1.中国能源资源与消费空间态势

我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部；80%的水能资源分布在西南部；绝大部分陆地风能、太阳能资源分布在西北部。同时，70%以上的能源需求却集中在东中部（京津冀、长三角、珠三角地区）。能源基地与负荷中心的距离在1 000到3 000千米。可见，我国的能源资源和消费呈逆向分布且空间距离较远，二者间存在很大的不匹配。在负荷中心区大规模展开能源点建设将会受到周边能源资源情况的制约，因此必须做到全国一盘棋，在全国范围内统筹，不能各省、各地方自行其是，通过规划在空间上实现供需平衡，再依据科学计算的方法，得出能源调度的方向与力度，构建系统的能源输送通道。

2.中国能源安全与能源进出口、能源运输关系

中国是世界最大能源消费国，而且是过去20年世界能源消费增长的最重要来源。中国的能源资源对外依赖程度不断加深，有着深刻的历史背景和现实国情。首先，中国“世界工厂”的分工定位（出口加工为主的“世界组装车间”）使得中国宝贵的自然资源消耗量大幅增加。其次，中国是一个人均自然资源较为匮乏的国家。我国多数矿产资源供需形势严峻，一些关系到国民经济命脉的、用量大的大宗矿产资源中，贫矿和难选矿多，富矿少，质量差，后备储量严重不足，供需矛盾相当突出。最后，中国资源利用效率低。目前，中国面临的最大挑战是因工艺技术落后导致资源利用效率低，与国际先进水平相比，中国资源利用效率明显偏低。

随着中国经济的快速发展，其对能源消费量与质的高需求，将增大对世界能源的依赖性，从而使中国能源安全不稳定因素增多。因此，为实现经济的可持续发展，保障能源安全，我国在能源运输方面先后制定了若干跨区域资源调配方案。根据中国能源消费的空间分布因素，实行“西电东送”“北煤南运”“西气东输”大战略。通过运煤通道、输电通道、油气通道建设，将在未来中国能源整体布局上起到很大的作用，极大地改变因地理因素而导致的能源调度问题。

3.能源运输通道

通过能源输送通道的建设将克服区域能源生产与区域能源消费需求不匹配的矛盾，解决能源调度问题，促进能源消费时空上的合理布局、协调发展，是实现能源系统高效生产和合理消费的必要条件。

（1）运煤通道

长期以来，煤炭作为我国的基础能源，在一次能源生产和消费中均占70%以上；虽然国家正采取积极的政策发展清洁能源和可再生能源，以降低煤炭在一次能源中的比重，但煤炭的主导地位在一定时期内不会发生根本性改变。

我国煤炭资源分布的总体格局是北富南贫、西多东少，煤炭的赋存量与经济发展呈逆向分布，“北煤南运”“西煤东调”的格局将长期存在。因此，建设畅通的布局合理的运煤通道就成为平衡我国煤炭供需矛盾以及提高煤炭利用效益的关键所在。

①运煤通道现状

目前，我国有四大运煤通道：

第一大运煤通道：晋北煤炭基地—大秦线—秦皇岛港。传统的第一运煤通道在北煤南运中的重要性有所减弱，煤炭发运量减少。

第二大运煤通道：神朔—朔黄—黄骅港。2015年添加了准池线，形成了“准池线—朔黄线—黄骅港”运煤通道，随着准池线开通、黄骅港的对外开放以及强大的货源支撑，预计黄骅港煤运市场份额还将扩大。

第三大运煤通道：蒙冀铁路线正在加快建设。随着首列伊泰万吨运煤火车顺利进入国投曹妃甸港接卸，包括伊泰等多家内蒙古煤炭企业正在与蒙冀铁路和曹妃甸港进行洽谈，增加下水运量，将为第三运煤通道增加煤炭运量发挥作用。

表2-2　“十三五规划”煤炭运输通道

（引自：《煤炭工业发展“十三五”规划》）

第四大运煤通道：蒙华铁路。“十三五”期间规划投产的重要煤运铁路是蒙华铁路，规划设计输送能力为2亿吨／年，是世界上一次建成最长的重载煤运铁路。作为专用的动力煤输送通道，蒙华铁路的建成将对我国能源布局产生较大影响，同时能有效缓解华东地区缺电的问题。

②运煤通道的安全问题

长距离的运输通道面对极端天气时无以为继，比如2008年南方遭遇罕见的低温雨雪冰冻灾害，受灾地区运煤通道受阻，电煤供应频频告急，近百座电厂存煤低于警戒线，近20个省市出现大面积拉闸限电。所以要从大输煤转变为向大电网输电，推进煤电一体化，加强坑口电厂建设。

运煤系统的布局既与上游的煤矿企业产煤能力相关，也与下游的用煤需求相关，需要统筹协调，既不造成输运通道的闲置，也不能引起用煤企业用煤短缺。

③运煤通道未来发展

《煤炭工业发展“十三五”规划》指出，预计2020年，煤炭调出省区净调出量16.6亿吨，其中晋陕蒙地区15.85亿吨，主要调往华东、京津冀、中南、东北地区及四川、重庆；新疆0.2亿吨，主要供应甘肃西部，少量供应四川、重庆；贵州0.55亿吨，主要调往云南、湖南、广东、广西、四川、重庆。煤炭调入省区净调入19亿吨，主要由晋陕蒙、贵州、新疆供应，沿海、沿江地区进口部分煤炭。

“十三五”期间，煤炭铁路运力总体宽松，预计2020年，全国煤炭铁路运输总需求约26亿—28亿吨。考虑铁路、港口及生产、消费等环节不均衡性，需要铁路运力30亿—33亿吨。铁路规划煤炭运力36亿吨，可以满足“北煤南运、西煤东调”的煤炭运输需求。西部地区煤炭外调量较快增长。煤炭铁路运输以晋陕蒙煤炭外运为主，全国形成“九纵六横”的煤炭物流通道网络。

（2）油气管道

鉴于中国石油天然气资源的分布状况、消费状况，以及未来的消费进口走向，国家实施了一系列的重大工程，包括了西气东输工程、中外三大陆路原油进口跨国通道等，旨在保障国家经济的安全、能源安全，降低运输成本，合理分配一次化石能源。

①油气管道现状

A.国内油气管道现状

《石油发展“十三五”规划》数据显示，“十二五”期间国内新投运原油长输管道总里程5 000千米，新投运成品油管道总里程3 000千米。截至2015年底累计建成原油长输管道2.7万千米、成品油管道2.1万千米，基本满足当前国内原油、成品油资源调配需求。“十三五”期间建设目标为：建成原油管道约5 000千米，新增一次输油能力1.2亿吨／年；建成成品油管道12 000千米，新增一次输油能力0.9亿吨／年。预计到2020年，将累计建成原油管道3.2万千米，形成一次输油能力约6.5亿吨／年；成品油管道3.3万千米，形成一次输油能力3亿吨／年。

B.中外油气管道现状

中缅油气管道

中缅油气管道包括原油管道和天然气管道，可以使原油运输不经过马六甲海峡，从西南地区输送到中国，对保障中国能源安全有重大意义。

中缅油气管道原油管道起点位于缅甸西海岸皎漂（Kyaukpyu）港东南方的微型小岛马德岛，天然气管道起点在皎漂港。经缅甸若开邦、马圭省、曼德勒省和掸邦，从云南瑞丽进入中国，将在贵州安顺实现油气管道分离，而曾一度被“油荒”困扰的重庆，将成为原油管道的末站。天然气管道，则将南下到达广西。其中，原油管道国内全长1 631千米；天然气管道国内全长1 727千米。该管道每年能向国内输送2 200万吨原油、120亿立方米天然气。

中亚天然气管道

中亚天然气管道是连通中亚多国与中国的重要能源通道，管道途经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，经新疆霍尔果斯口岸入境，与中国国内的西气东输2线和3线相连，全长1 833千米，可保证沿线4亿人口的生活燃料供应，约占全国同期消费总量的15%以上。2018年上半年，中亚天然气管道向中国输气1 635.6万吨，累计监管进口天然气15 937.2万吨，占进出口货运量的99.74%，同比增加18.75%。

中俄东线天然气管道

2015年6月29日，中俄东线天然气管道境内段在黑龙江省黑河市正式开工建设，标志着连接中国和俄罗斯两国的大型陆上能源通道全线启动建设。中俄东线天然气管道境内段起自黑龙江省黑河市中俄边境，止于上海市，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9个省市区，拟新建管道3 170千米。俄罗斯将通过中俄东线向中国供气，供气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米。

中俄东线天然气项目是迄今为止中俄两国最大的合作项目，也是世界上最大的能源合作项目之一。同时，该项目运输管道是目前口径最大、压力最高的长距离天然气输送管道。管道建成后，将形成东北方向陆上天然气进口战略通道，对于提高油气资源进口的多元化水平，保障国家能源安全，减少大气污染，促进能源结构调整等具有重要意义。

②油气通道的安全问题

我国缺油少气，进口量巨大，海上运输通道存在巨大隐患，陆上输运管道也受各方掣肘。一方面需要大力勘探、开发我国油气资源，另一方面寻求各种替代品，比如页岩气、可燃冰，以及推进生物质能开发利用。

③油气通道的未来发展

按照海陆并举、内外衔接的要求，加强西北、东北和西南三大陆路进口油气战略通道建设，重点建设中亚、中缅油气管道，积极推进中俄天然气管道工程；加快建设西气东输一线至五线，煤制气输送管线；加快LNG接收站和配套转输管网建设。

A.推进原油管道建设

统筹原油管道与炼化基地、储备基地协同发展，保障炼厂原油供应、储备基地收储和动用。

拓展陆上原油进口通道。建成中俄原油管道二线和中缅原油管道国内段，研究完善中哈原油管道增输配套设施，开展中哈原油管道延伸到格尔木项目前期工作。

优化和提升海上原油接转能力。优化码头布局，提高东部沿海原油码头接卸能力，配套建设外输管道。统筹长江经济带管网布局，加快建设沿江主干管道，配套输配体系和仓储设施，开展大亚湾—长岭原油管道项目前期工作。鼓励新取得进口配额的原油加工企业通过管道输送进口原油，规划配套新建管道。

推进其他原油管道建设。统筹国内资源开发，配套新建国内原油输送通道。与规划建设的炼化基地、炼油项目、国储基地等配套新建管道。

实施管道隐患治理及改造。以东北、华北、华南等地区老旧管道为重点，加快实施以新代老、隐患治理等管道改造整改工程。

表2-3　“十三五”时期原油管道重点项目表

(www.daowen.com)

（引自：《石油发展“十三五”规划》）

续　表

说明：大亚湾—长岭原油管道视炼厂项目建设和市场发展情况适时建设。

B.加快成品油管道建设

就近供应、区域互联。推进东北到华北华中、华南到西南等跨区管道建设，解决油品资源不平衡和运输瓶颈问题。加快布局云南等西南地区、山西等华北地区成品油管道，提高区域成品油管输供应。依托长三角炼化基地集群和沿江炼厂，加快完善长江经济带管网布局，减少长江水路运输。与规划建设的炼油及升级改造项目、煤制油项目、成品油中转库和储备库、航油油库等配套新建管道。统筹军事需求，根据军队油料需求计划和分输地要求，在管道适当位置预留分输口或结合已有站场建设分输设施，改扩建格尔木—拉萨成品油管道。

结合不同运输方式在石油运输中的优势和特点，加强管道运输与公路、铁路、水运等运输方式的高效衔接，提升油品周转效率。在满足管道输送能力规模和经济性的前提下，鼓励建设替代现有水运、公路、铁路的管道项目。落实管道第三方公平开放，优先考虑利用现有管道向目标市场输送资源，鼓励企业间油品资源串换。提升管道运输技术与运行管理自动化水平，提高油品顺序输送能力。

表2-4　“十三五”时期成品油管道重点项目表

说明：
1.格尔木—拉萨成品油管道扩（改）建工程方案抓紧研究论证，2020年前工程完工。
2.结合区域生态环境现状和特点、煤制油实际发展规模深入论证蒙东、蒙西煤制油外输管道规模的环境合理性，视煤制油项目进展情况适时建设。

C.天然气管网通道

完善四大进口通道。西北战略通道重点建设西气东输三线（中段）、四线、五线，做好中亚D线建设工作。东北战略通道重点建设中俄东线天然气管道。西南战略通道重点建设中缅天然气管道向云南、贵州、广西、四川等地供气支线。海上进口通道重点加快LNG接收站配套管网建设。

提高干线管输能力。加快向京津冀地区供气管道建设，增强华北区域供气和调峰能力。完善沿长江经济带天然气管网布局，提高国家主干管道向长江中游城市群供气能力。根据市场需求增长安排干线管道增输工程，提高干线管道输送能力。

加强区域管网和互联互通管道建设。进一步完善主要消费区域干线管道、省内输配气管网系统，加强省际联络线建设，提高管道网络化程度，加快城镇燃气管网建设。建设地下储气库、煤层气、页岩气、煤制气配套外输管道。强化主干管道互联互通，逐步形成联系畅通、运行灵活、安全可靠的主干管网系统。

表2-5　“十三五”期间天然气主干管道规划表

（引自：《天然气发展“十三五”规划》）

续　表

加快储气设施建设提高调峰储备能力。储气设施与天然气管道相连，是天然气管网系统重要的组成部分，是保障天然气安全、稳定供应的重要手段。依据全国天然气管网布局建设储气设施，主干管道应配套建设地下储气库，地下储气库和LNG接收站应与全国管网相联通，加强城市燃气应急调峰能力建设，构建储气调峰服务市场。

推进液化天然气（LNG）接收站及分销设施建设。根据全国天然气资源流向和各消费区域市场实际需求，结合港口规划统筹优化沿海LNG接收站布局。在天然气需求量大、应急调峰能力要求高的环渤海、长三角、东南沿海地区，优先扩大已建LNG接收站储转能力，适度新建LNG接收站。

已建LNG接收站扩建项目优先考虑增加储气能力，以满足中心城市及辐射地区的应急调峰需求，鼓励在已有站址上进一步扩大规模。

新建LNG接收站优先考虑投资主体多元化、第三方准入条件落实、承担应急调峰任务、装备本地化的项目。加强项目储备，根据市场需求与项目条件适时启动。

综合考虑LNG资源供应、船用加注需求、港口规划和通航等条件，在沿海港口、湖泊和内河船舶污染物排放超标、环保要求高的水域布局LNG船舶加注站码头，加大船用LNG燃料推广力度，开展LNG江海转运试点。

（3）输电通道

通过建设输电通道（电网）可以缓解东部电荒、缓解东部环境压力，加快西部经济发展，创造巨大产值、增加就业、带动其他产业健康发展。

①输电通道现状

电力系统中各种电压的变电所及输配电线路组成的整体，称为电力网，简称电网。它包含变电、输电、配电三个单元。电力网的任务是输送与分配电能，改变电压。输电电压一般分高压、超高压和特高压。国际上，高压（HV）通常指35—220 kV的电压；超高压（EHV）通常指330 kV及以上、1 000 kV以下的电压；特高压（UHV）指1 000 kV及以上的电压。高压直流（HVDC）通常指的是±600 kV及以下的直流输电电压，±800 kV及以上的电压称为特高压直流输电（UHVDC）。其中，特高压电网指1 000 kV交流或±800 kV直流电网，其最大特点就是可以长距离、大容量、低损耗输送电力。

随着我国对可再生能源发展的高度重视，对电网消纳可再生能源发电能力提出了新要求。为实现对水能、风能等宝贵清洁能源的消纳，我国实施了多项特高压电网项目建设。特高压电网将构成我国大容量、远距离的能源输送通道。据测算，如果风电仅在所在省内消纳，2020年全国可开发的风电规模约为5 000万kW，而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力，全国风电开发规模则可达1亿kW以上。

截至2018年9月，我国已有21条在运特高压输电线路（8交13直），6条在建特高压输电线路以及10条待建特高压输电线路。2017年核准了2条特高压交流线路，2018年已核准1条特高压交流、1条特高压直流和1条柔直线路。

②输电通道的安全问题

就直流与交流比较而言，高压直流输电，电流的大小和方向不会随时间变化，因此运行比较稳定可靠、损耗较小、调节迅速，也比较节约线材，投资较少。高压交流输电，能比较方便地将其他机械或化学能量转化成电能，并通过变压器随时升压或降压，使用起来比较灵活，但输送损耗较大，而且容易因为波动，造成多米诺骨牌效应，扩大停电事故范围。因此，对于近距离的受端，可以通过现有500 kV线路；对于远距离的，可以通过直流电直接送电。

在经济性上，在适用范围（输电六七百千米及以内）内优选超高压输电的工程，它比用交流特高压要便宜一半。至于输电在六七百千米以上的线路，直流输电至少比交流输电便宜一半。因为直流输电工程耗资的主要部分是两端变流设备，单价是随输电距离加长而减少，输电距离愈远愈便宜。而交流特高压输电则不同，它在适用区都可以被直流远距输电更经济地被替代。

③输电通道的未来发展

A.输电通道建设

规划将输电通道建设作为重点之一。规划要求，在实施水电配套外送输电通道的基础上，重点实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北（扎鲁特）送电华北（山东）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题，适时推进陕西（神府、延安）电力外送通道建设。结合受端市场情况，积极推进新疆、呼盟、蒙西（包头、阿拉善、乌兰察布）、陇（东）彬（长）、青海等地区电力外送通道论证。

“十三五”期间，新增“西电东送”输电能力1.3亿kW，2020年达到2.7亿kW。

B.优化区域主网架

全国同步电网格局，调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，探索大电网之间的柔性互联，加强区域内省间电网互济能力，提高电网运行效率。

东北地区，西电东送、北电南送的格局随着外送通道建设改变。同时对几大外送输电工程建设、省内与周边省份电网建设，到2020年东北地区初步形成1 700万kW外送能力。

华北地区，西电东送格局基本不变，京津冀鲁接受外来电力超过8 000万kW。计划建设多条特高压输电工程，建设张北至北京柔性直流工程，研究实施区域内电网互联，加强500 kV电网建设优化和配电网升级改造。

西北地区，重点是加大电力外送和可再生能源消纳能力。推进特高压直流外送通道建设。完善750 kV主网架，增加区域内电力互济能力。

华东地区，长三角地区新增外来电力3 800万kW。建设区域内特高压电网、输变电工程和区域内联网工程，优化区域内电网结构。

华中地区，实现电力外送到电力受入转变，湖南、湖北、江西新增接受外电达到1 600万kW。实现区域内电网互联和省间电网加强，优化水电外送方案。

南方地区，推进西电东送，建设输电通道，送电规模达到4 850万kW，优化主网结构，此外各省根据实际情况解决当前电网存在问题。

C.配电网建设、农网改造、智能电网

加强城镇配电网建设。推行模块化设计，规范化选型，标准化建设。中心城市建设高标准配电网，北上广深等超大型城市建成世界一流配电网，城镇地区适度超前建设配电网。同时充分考虑可再生能源、分布式电源等需求。

实施新一轮农网改造。加快新型小城镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级，结合“光伏扶贫”等新需求，建设配网示范工程。实施偏远、贫困地区电网建设攻坚和改造升级。

推进智能电网建设，提高电网优化和配置多种能源的能力。加强厂站级智能化建设，全面建设智能变电站。推广应用在线监测、状态诊断、智能巡检系统，建立自然灾害预警体系。推进配电网自动化建设和柔性控制能力，示范应用配电侧储能系统和柔性直流输电工程。

构建“互联网＋”电力运营模式，推广双向互动智能计量技术应用，加强电能服务管理平台建设。推进智能电网建设，支撑智慧城市创新示范区。