国内外国际经济形势
1.俄乌冲突，世界经济大幅度下滑
2022年，俄乌冲突爆发，导致能源、粮食等大宗商品价格在2021年高位水平上继续大幅上涨，全球通货膨胀不断创下1996年以来的新高，各国央行跟随美联储开启自20世80年代“大滞涨”后最激进的持续加息。世界经济恢复性增长中断，走势持续下行，主要经济体增速超预期下滑；但疫情防控政策放开为经济增长提供支持。
世界经济下行压力较大。一是主要发达经济体表现不及预期。从美国看，一、二季度GDP环比分别下降1.6%、0.6%，一度陷入“技术性衰退”；三季度GDP环比增长3.2%，但是私人消费仅增长2.3%，投资、进口分别下降9.6%、7.3%，国内需求明显疲软。从欧元区看，GDP同比增速逐季下降，前三季度同比分别增长5.5%、4.2%、2.3%；其中，德国前三季度同比分别增长3.5%、1.7%、1.3%，法国分别为4.8%、4.2%、1.0%。从日本看，三季度GDP同比增速为1.5%，较二季度下降0.1个百分点；其中，私人消费拉动GDP增长2.5个百分点，而净出口拖累GDP下降1.0个百分点。二是新兴经济体表现有所分化。马来西亚、越南、印度等国家复苏强劲，马来西亚三季度GDP同比增长14.2%，越南三、四季度同比分别增长13.7%、5.9%，印度三季度同比增长6.3%。受乌克兰危机影响，俄罗斯经济连续2个季度下滑，二、三季度同比分别下降4.1%、3.7%。巴西经济表现较为稳定，二、三季度同比分别增长3.7%、3.6%。
2.全球商品贸易大幅放缓，贸易不平衡明显加剧
全球主要经济体需求大幅放缓，全球商品贸易出现低迷。WTO分析2022年全球商品贸易量增速约为3.5%，较2021年的8.8%大幅放缓，但仍小幅高于2012—2019年平均增速（2.4%）。分区域来看，北美、欧洲及亚州出口贸易星增速分别为3.4%、1.8%及2.9%，分别较2021年6.5%、7.9%及13.3%大幅放缓；中东(14.6%)及非州(6.0%)出口增速较快。
受益于疫情防控政策放开、港口等数字化自动化程度提高，全球供应链压力水平明显下降。截至2022年10月，美联储全球供应链压力指数为1.0，较年初下降77%，回落至2020年末，但距疫情前水平仍存较大距离。
能源进口国及出口国外部贸易账户不均衡加剧，加大政策调控难度及汇率波动。德国贸易顺差降至有历史记录以来最低值；日本贸易逆差扩大至有历史记录的最高值。而巴西、印度尼西亚等能源出口国贸易顺差扩大至有历史记录以来最大值。过度的贸易不平衡或将引起贸易关系紧张和贸易保护主义。
3.我国克服多种不利因素，保持经济增长
根据《中华人民共和国2022年国民经济和社会发展统计公报》，2022年我国统筹国内国际两个大局，统筹疫情防控和经济社会发展，统筹发展和安全，应对超预期因素冲击，经济保持增长。初步核算，全年国内生产总值1210207亿元，比上年增长3.0%。其中，第一产业增加值88345亿元，比上年增长4.1%；第二产业增加值483164亿元，增长3.8%；第三产业增加值638698亿元，增长2.3%。第一产业增加值占国内生产总值比重为7.3%，第二产业增加值比重为39.9%，第三产业增加值比重为52.8%。
我国能源结构现状分析
近年来，我国能源结构不断优化，特别是经过“十三五”的发展，能源行业表现出了强有力的供给弹性和消费韧性，在保障能源安全、建设能源强国、推进能源转型的新征程中迈出了坚实步伐。
1.能源结构持续优化
能源消费低碳化趋势不变，绿色低碳转型向纵深发展。2022年我国一次能源消费中，煤炭占56.4%、石油占17.7%、天然气占8.7%、非化石能源占17.2%。从能源消费结构看，煤炭总体保持稳定，上升约0.4个百分点，石油同比下降0.8个百分点，天然气占比变化不大，非化石能源提升0.6个百分点。首先，石油消费方面，—方面，俄乌冲突背景下，国际油价大幅飙升并维持离位震荡，以及疫清反复和新能源汽车渗透率持续快速提升，抑制了国内成品油消费增长。另—方面，随着国内稳增长政策的集中释放，国内石化产品需求得到—定程度恢复，全年石油消费增速同比下降2.0%左右。其次，天然气消费方面，随着天然气基础设施投资建设项目的适度超前推进，我国天然气行业发展总体平稳，城市燃气用气稳步增长，化工化肥用气小幅扩张，商服用气受疫情影响下降，工业和发电用气受天然气价格攀升影响增速明显回落，全年天然气消费总体与去年基本持平。再次，煤炭消费方面，受气候异常影响，全国多地经历严重高温和干旱推动动力煤需求增长，加之油气价格上涨较快，煤炭“压舱石”作用凸显，煤制油、煤制气、煤制烯烃等煤化工产品产销两旺，产能利用率均同比提升。整体看，煤炭需求持续高位运行，足量稳价供应态势良好，全年煤炭消费量同比增长3.2%左右。最后，非化石能源方面，全年消费增长达6.0%，主要来自太阳能、风能和水电，三者合计贡献非化石能源增量的约八成。
2.非水可再生能源首次超越9亿吨标煤大关
我国非化石能源大发展取得新成就。2022年我国非化石能源供给规模超越9亿吨标煤大关，达到9.1亿吨标煤，同比增长6.0%，增速高出化石能源约3个百分点。其中，非水可再生能源（下称新能源）3.9亿吨标煤，水电4.1亿吨标煤，核能1.2亿吨标煤，新能源维持中高速增长。国家大力打造以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。积极发展能源新产业新模式，推进核能综合利用，加快非粮生物燃料乙醇产业示范，因地制宜开展可再生能源制氢示范，探索氢能技术发展路线和商业化应用路径。
风光发展仍面临资源消费与供应地域失衡、消纳能力不足的挑战。据全国新能源消纳监测预警中心数据，青海、西藏、内蒙古等重点地区光伏利用率长期低于全国平均水平，其中，西藏全年光伏利用率约82%，远低于全国98%。另—方面，储能发展进入加速期，但仍显不足。2022年世界首座非补燃压缩空气储能电站在江苏建成投产，如东100兆瓦时用户侧重力储能示范项目开工建设，储能技术不断丰富。随着20多个省区明确新能源配储能要求，储能设施建设将随风光基地建设进入加速发展期。
我国能源转型方向展望
1.国家出台了一系列能源政策
2022年，国家出台了一系列政策，主要包括：《“十四五”现代能源体系规划》、《“十四五”能源领域科技创新规划》、《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》和《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等，引起国内外行业的关注，这将对我国能源转型产生深远的影响。创新是引领能源发展的第一动力。加快推动能源技术革命，支撑引领能源高质量发展。
（1）《“十四五”现代能源体系规划》
该规划明确了“十四五”时期，现代能源体系建设的主要目标：
一是能源保障更加安全有力。到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦，能源储备体系更加完善，能源自主供给能力进一步增强。
二是能源低碳转型成效显著。单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18%。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。
三是能源系统效率大幅提高。节能降耗成效显著，单位GDP能耗五年累计下降13.5%。
（2）《“十四五”能源领域科技创新规划》
该文件提出了发展目标：能源领域现存的主要短板技术装备基本实现突破。前瞻性、颠覆性能源技术快速兴起，新业态、新模式持续涌现，形成一批能源长板技术新优势。能源科技创新体系进一步健全。能源科技创新有力支撑引领能源产业高质量发展。
在油气领域方面，推动化石能源清洁低碳高效开发利用。“两深一非”、老油田提高采收率等油气开发技术取得重大突破，有力支撑油气稳产增产和产供储销体系建设。煤炭绿色智能开采、清洁高效转化和先进燃煤发电技术保持国际领先地位，支撑做好煤炭“大文章”。
（3）《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》（工信部联原〔2022〕34号）
该文件提出了发展目标：到2025年，石化化工行业基本形成自主创新能力强、结构布局合理、绿色安全低碳的高质量发展格局，高端产品保障能力大幅提高，核心竞争能力明显增强，高水平自立自强迈出坚实步伐。
在产业结构方面，大宗化工产品生产集中度进一步提高，产能利用率达到80%以上；乙烯当量保障水平大幅提升，化工新材料保障水平达到75%以上。
2.我国能源转型发展态势
（1）强化能源战略安全保障
按照国家《“十四五”现代能源体系规划》要求，强化战略安全保障。
增强油气供应能力。加大国内油气勘探开发，坚持常非并举、海陆并重，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，夯实资源接续基础。加快推进储量动用，抓好已开发油田“控递减”和“提高采收率”，推动老油气田稳产，加大新区产能建设力度，保障持续稳产增产。积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。石油产量稳中有升，力争2022年回升到2亿吨水平并较长时期稳产。天然气产量快速增长，力争2025年达到2300亿立方米以上。
（2）大力发展非化石能源
加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广应用低风速风电技术。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。积极推动工业园区、经济开发区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发电。
（3）加快新型储能技术规模化应用
大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模，改善新能源场站出力特性，支持分布式新能源合理配置储能系统。优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用。积极支持用户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频。拓宽储能应用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索储能聚合利用、共享利用等新模式新业态。
（4）实施重点行业领域节能降碳行动
加强工业领域节能和能效提升，深入实施节能监察、节能诊断，推广节能低碳工艺技术装备，推动重点行业节能改造，加快工业节能与绿色制造标准制修订，开展能效对标达标和能效“领跑者”行动，推进绿色制造。构建绿色低碳交通运输体系，优化调整运输结构，大力发展多式联运，推动大宗货物中长距离运输“公转铁”、“公转水”，鼓励重载卡车、船舶领域使用LNG等清洁燃料替代，加强交通运输行业清洁能源供应保障。
（5）提升终端用能低碳化电气化水平。
全面深入拓展电能替代，推动工业生产领域扩大电锅炉、电窑炉、电动力等应用，加强与落后产能置换的衔接。因地制宜推广空气源热泵、水源热泵、蓄热电锅炉等新型电采暖设备。积极推动新能源汽车在城市公交等领域的应用，到2025年新能源汽车新车销量占比达到20%左右。优化充电基础设施布局，全面推动车桩协同发展，推进电动汽车与智能电网间的能量和信息双向互动，开展光、储、充、换相结合的新型充换电场站试点示范。
（6）统筹提升区域能源发展水平
推进西部清洁能源基地绿色高效开发。推动黄河流域和新疆等资源富集区煤炭、油气绿色开采和清洁高效利用，合理控制黄河流域煤炭开发强度与规模。以长江经济带上游四川、云南和西藏等地区为重点，坚持生态优先，优化大型水电开发布局，推进西电东送接续水电项目建设。积极推进多能互补的清洁能源基地建设，科学优化电源规模配比，优先利用存量常规电源实施“风光水（储）”、“风光火（储）”等多能互补工程，大力发展风电、太阳能发电等新能源，最大化利用可再生能源。“十四五”期间，西部清洁能源基地年综合生产能力增加3.5 亿吨标准煤以上。
提升东部和中部地区能源清洁低碳发展水平。以京津冀及周边地区、长三角、粤港澳大湾区等为重点，充分发挥区域比较优势，加快调整能源结构，开展能源生产消费绿色转型示范。安全有序推动沿海地区核电项目建设，统筹推动海上风电规模化开发，积极发展风能、太阳能、生物质能、地热能等新能源。大力发展源网荷储一体化。加强电力、天然气等清洁能源供应保障，稳步扩大区外输入规模。严格控制大气污染防治重点区域煤炭消费，在严控炼油产能规模基础上优化产能结构。“十四五”期间，东部和中部地区新增非化石能源年生产能力1.5亿吨标准煤以上。