明储量快速上升，基本上实现每个五年计划都比上一个五年计划翻一番，全国气层气累计探明地质储量在1993年和1999年分别超过了1万亿立方米和2万亿立方米大关。[8]

气层气是天然气的主体。中国的气层气主要分布在中部和西北部地区，特别是集中分布在规模较大的少数几个盆地中。以2004年的剩余气层气可采储量计算，中部的鄂尔多斯和四川盆地占全国的54．29%，西北区占全国的28．72%，海域占11．17%（见表1－5）。

表1－5　2004年中国气层气的区域构成

续表

资料来源：陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

在20世纪70年代，出现一种观点，即石油峰值论。石油产量峰值是表示全球石油资源开发程度的一种标志。石油产量峰值并不意味着石油的枯竭，而是意味着石油产量不再增长和石油生产成本的增加，这也意味着廉价石油时代的终结。这个观点至今仍有一些影响，尤其是当石油价格处于攀升时，石油峰值成为石油价格上涨的一种解释因素。国内一些专家对石油峰值论给予否定，尤其是否定中国的石油产量远未达到峰值。随着技术进步，一些非常规石油资源受到重视。

（1）油砂。我国油砂资源丰富、分布广，近年来油砂资源勘探开发研究取得显著进展。据“全国新一轮油气资源评价”结果，我国油砂地质资源量60亿吨，可采资源量23亿吨。其中，0～100米埋深的油砂地质资源量19亿吨，可采资源量11亿吨；100～500米埋深的油砂地质资源量41亿吨，可采资源量23亿吨。主要分布在准噶尔、羌塘、鄂尔多斯、塔里木、松辽、四川等盆地，其中准噶尔、塔里木、羌塘、鄂尔多斯4个盆地的资源量大于5亿吨。随着技术的进步，预计2030年油砂经济可采资源量由目前的4亿吨增加到20亿吨。

（2）油页岩。据“全国新一轮油气资源评价”结果，全国油页岩地质资源达7199亿吨，折合页岩油总资源量476亿吨，可采资源量120亿吨。其中，0～500米埋深的页岩油地质资源量333亿吨，可采资源量84亿吨；500～1000米埋深的页岩油地质资源量143亿吨，可采资源量36亿吨。主要分布在松辽、鄂尔多斯、准噶尔盆地。随着技术的进步，预计2030年油页岩经济可采资源量由目前的4亿吨增加到145亿吨。

（3）深盆气和页岩气。深盆气和页岩气资源前景广阔，潜力巨大。中国有利于形成深盆气的领域广阔，对鄂尔多斯盆地、吐哈盆地等10余个具备深盆气形成条件的地域进行估算，深盆气远景资源量约为（90～110）×1012立方米。其中鄂尔多斯盆地深盆气远景资源量约为（8～13）×1012立方米。中国页岩气资源丰富，初步估计页岩气的资源量可达100×1012立方米。四川、鄂尔多斯、渤海湾和准噶尔等盆地的边缘斜坡部位具有很好的页岩气资源勘探前景。

（4）天然气水合物。天然气水合物是在一定的温度、压力、气体饱和度、水的盐度、pH值等条件下由水和天然气组成的笼形结晶化合物，1立方米天然气水合物中含有164立方米的天然气。天然气水合物多呈白色或浅灰色晶体，外貌类似冰雪，可以像酒精块一样被点燃，因此也被称为“可燃冰”、“气冰”、“固体瓦斯”。天然气水合物具有资源量极为丰富、能量密度高、清洁无污染、全球分布面积广等诸多优点，被公认为是一种具有巨大潜力的新型化石能源和具有良好商业开发前景的战略性接替能源。

天然气水合物主要分布在两类地区：一类是具有高压条件的水深300～4000米的海洋，赋存于海底1～1500米的地层中；另一类是具有低温条件的高纬度大陆地区永久冻土地带及水深为100～250米以下极地海洋陆架中。绝大多数天然气水合物分布在海洋，资源量为陆地的100倍以上。

受有利于成矿的大陆坡与大陆隆面积较小以及地质工作程度低等多种因素影响，我国天然气水合物资源量相对较少，初步估算占全球的比重不到1%。我国适合天然气成矿的海域大多集中在南海海域，天然气水合物远景分布区有效分布面积约12×104平方千米，包括南海的北部陆坡、西沙海槽、西沙群岛南坡、笔架南盆地、东沙群岛南坡以及东海冲绳海槽边坡。在陆地，青藏高原和黑龙江永久冻土带也适合天然气水合物的成矿。根据最新的勘探成果，南海北部大陆坡天然气水合物远景资源量达185亿吨油当量，整个南海海域的天然气水合物资源量达643．5亿～772．2亿吨油当量，相当于我国陆上和近海石油天然气总资源量的一半。

根据BP公司的统计，2008年，中国石油和天然气探明储量分别居世界第14位和第15位，但是中国石油和天然气的储采比很低。世界石油资源的储采比为42年，而中国仅为11．1年；世界天然气资源的储采比为60．4年，而中国仅为32．3年。从人均储量上看，中国石油、天然气人均资源量远远低于世界平均水平，仅为世界平均水平的1／15左右。[9]

目前，我国已探明的石油、天然气资源储量相对不足，油页岩、煤层气等非常规化石能源储量潜力较大。不同领域油气勘探程度差别明显，陆相高于海相，浅层高于深层，浅水高于深水。虽然今后随着勘探的深入，中国油气资源探明储量还会进一步增长，但是今后勘探难度较大。

陆上石油资源主要分布在松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔和鄂尔多斯五大盆地，但是剩余资源规模越来越小，油藏类型多为隐蔽油气藏，勘探难度日益加大；西部盆地和海域虽然资源探明率低，具备寻找大油气田的条件，但是地面地形复杂、海上施工难度高、成本高、周期长，石油勘探的难度大。[10]

中国天然气资源的丰度值偏低，明显低于世界平均水平。中国的气田以陆相的河流相、三角洲相砂岩为主，鄂尔多斯和四川的海相碳酸盐岩气田以岩溶和裂缝型储集为主，它们的共同点是不均质性强，连通性差、孔渗性差，因此开发中难以做到稀井高产，单井的衰减快，需要不断打新井以弥补老井的递减。此外，由于中、西部天然气层的埋深普遍偏大，大量的深井开发使气田的井口价格偏高。天然气资源的先天性不足使中国天然气在未来必须以进口作为补充，在一次能源中的比例也难以大幅度提高。③

近年来，我国油气勘探投入持续增加。据初步统计，2005年勘探投入为375亿元，2006年为413亿元，2007年为550亿元。其中，中国石油公司、中国石化公司、中国海油公司、延长油矿公司、中联煤公司各占62%、26%、9%、1．5%、1．5%。2007年，全年完成二维地震7万多平方千米，完成三维地震3．3万平方千米；施工探井2900余口，比上年增加300余口，总进尺近630万米。预计全年新增探明石油地质储量12．35亿吨，是继1961年（20．6亿吨）、2004年（12．65亿吨）之后的第三个高峰年；2007年全年新增探明天然气地质储量6178亿立方米，连续第五年探明超过5000亿立方米。[11]国土资源部发布的《全国地质勘察规划》预测，通过加大矿产勘察力度，到2010年预期可增加探明资源储量石油45亿～50亿吨、天然气2．5亿～1．8亿立方米、煤层气3000亿立方米，提高煤炭基础储量1100亿～1300亿吨。但是，还需要看到我国大多数主力油田处于高含水和高采出阶段，稳产难度大，新发现的油气储量中低渗透等难采储量比例逐步提高的问题。

三、化石能源资源储量的变化趋势

根据BP公司的数据，改革开放以来，我国天然气探明储量大幅度提高，从1980年的0．70万亿立方米提高到2008年的2．46亿立方米；石油探明储量基本稳定在160亿桶以上（见图1－6）。石油、天然气和煤炭的产量快速增长，石油产量从1981年的1．012亿吨增长到2006年的1．897亿吨，年均增长2．35%；天然气产量从127亿立方米增长到761亿立方米，年均增长6．84%；煤炭产量从6．165亿吨增长到27．82亿吨，年均增长5．74%（见图1－7）。

图1－6　1980年以来我国化石能源探明储量变化

资料来源：BP．Statistical Review of World Energy 2009．

图1－7　1981年以来我国主要化石能源产量变化

资料来源：BP．Statistical Review of World Energy 2009．

四、水电资源及其开发

根据《中国的能源状况与政策》白皮书的数据，中国水力资源理论蕴藏量折合年发电量为6．19万亿千瓦时，经济可开发年发电量约1．76万亿千瓦时，相当于世界水力资源量的12%，居世界首位。

中国水力资源的空间分布状况呈现西多东少的特征，西部12个省、自治区、直辖市的理论蕴藏量占全国的81．5%，其中云南、贵州、四川、重庆、广西、西藏6个省（自治区、直辖市）占全国的66．7%；中部地区8个省占全国的13．7%；东部地区11个省（自治区、直辖市）仅占全国的4．9%。在全国31个省级行政区中，水力资源理论蕴藏量超过10000兆瓦的有10个，总量占全国的85%；经济可开发量超过5000兆瓦的有16个（其中8个超过10000兆瓦），总量占全国的93%（见表1－6、表1－7和图1－8）。[12]

从河流水系来看，首先长江水系的水力资源最为丰富，达到2．68亿千瓦，占全国的39．6%，其中可开发资源1．97亿千瓦，占全国的52%。其次是雅鲁藏布江水系，水力资源达1．6亿千瓦，占全国的23．6%，其中可开发资源0．5亿千瓦，占全国的13．2%。再次是怒江、澜沧江等水系，水力资源0．97亿千瓦，占全国的14．3%，其中可开发资源0．38亿千瓦，占全国的10%。根据规划，中国将在水力资源相对富集的12个流域建立12个水电基地（见图1－8）。由于在一些水力资源丰集流域建了一些水电站，中国实际上已形成了若干水电走廊，鄂西走廊（长江、清江）水电走廊，密集地分布着400座水电站，总装机逾3000万千瓦，是世界最大的水电走廊。此外，还有桂滇黔南盘江—红水河水电走廊、黄河上游水电走廊、滇西澜沧江水电走廊、川西雅砻江水电走廊、贵州乌江水电走廊、四川大渡河水电走廊、川滇金沙江水电走廊。

表1－6　水能资源理论蕴藏量超过10000兆瓦的地区

资料来源：根据《中国水力资源复查成果总报告简要本》数据整理，转引自陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

表1－7　水能资源经济可开发量超过5000兆瓦的地区

资料来源：根据《中国水力资源复查成果总报告简要本》数据整理，转引自陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

截至2008年，我国主要大江大河的干流上均有不同规模的电站投产或建设，在建电站主要位于我国西部的金沙江、雅砻江、澜沧江、大渡河、乌江、红水河、黄河等上游干流上。抽水蓄能电站的步伐加快，至2008年，我国已建、在建抽水蓄能电站31座，总装机容量2421．2万千瓦，其中已建电站18座，装机容量1091．2万千瓦，在建电站10座，装机容量1270万千瓦。[13]2009年，在建水电项目15项，总装容量4586万千瓦。

图1－8　截至2005年中国十二大水电基地和大型水电站分布示意图

资料来源：中国产业地图编委会、中国经济景气监测中心：《中国能源产业地图：2006～2007》，社会科学文献出版社，2007年。

总体上看，中国水力资源开发利用率相对于发达国家还比较低。美国、加拿大的开发利用率超过40%，日本、意大利、法国超过90%，而中国水力资源的利用率在2004年仅为22．3%（见表1－8）。

表1－8　世界各国水能开发情况

续表

资料来源：陆佑楣：《中国水电开发与可持续发展》，《水利水电技术》，2005年第2期。

五、其他可再生能源及开发

图1－9　1998～2008年中国风电新增和累计装机容量

资料来源：GWEC．China Wind Power Report；GWEC．The Global Wind 2008Report．

图1－10　2008年中国分省风电累计装机容量（MW）分布示意图

资料来源：施鹏飞：《2008年中国风电装机容量统计》，http：／／www．cwea．org．cn／upload／20090305．pdf；高虎：《中国风电产业发展形势及展望》，全国风能设备行业2009年年会暨风能产业发展研讨会。

可再生能源的种类较多，目前可实现规模化利用的主要是风能、太阳能和生物质能。地热能、海洋能等目前利用的规模较为有限。

1．风能

中国风能资源比较丰富。据中国气象科学研究院估算，全国平均风功率密度为100瓦／平方米，风能资源总储量为32．26亿千瓦，可开发利用的陆地上风能储量有2．53亿千瓦（依据陆地上离地10米高度资料计算），海上可开发利用的风能储量有7．5亿千瓦。中国风能资源主要分布在东南沿海及附近岛屿，新疆、内蒙古和甘肃走廊、东北、西北、华北和青藏高原等部分地区。

根据风能资源分布的特点及其所处地形和地理位置，可将我国的风能资源划分为四种类型：

（1）沿海及其岛屿地区风能丰富带。中国有海岸线约1800千米，岛屿6000多个，是风能最大开发利用前景的地区。该地区年有效风功率密度在200瓦／平方米以上，风功率密度线平行于海岸线，沿海岛屿风功率密度在500瓦／平方米以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等的可利用小时数在7000～8000小时。但是这一地区特别是东南沿海，由海岸向内陆是连绵的丘陵，风能丰富地区仅在距海岸50千米以内。

（2）北部（东北、华北、西北）地区风能较丰富带。这一地区地处中高纬度，风功率密度在200～300瓦／平方米以上，有的可能达500瓦／平方米以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等，可利用的小时数在5000小时以上，有的可达7000小时以上。(www.xing528.com)

（3）内陆局部风能丰富带。除上述两个风能带之外，风功率密度一般在100瓦／平方米以下，可利用小时数在3000小时以下，但是一些地区由于湖泊和特殊地形影响，风能也较丰富，如鄱阳湖附近、湖南衡山、湖北九宫山、河南嵩山、山西五台山、安徽黄山、云南太华山等地。青藏高原虽然海拔在4000米以上、风速比较大，但由于空气密度小，年平均风速3～5米／秒，也属于风能一般地区。

（4）海上风能丰富区。中国海上风能资源丰富，东部沿海水深2～15米的海域面积辽阔，10米高度可利用风能资源约7．5亿千瓦，是陆地上的3倍。但是目前海上风电场技术尚不成熟、成本较高。[14]

2004年之前，中国风电规模很小。2004年开始中国风电建设进入加速发展时期，2003～2008年风电新增装机容量的年增速均超过或接近100%（见图1－9）。根据2007年公布的中长期可再生能源规划，2010年中国风电装机要达到500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。而2009年我国风电装机已经达到2200万千瓦，远远超过2010年的目标。

2008年，中国的风电分布在包括香港地区在内的24个省、市、自治区和特区，累计风电机组11600多台，其中装机超过100万千瓦的有内蒙古、辽宁、河北和吉林4个省、自治区（见图1－10）。2008年风电上网电量估计约120亿千瓦时。

2．太阳能

中国是太阳能资源丰富的国家，全国各地的年太阳辐射总量928～2333千瓦时／平方米，中值为1626千瓦时／平方米。根据各地接受太阳总辐射的多少，可将全国划分为五类地区：一类地区为中国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量6680～8400兆焦／平方米，相当于日辐射量5．1～6．4千瓦时／平方米。这类地区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地，尤以西藏西部最为丰富，最高达2333千瓦时／平方米（日辐射量6．4千瓦时／平方米），仅次于撒哈拉大沙漠。二类地区为中国太阳能资源比较丰富的地区，年太阳辐射总量5850～6680兆焦／平方米，相当于日辐射量4．5～5．1千瓦时／平方米。这些地区包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。三类地区为中国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量5000～5850兆焦／平方米，相当于日辐射量3．8～4．5千瓦时／平方米。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、苏北、皖北、台湾西南部等地。四类地区是中国太阳能资源较差地区，年太阳辐射总量4200～5000兆焦／平方米，相当于日辐射量3．2～3．8千瓦时／平方米。这些地区包括湖南、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕南、苏北，以及黑龙江、台湾东北部等地。五类地区主要包括四川、贵州两省，是中国太阳能资源最少的地区，年太阳辐射总量3350～4200兆焦／平方米，相当于日辐射量2．5～3．2千瓦时／平方米。我国具有良好的利用太阳能的条件，一、二类太阳能资源丰富的地区也是人口稀少的地区。[15]

图1－11　中国太阳总辐射量分布示意图

资料来源：中国产业地图编委会、中国经济景气监测中心：《中国能源产业地图：2006～2007》，社会科学文献出版社，2007年。

太阳能最主要的利用包括太阳能光伏电池和太阳能热利用两方面。中国光伏产业起步晚，但是增长速度快，从2003年开始进入爆发式增长阶段，年增长速度超过100%，2008年中国太阳能电池产量约为1570峰兆瓦，占世界总产量的37．52%，是世界第一大太阳能电池生产国，销售额约为2000亿元人民币，就业人数达20万人。[16]但是由于目前光伏发电成本远远高于常规发电，光伏市场只有在政策扶持下才能真正发展起来，而国内市场基本没有启动。2007年，中国光伏系统的安装量总计20峰兆瓦，仅相当于当年太阳能电池生产量1088峰兆瓦的1．84%，意味着98%以上的太阳能电池用于出口。截至2007年底，中国光伏系统的累计装机容量达到100峰兆瓦，不足世界累计安装量的1%。而2007年，世界累计装机容量前四位的国家德国、日本、美国、西班牙的装机容量分别达到3800兆瓦、1938峰兆瓦、814峰兆瓦和632峰兆瓦。[17]相比之下，太阳能热水器、太阳房、太阳灶、太阳能温室、太阳能干燥系统、太阳能土壤消毒杀菌技术等太阳能热利用在中国的北方和西部应用得比较广泛。20世纪90年代末，中国太阳能热水器的安装量和保有量就已经具有很大的规模。1998年，中国太阳能热水器的保有量已经达到1500万平方米，合计10500兆瓦小时；1998年当年的太阳能热水器产量350万平方米，合计2450兆瓦小时。此后，中国太阳能热水器的产量一直保持比较平稳的高速增长势头，1998～2007年，中国太阳能热水器的年产量年均增长速度达到23．3%。2007年，中国太阳能热水器的产量达到2300万平方米，合计16100兆瓦小时；2008年，中国太阳能热水器年产量超过3100万平方米，年增长率达32．5%，太阳能热水器行业销售额达400亿元人民币。[18]中国的太阳能热水器以满足国内市场需求为主，1998～2007年，中国热水器保有量的年增长速度均在20%以上，其间的年均增长速度达到24．5%。2007年中国太阳能热水器的保有量达到10800万平方米，合计75600兆瓦小时。如果将中国太阳能热水器的产量和保有量做一下比较就会发现，1998～2007年，太阳能热水器总产量合计达11460万平方米，太阳能热水器保有量增长9300万平方米，有81．2%的产品用于满足国内需求。中国已经是世界最大的太阳能热水器制造国和太阳能热水器使用国。

3．生物质能

生物质能是指蕴藏在生物质中的能量，是绿色植物通过叶绿素将太阳能转化为化学能而储存在生物质内部的能量。[19]生物质能资源主要包括：①农作物秸秆和水生植物可作燃料使用的部分；②合理采伐的薪柴、原木采伐和木材加工的剩余物；③能源植物；④人畜粪便；⑤农副产品加工后的有机废弃物，有机的废水、废渣；⑥城镇有机垃圾等。[20]

中国生物质种类丰富，生物质能量巨大，每年的生物质能源总量达4．87亿吨油当量，其中农业废弃物占51．3%、禽畜排泄物占22．6%、柴薪和林业废弃物占13．8%、工业废弃物占9．9%、城市生活垃圾占2．4%。生物质能的分布比较分散，存在明显的区域性，占中国生物质能一半以上的农业废弃物受到农业生产和季节性影响。全部生物制能源中的约3．7亿吨油当量（76%）可以用于发电和供热，其余1．17亿吨油当量在农村地区则作为饲料、粪肥等其他用途。③

生物质能由于具有分布广、可再生、不增加二氧化碳积累，能够转化为现代能源等优点，其开发利用受到各国政府（特别是能源短缺的发达国家）的重视。目前世界生物能发电已超过5000万千瓦，生物质液体燃料年产量2000万吨。我国政府也对生物质能的利用非常重视，已连续在“六五”至“十一五”计划中都将生物质能利用技术的研究与应用作为重点科技攻关项目，开展了生物质压块成型、气化与气化发电、大中型沼气工程、生物质液体燃料等生物质能利用新技术的研究与开发，在科技水平和应用实践中都取得一定进展。2008年，全国生物质发电利用规模300万千瓦，年产能量75亿千瓦时，折标煤255万吨／年；户用沼气3000万口，大型沼气工程1600座；燃料乙醇165万吨，折标煤155万吨／年。[22]但是，总体来看，由于现代生物质能源的生产成本还比较高，我国的技术水平相对比较落后，因此现代生物质能源在我国尚未得到非常普遍的使用（见表1－9）。

表1－9　各种生物质能利用技术在中国的概况

续表

资料来源：陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

从总体上看，我国的资源勘探与开发基本上适应了我国经济快速发展的需要。但是，我国的能源勘探与开发也存在着一些资源、技术、体制等方面的问题亟待解决。

一、能源资源开发的产业组织状况

1．煤炭开发的产业组织结构

我国煤炭行业的企业规模小，产业集中度低。2006年中国煤炭产量突破了23．5亿吨，但有大小煤矿近2万个；而美国每年产煤近12亿吨，只有1100个煤矿，澳大利亚产煤3亿吨，只有100多个矿。我国煤炭企业大体可分为国有重点煤矿、国有地方煤矿和乡镇煤矿3类。一般来说，国有重点煤矿的规模大，国有地方煤矿次之，乡镇煤矿的规模最小。2006年，我国重点煤矿、国有地方煤矿和乡镇煤矿的产量比分别为48．0%、13．0%和39．0%，乡镇煤矿在煤炭产量中所占比重偏大（见表1－10）。从市场集中度的衡量指标来看，1998年以来CR8和CR4均有较大提高，但2003年原煤产量居前8位和前4位的企业产量所占比重仍然分别只有21．8%和14．6%。

表1－10　1996～2006年我国煤矿产量比重　　单位：%

资料来源：沙景华、欧玲：《我国煤炭企业产业组织分析》，《矿业研究与开发》，2008年第1期。

我国煤炭生产的这种产业组织格局，主要源于20世纪80年代初国家政策的驱动。20世纪80年代之前，我国煤炭资源基本上是通过行政方式划拨给国有煤矿。由于投资主体单一、运行机制僵化，煤炭企业效率低下，难以满足国民经济对煤炭的需求，造成煤炭长期严重短缺。为了调动各方面的积极性以增加煤炭产量，国家一方面对国家投资的煤炭基地实行“拨改贷”；另一方面国家对煤炭行业实行“国家、集体、个人”一起上、“有水快流”的发展方针，1983年国家出台加快发展小煤矿的8项措施，其中就包括提倡采取多种形式推动群众办矿、鼓励实行各业办矿，允许群众集资办矿。1984年原煤炭部又先后印发《关于进一步放宽政策，放手发展地方煤矿的通知》和《关于积极支持群众办矿的通知》，要求在资源利用、办矿体制、供运销、劳动工资等方面进一步放宽政策。由此形成煤炭行业国有、地方和乡镇煤矿三分天下的格局。1996年，国家统配煤矿在煤炭总产量中的比重从46．6%下降到39．1%，地方国有煤矿的比重从26．1%下降到16．2%，乡镇煤矿所占比重从29．3%上升到44．7%。[23]

鼓励多方办矿的政策虽然增加了煤炭行业投资、基本解决了煤炭严重短缺的问题，但是也造成了非常严重的负面影响，特别是由于乡镇煤矿技术和管理水平低所带来的环境破坏、资源浪费、煤炭安全等诸多问题。1997年，各类小煤矿多达8万多处，产量占到全国的43%。因此从1998年起，国家开始对小煤矿进行治理整顿，先后出台了关井压产和关闭破产政策。此后又先后出台了《国务院办公厅关于进一步做好关闭整顿小煤矿和煤矿安全生产工作的通知》（2001年）、《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》（2005年）、《关于进一步做好煤矿整顿关闭工作的意见》（2006年）、《煤炭产业政策》（2007年）等一系列政策文件对煤炭生产进行规范，促进生产能力向主要矿区和主要企业集中。在政府推动和市场机制的作用下，通过联合、重组、兼并、参股和收购等方式，形成一批跨行业、跨省区的大型企业集团和区域性大型企业集团。2005年，已形成3000万吨级以上的煤炭企业10家，其中，亿吨级特大型企业集团2个，5000万吨级的大型企业3个。国家批准建设13个大型煤炭生产基地。小煤矿关闭整合、联合改造力度加大，数量大幅度减少。2007年，国家发改委核准99个国家级煤炭规划矿区，大型煤炭企业集团进一步做大做强，年销售收入3亿元以上的煤炭企业产量达到12．9亿吨，超过全国原煤产量的一半；主营业务收入占全国规模以上煤炭企业的3／4；利润总额占全国规模以上煤炭企业的七成。[24]2008年，煤炭产量超过1000万吨的企业达到36家，合计产量13．7亿吨，占全国煤炭产量的50．4%，其中亿吨级企业2家，即神华集团和中煤集团，产量分别为28161万吨和11411万吨，分别占全国的10．4%和4．2%；5000万～10000万吨企业5家，即山西焦煤、同煤集团、淮南矿业、陕西煤业、龙煤集团，煤炭产量分别为8029万吨（占3．0%）、6891万吨（占2．5%）、6043万吨（占2．2%）、6040万吨（占2．2%）、5495万吨（占2．0%）；1000万～5000万吨企业29家，合计产量6．5亿吨，占全国的23．9%。[25]我国政府计划进一步提高煤炭行业的集中度，到2010年，大、中、小煤矿产量比重将调整为56∶17∶27，13个大型煤炭基地产量将达到22．4亿吨，占全国总产量的86%。[26]

近年来，由于煤炭价格上涨对火电企业形成了较大冲击，电力企业纷纷向煤炭行业延伸产业链，或直接投资开矿，或参股煤炭企业，或进行煤电联营。2005年，华能集团从澳大利亚麦卡瑟煤炭公司手中以2942．3万澳元的价格收购了蒙托煤矿项目25．5%的股权。华电国际、兖州煤业设立合资公司，共同负责华电国际邹县电厂四期两台100万千瓦发电机组工程的经营管理，并以合资公司为平台开展煤电联营合作；国电集团燃料公司与平煤集团等于2007年签订战略发展合作协议，决定共同出资开发平煤在陕西的杨家坪煤田。“煤电组合”使煤炭资源开采主体在所有制多样化的基础上，呈现产业多样化。

2．石油天然气开发的产业组织结构

我国石油天然气开采领域一直由国有企业为主导。1998年石油工业重组以来，呈现典型的寡头垄断特征，形成中国石油天然气总公司、中国石油化工总公司和中国海洋石油总公司三大集团垄断市场的格局。其中，陆上石油和天然气资源的勘探、开发由中石油公司和中石化公司垄断，海上石油勘探、开发由中海油公司垄断。目前，中石油公司在中国东北、华北、西北和西南等广大区域内从事油气勘探和开发业务，负责包括大庆油田、辽河油田、新疆油田、塔里木油田、长庆油田等13个油气田在内的石油、天然气勘探与开发；中石化公司的油气勘探业务主要在华东地区，下属油田企业主要包括胜利石油管理局、中原石油勘探局、河南石油勘探局、江汉石油管理局、江苏石油勘探局、滇黔桂石油勘探局。另一家拥有石油、天然气勘探开发资质，从事陆上石油勘探开采的企业是陕西延长石油（集团）有限责任公司（延长油矿管理局）。[27]2008年，石油和天然气开采业的规模以上国有及国有控股企业数量占全行业的37．5%，但资产占到96．4%，工业总产值占到96．1%。

民营企业进入石油和天然气勘探开发领域始于20世纪90年代初，在石油资源开发领域的比重较小，其开发石油资源（主要是“低品位”石油资源）大致形成了三种模式：从中石油公司既有区块划片开发的“陕北模式”、与中石油公司合作开发的“吉林模式”以及开发中石油公司废弃油井的“新疆模式”。1994年4月13日，当时的中国石油天然气总公司和陕西省人民政府签订了关于开发陕北地方石油资源的协议，从长庆局和延长油矿区域内划分部分面积，交由所在地市县开发。获得石油区块的县钻采公司为了解决资金、技术不足的困难，采取了“联合打井，区块委托，油井承包”的做法，一些民营、个体的投资者以与县钻采公司联营的名义，同政府或县钻采公司签订了石油开发协议。这就是“陕北模式”。1999年原国家经贸委印发“国经贸石化（1999） 1239号”文件，明确要求“坚决停止和纠正允许投资商参与石油开采活动的做法，正在进行的非法开采活动，必须立即停止，凡侵权开采、侵权占区块和油井的单位和个人，要责令立即退出，并将侵权侵占的油井、区块无偿交还矿业权人”，“对各县钻采公司的联营单位，进行全面清理，并根据联营单位的不同情况采取划转、收购、兼并、资产入股等多种形式进入陕西省延长石油工业集团，实行统一管理”。

“吉林模式”源于1997年12月，准备海外上市的中石油公司为降低勘探和开采成本，将旗下13个“低品位油田”区块进行国际招标，其中包括吉林油田5个区块。双方具体合作方式是：双方就某“低品位”石油区块签订20～25年的合同，合同期间由合作方负责开采，打出的原油必须统一销售给吉林油田，根据区块的产量和质量双方进行产品分成。“新疆模式”则是民营企业开发中石油公司认为开采成本过高而放弃开采的由“废油井”、稠油井和低渗透度油田组成的“低效油田”[28]。总的看来，我国石油开采领域民营经济发展较为有限。

3．水力资源开发的产业组织结构

我国大型水电开发基本由大型国有电力企业承担。2002年国家电力体制改革实行“厂网”分离，在原国家电力公司的基础上，成立了两家电网公司———国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，5家发电集团公司———中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司，4家辅业集团公司———中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司和中国葛洲坝集团公司。已形成较大规模的水电流域开发公司分别划入5家发电集团公司：澜沧江水电开发公司划归华能集团、龙滩水电开发公司划归大唐集团、乌江水电开发公司划归华电集团、清江水电开发公司和国电大渡河水电开发公司划归国电集团，黄河上游水电开发公司和五凌水电开发公司划归中电投集团。此外还有为建设三峡，国务院1993年9月27日批准成立的中国长江三峡工程开发总公司。这样就形成主要大江、大河的大型水电站项目主要由大型国有电力企业竞争开发的格局。

在大型国有电力企业垄断大型水电开发的同时，我国还存在为数众多的中小水电企业和水电站。我国小水电资源十分丰富，按20世纪80年代初标准，把1．2万千瓦以下水电站称为小水电站。我国小水电理论蕴藏量达1．6亿千瓦，相应的年电能为13000亿千瓦时，可开发装机容量7000多万千瓦，年发电量为2000亿～2500亿千瓦时。按现在的标准，把5万千瓦（按每千瓦投资7000～8000元估算，总投资在4亿元以下）以下水电站称为小水电，则这些数字将大大增加。

我国的小水电资源分布很广，在全国2000多个县（市）中，有1500多个县有可开发的小水电资源，其中可开发量在1万千瓦以上的县有1100多个。[29]截至2006年底，全国已建成小水电站46989座，总装机44934兆瓦，约占可开发容量的37．4%，约占全国水电总装机的34．9%。[30]根据《政府核准的投资项目目录（2004年本）》，在主要河流上建设的项目和总装机容量25万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准，其余项目由地方政府投资主管部门核准。但在实际执行过程中，这一标准并未得到严格的执行，特别是一些中小河流所在地的地方政府从本地和眼前利益出发，随意授予水能资源开发权，擅自简化电站的审批程序，以致近几年出现了相当数量的无立项、无设计、无验收、无归口管理的“四无”电站。据报道，云南省文山州有21座“四无”电站，都属于政府的招商引资项目，均不符合基本建设程序。而四川省在建和已建的“四无”电站中，无可研报告或初步设计批文的达102座，无立项的达63座。[31]

二、能源资源开发的技术水平

1．煤炭勘探开发的技术水平

（1）煤炭勘探技术。我国煤炭资源综合勘探技术取得突破性进展，建立了具有中国特色国际一流的煤炭综合勘探技术体系；勘探精度和准确率有了很大提高，高分辨率三维地震技术在煤矿采区的普遍运用，使勘探精度由原来的查明落差10～20米的断层提高到查明落差3～5米的小断层和幅度5米的波状起伏，查明构造的准确率达到60%以上，煤田测井解释精度处于国内外先进行列；勘探领域突破了复杂山区、高原区、沙漠、黄土覆盖区、水上、沼泽、村庄下以及采空区等地震施工禁区。钻探工艺逐步完善，绳索取芯和金刚石钻进的工艺基本成熟，空气泡沫钻进、潜孔锤正反循环钻进、受控定向钻进和超大孔径钻进等钻探工艺得到广泛应用，钻进参数监测系统的研制成功，使煤田钻探步入国际先进行列。计算机信息技术广泛运用于煤炭地质勘查的各个领域，从野外数据的采集到地质报告编制基本实现了数字化、信息化。[32]

（2）煤炭开采技术。

①矿井建设：深井、厚冲积层条件下矿井建设水平达到国际领先水平；立井井筒施工速度达到230米／月以上，创造了世界纪录；研制成功了一系列高可靠性半煤岩巷掘进机，配合巷道锚杆锚索支护新技术显著提高了巷道掘进施工机械化水平。

②采煤设备：自主研究开发了具有国际先进水平的大功率电牵引采煤机，年产400万～600万吨煤炭的综采技术装备实现了国产化，高产高效矿井建设取得巨大成就，“十五”期间，安全高效煤矿数量由2000年的82个，增加到2005年的197个，全国符合高产高效矿井建设条件的煤矿共有197个，产煤6．35亿吨，人均工效达到17．5吨，百万吨死亡率为0．045，主要技术经济指标接近或达到了世界先进水平。国有重点煤矿采煤机械化程度达到82．7%，比2000年提高了8．3个百分点。

③安全生产：地面抽采、本煤层抽采、邻近煤层、采空区抽采等瓦斯抽采技术得到了广泛应用，属于高瓦斯和瓦斯突出煤矿的原国有重点煤矿90%以上开展了瓦斯抽采工作；基于计算机网络系统的全矿井安全监测系统和远程集中监控系统被普遍推广应用；研究开发的地音监测仪、微震监测系统以及电磁辐射装置，用于预测矿井动力灾害，使不发生动力灾害区域的预报准确率达到100%，可能发生动力灾害区域的预报准确率达到80%以上；矿区火灾隐患识别及控制新技术研究也取得了突破，矿井火区的早期预报、注浆灭火技术日趋成熟并得到广泛推广应用。

④洁净煤技术：重介选煤技术、浮选技术、与煤共伴生资源利用技术和环境保护技术、地面和井下相结合的煤层气抽采利用技术、煤矸石发电、土地复垦、洁净开采以及矿井水资源化利用技术的研究开发都取得了积极进展。[33]

虽然我国的煤炭开采技术取得了很大进展，但是在产品技术标准、产品设计理论、核心技术、产品寿命与可靠性、产品制造工艺等方面与国际先进水平仍然存在很大的差距。[34]目前，我国煤炭开采技术存在的问题主要表现在以下几个方面：一是机械化程度低，虽然国有重点煤矿的机械化程度达到80%以上，但同时存在大量技术落后的中小煤矿；二是企业规模小，生产力总体水平低，2006年全国正常生产的煤矿1．65万处，平均规模只有12万吨；三是回采率低。2005年，国土资源部、国家发改委共同开展全国煤炭资源回采率专项检查，共普查煤炭矿山企业8549个，得到的数据显示：2004年全国煤矿平均采区回采率为64%，平均矿井回采率为46%。山西、陕西、内蒙古和新疆四省的平均回采率为58%，比东部地区和南方地区的平均采区回采率低14个百分点；小型煤矿平均采区回采率为52%，比大型煤矿低12个百分点，特别是这四省小煤矿平均采区回采率仅为50%；厚煤层平均采区回采率为56%，比薄煤层低10个百分点。[35]

2．石油和天然气开发技术

我国石油和天然气已形成从科学研究、勘探开发、地面工程建设到装备制造的完整技术体系。

（1）油气勘探。一系列新技术在我国油气资源勘探中得到广泛应用，包括山区连片二维高分辨地震勘探技术、三维地震资料处理解释一体化技术、精细储层预测技术等。物探采集和处理系统实现了卫星定位、数字化处理、三维地震和计算机成像，大大提高了地层分辨率和油气构造解释、判断的准确性。

（2）钻井技术和设备。我国石油钻机发展晚、起步快，是发展中国家唯一能生产成套石油钻机的国家。目前，国内石油钻采设备制造规模生产企业已经超过188家，建成了钻井设备制造、石油工具生产、钻头生产、地球物理勘探设备生产、石油钻机专用柴油机制造等基地。2007年我国首台具有自主知识产权的12000米特深井石油钻机研制成功，达到世界先进水平。近年来钻机严重老化的问题已经得到初步改观，其中中石油公司更新改造钻机约1／3，主体装备更新系数由0．3提高到0．6。到2005年，全国在用钻机超过1300台，其中中石油公司在用钻机超过900台，其中一半以上的钻机得到了更新改造，从钻机类型构成来看，在长庆、胜利、新疆、华北、吉林等作业的568台钻机中，小型、中深井和超深井钻机分别占12%、56%、31%，电动钻机占20%，结构更趋合理。[36]

（3）油气开采。我国不仅能开发大型整装构造简单的油气田，而且能开发小型、断块、裂缝型、复合隐蔽型油气田，能开发重油、稠油、沥青质等高难度油田及硫化氢、二氧化碳含量高的天然气田。油田早期注水分层开采、高含水油田稳油控水开发、聚合物去除提高采收率、复杂断块油田滚动勘探开发等技术达到国际领先水平，保证了我国油气田高产、稳产。

（4）海洋石油技术。能够自主完成海上海气田工程设施（包括平台、海底管线、浮式处理储油轮等）从设计、制造到海上安装的全部工程，采用“全海式”、“半海半陆式”、单腿平台、多腿平台、无人作业平台、海底基盘及水下井口、早期试生产系统、单点系泊加浮式生产系统（FPSO）等多种模式，并形成了自己的产业特色。[37]但是深水油气勘探技术、海上油气技术装备与世界先进水平相比仍有一定差距。

3．水电开发技术

近年来，我国水电设备制造技术发展得很快，已生产的大型轴流转桨式机组为转轮直径为10．2米、125兆瓦的葛洲坝机组、200兆瓦天生桥机组。大型灯泡贯流式机组可制造50兆瓦以上、转轮直径在7米以上的机组。已生产了35兆瓦或1000米以上水头的多喷嘴冲击式机组，正在生产140兆瓦居亚洲最大的大型冲击式机组。随着三峡电站的建设，水电机组实现从30万千瓦向70万千瓦（转轮直径10米）等级的升级，哈电公司和东电公司已经掌握了700兆瓦混流式机组的生产技术，混流式转轮模型效率已超过了95%，达到当今世界领先水平。结合三峡电站项目，哈电公司、东电公司引进并掌握了具有国际先进水平的流体动力学分析软件技术，除使混流式转轮模型最高效率超过95%、压力脉动较左岸国外转轮大为改善之外，同时也推动了轴流转浆式、转轮灯泡贯流式转轮、可逆式水泵水轮机转轮和冲击式转轮的水力设计，并取得了突破性进展。目前，大型轴流转浆和大型混流式水电主力机组的设计制造水平均已步入世界先进行列，形成以哈电公司、东电公司为主体，以上海、天津、杭州等地的中外合资企业以及全国各地的一批中小企业为辅的，基本构成比较完整的、居世界前列的水电设备制造体系。2010年3月，向家坝水电站1号机组80万千瓦水轮机组开始安装。向家坝电站设计左、右岸各安装4台单机容量80万千瓦的水轮机组，机组单机容量刷新了世界纪录，其中左岸4台为国产机组，国产水轮机制造能力又上升到新的水平。

水轮机主要分为混流式、轴流式、冲击式、贯流式和可逆式五大类。通过三峡工程的技术引进，国内厂家（哈电公司和东电公司）在混流式水轮机科研开发技术方面和国外已经几乎没有什么差别，产品技术基本和国外先进公司处于同一水平，在市场竞争中具有和国外抗衡的实力。但是，其他几种类型的水轮机国内科研开发技术与国外相比却不容国人乐观。具体表现在：轴流式水轮机模型效率水平国外已达到93．5%～94%，而国内只达到92．5%～93%；贯流式水轮机国外开发了很多三叶片、四叶片模型，而国内刚刚处于对国外开发转轮的复制复试阶段；冲击式水轮机虽然对国外的机组进行了复制复试工作，但自行开发设计的转轮还很少；可逆式水泵水轮机国内从20世纪80年代就进行了自主研究，但和国外产品依然存在差距，因此还不具备和国外产品竞争的技术水平。国内企业在抽水蓄能发电设备方面的技术水平与跨国水电设备制造商存在较大差距，核心技术和转轮等核心部件掌握在国外公司手中。

[1]《驻维也纳联合国大使在欧佩克国际研讨会上的发言》，中国政府网（http：／／www．gov．cn），2006年9月15日。

[2]《中国的能源状况与政策》白皮书。

[3]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[4]《我国煤炭资源再透视：煤炭资源有效供给不足》，http：／／www．china5e．com／news／meitan／200406／200406090093．html。

[5]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[6]中国石油天然气集团公司2008年度报告，中国石油天然气集团公司网站（http：／／www．cnpc．com．cn）。

[7]中国海洋石油总公司网站（http：／／www．cnooc．com．cn）。

[8]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[9]《中国的能源状况与政策》白皮书。

[10]③ 陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[11]车长波、杨虎林、李富兵：《我国油气勘探开发形势分析与展望》，《中国石油企业》，2008年第3期。

[12]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[13]张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

[14]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[15]陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[16]赵玉文：《金融危机下的光伏产业发展》，《中国电力企业管理》，2009年第7期。

[17]EPIA．Solar Generation V．

[18]郭姜宁：《太阳能产业：路在何方？》，《科技日报》，2009年7月24日。

[19]王庆一：《能源词典》（第二版），中国石化出版社，2005年。

[20]③ 陈勇：《中国能源与可持续发展》，科学出版社，2007年。

[22]张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

[23]史丹等：《中国能源工业市场化改革研究报告》，经济管理出版社，2006年。

[24]国家发改委能源局网站。

[25]张国宝：《中国能源发展报告2009》，经济科学出版社，2009年。

[26]《中国将调整大中小煤矿产量比重》，http：／／www．sxcoal．com／coal／180171／articlenew．html。

[27]石油天然气总公司、中国石油化工总公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司网站。

[28]王志强、郭大鹏：《石油开采：“灰色地带”揭秘》，《中国企业家》，2005年第15期；周天勇、夏徐迁：《什么样的体制才能保证我国的能源安全》，《财经问题研究》，2007年第1期。

[29]简保权：《中国小水电产业发展现状分析》，《新能源产业》，2007年第3期。

[30]姜美武：《小水电发展问题浅析》，《小水电》，2008年第1期。

[31]《水电大国的隐忧》，http：／／www．newenergy．org．cn／html／0053／20053649．html。

[32]孙升林：《我国煤炭地质勘查技术现状与发展趋势———在第五次全国煤炭地质科技大会暨煤炭地质科技论坛上的专题报告（摘要）》，《中煤地质报》，2006年12月4日；徐水师：《我国煤炭地质勘查科学技术发展趋势及新时期的主要任务》，《煤炭企业管理》，2006年第4期。

[33]国家发展改革委员会能源局：《我国煤炭技术进步发展现状与展望》，《能源技术与管理》，2007年第1期。

[34]王政宏：《煤炭技术装备的现状分析》，《研究与探讨》，2006年第11期。

[35]国家发改委能源局网站。

[36]李世光：《浅谈国内钻机生产发展及现状》，http：／／www．kpem．com．cn／cn／culture／20071213105822．html；《我国石油和石油化工装备制造业发展概况》，http：／／www．souchem．com／news／news＿2840．html。

[37]《我国海上石油开采设备绝大部分依赖进口》，http：／／www．cmiw．cn／html／65／n－264365．html。