從粗放增長到集約發展，從以煤為主到多能并行，從傳統能源動能強勁到新能源引領風騷——回望五年，中國能源正在經歷革命性的蛻變：清潔低碳化進程加快，能源消費得到有效控制，能源利用效率進一步提高，節能降耗成效頗豐。

1、煤炭清潔高效利用全面發力

十八大以來，煤炭工業積極應對國內外復雜形勢，著力轉變發展方式，深入推進結構調整，全面深化行業改革，在資源保障能力、結構調整、安全生產、礦區生態環境、科技創新等方面開展了卓有成效的工作，煤炭行業整體水平顯著提高。

國家有關部門先后研究制定了《商品煤質量管理暫行辦法》《關于促進煤炭安全綠色開發和清潔高效利用的意見》和《煤炭清潔高效利用行動計劃(2015-2020年)》等文件，加強從煤炭產品質量、燃煤發電、煤化工、燃煤鍋爐、煤炭分級分質利用、民用散煤治理、廢棄物資源化利用等7個領域涉及煤炭全生命周期、全產業鏈開展推進煤炭清潔利用工作，持續推進煤炭生產和利用方式變革，積極促進煤炭資源開發、生態環境保護、區域經濟社會協調發展，全面提高煤炭發展質量和效益，圍繞科學調控煤炭生產總量和布局、發展清潔高效燃煤發電、提高燃煤工業爐窯技術水平和煤炭加工轉化水平、開展煤炭分質分級梯級利用、減少煤炭分散燃燒和污染物排放等關鍵環節積極開展相關工作。

在清潔燃煤發電、煤制清潔燃氣、煤制液體燃料、煤制化工品等煤炭清潔轉化技術方面取得重大突破，并積極研發超超臨界發電、煤基多聯產、大型節能循環流化床等清潔高效燃煤發電技術。

我國火電機組平均供電煤耗已達到321克標煤/千瓦時，其中660-1000MW超超臨界發電機組總裝機已達1億千瓦，居世界首位，平均供電煤耗達到290克標煤/千瓦時，上海外高橋三廠平均供電煤耗已達到276克標煤/千瓦時，處于國際領先水平;世界首臺600兆瓦超臨界循環流化床燃煤鍋爐機組在四川白馬成功投運，技術達到國際先進水平;我國首臺250MW等級IGCC示范電站投入運行，成為世界上第四個擁有大型IGCC電站且自主設計、建設和運行的國家;成功研發出3000噸/日先進煤氣化技術及裝備，新型煤氣化、直接液化、煤制烯烴等技術整體達到國際領先水平，神華百萬噸級煤制油項目平穩運行，大唐克旗、慶華伊犁、匯能煤制氣示范工程實現連續穩定運行，年產60萬噸煤制烯烴示范項目實現商業化運行;燃煤常規污染物控制技術取得突破，特別是中低揮發分的低氮氧化物燃燒技術達到國際領先水平，二氧化碳捕集與封存技術在神華集團成功實施。

2、煤電超低排放和節能改造提速擴圍

為加快推動能源生產和消費革命，進一步提升我國煤電行業清潔高效發展水平，2014年，國家能源局會同國家發改委、環境保護部制定了《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》(發改能源[2014]2093號)，大力推進煤電超低排放和節能改造。2015年，國家能源局聯合國家發改委、環境保護部制定了《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》(環發[2015]164號)，推動全國煤電超低排放和節能改造提速擴圍。

截至2016年底，全國已累計完成超低排放改造4.5億千瓦、節能改造4.6億千瓦，分別占到2020年超低排放改造目標(5.8億千瓦)的77%、節能改造目標(6.3億千瓦)的73%。東部地區的天津市、河北省和江蘇省，已完成全部具備條件機組的超低排放改造，比國家要求提前了1年多時間。中部地區河南省已全部完成具備條件機組的超低排放改造，比國家要求提前了2年。

3、可再生能源進入規模化發展階段

“十二五”時期特別是十八大以來，我國在《可再生能源法》和相關政策措施的推動下，可再生能源產業發展迅速，技術水平顯著進步，產業實力快速提升，市場規模不斷擴大，已進入了大范圍增量替代和區域性存量替代的發展階段。

一是推動能源結構調整的作用不斷增強。到2017年上半年，我國可再生能源發電裝機容量突破6億千瓦。其中，水電裝機3.38億千瓦，風電并網裝機1.54億千瓦，光伏發電并網裝機1.02億千瓦，生物質發電并網裝機1330萬千瓦。

2016年底，我國非化石能源利用量占到一次能源消費總量13.3%，比2010年提高3.9個百分點，全部可再生能源年利用量達到5.5億噸標準煤，可再生能源的迅速發展為推動我國結構調整和能源轉型做出了積極貢獻。

二是技術裝備水平顯著提升。我國已逐步從可再生能源利用大國向可再生能源技術產業強國邁進。已自主制造投運了單機容量80萬千瓦的混流式水輪發電機組，掌握了500米級水頭、35萬千瓦級抽水蓄能機組成套設備制造技術。風電全產業鏈基本實現國產化，風電設備的技術水平和可靠性不斷提高，5-6兆瓦大型風電設備已經試運行。新型光伏電池技術轉換效率不斷提升，多晶硅、硅片、光伏電池生產規模均居世界第一。

三是積極探索可再生能源產業創新。在持續推動可再生能源規模增長的同時，也致力于探索可再生能源產業創新。創新光伏農業、光伏漁業等“光伏+”項目，實施光伏扶貧，建設了龍羊峽水光互補光伏電站、河北沽源和吉林長嶺20萬千瓦風電制氫項目。

四是經濟性和能力建設不斷提高。隨著技術進步及生產規模擴大，我國陸上風電建設成本已處于世界最低水平，光伏發電成本顯著下降，較“十二五”初期下降了60%，各類生物質能、地熱能、海洋能和可再生能源配套儲能技術也有了長足進步。我國可再生能源開發和建設企業具有良好的設計、施工、運維和驗收能力，積極踐行我國“一帶一路”戰略，在全球范圍內創造了較多的成功開發和建設實踐案例。

4、水電新增裝機約8300萬千瓦

十八大以來，我國新增水電裝機約8300萬千瓦，預計2017年底總裝機約3.4億千瓦，年發電量超過1.1萬億千瓦時，開工和投產一批規模300萬千瓦以上的大型水電站，其中烏東德水電站(1020萬千瓦)開工建設，金沙江溪洛渡(1386萬千瓦)、向家壩(640萬千瓦)，雅礱江錦屏一級(360萬千瓦)、錦屏二級(480萬千瓦)等水電站投產發電。其中，錦屏一級水電站大壩為世界第一高壩，壩高305米，溪洛渡水電站裝機規模居世界第三位。

重大工程的建設，不但提供大量清潔電力，有利于減排溫室氣體和完成2020年非化石能源發展目標，還提升了流域防洪體系和庫區航運能力，帶動當地基礎設施建設，促進庫區經濟社會發展。

5、風電累計新增裝機容量8758萬千瓦

十八大以來，我國風電新增裝機容量連續4年領跑全球，截至2016年底，我國風電累計新增裝機容量8758萬千瓦，風電在電源結構中的比重逐年提高，已成為我國繼煤電、水電之后的第三大電源。

規劃和推動了新疆哈密二期(800萬千瓦)、甘肅通渭(200萬千瓦)、寧夏(600萬千瓦)、內蒙古錫盟(700萬千瓦)、山西晉北(700萬千瓦)、新疆準東(520萬千瓦)、新疆百里風區(680萬千瓦)、河北張家口三期(683萬千瓦)、河北承德二期(287萬千瓦)和四川涼山州(568萬千瓦)等風電基地建設;推動了金沙江河谷、雅礱江河谷風光水互補、烏蘭察布、赤峰、包頭等京津冀周邊風電規劃，按期發布了2016年和2017年風電預警結果，嚴格控制“三北”棄風限電較為嚴重地區的建設規模，將風電發展的重心轉移到不棄風的中東部和南方地區，積極推動海上風電和低風速風電進一步發展，開展可再生能源就近消納試點，推動可再生能源清潔供熱示范工程建設，探索風電制氫、工業直供電等新型可再生能源開發利用模式。

6、打造全球最大光伏發電市場

“十二五”以來，光伏發電市場逐步啟動，特別是黨的十八大以來，國家出臺了《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發[2013]24號)及相關配套政策，我國光伏發電規模迅速擴大，已經成為可再生能源的重要力量。自2013年起，連續4年新增裝機容量超過1000萬千瓦，成為全球最大的光伏發電市場。截至2016年底，我國光伏發電累計裝機容量7742萬千瓦，繼2015年之后連續兩年保持全球第一。

光伏發電規模快速擴大的同時，我國光伏產業近年來始終保持較強的國際競爭力，是我國為數不多的具有比較優勢的戰略性新興產業，光伏產業全產業鏈均處于領先地位。2016年我國多晶硅產量19.4萬噸，占全球總產量的48.5%，連續6年位居全球首位;光伏電池產量約為51GW，同比增長24.4%，為全年全球產量的68%;光伏組件產量約53.7GW，同比增長22.3%，約占全球總產量的69%。光伏電池和組件生產規模全球前十名企業中，我國分別有7家和8家。2016年，我國光伏產品出口額達到140.2億美元，近三千家企業的光伏產品出口至200多個國家和地區。

2016年，在內外部環境的共同推動下，我國光伏企業加大工藝技術研發力度，生產工藝水平不斷進步。骨干企業多晶硅生產能耗繼續下降，綜合成本已降至9萬元/噸以下，行業平均綜合電耗已降至80千瓦時/千克以下，硅烷法流化床法等產業化進程加快;P型單晶及多晶電池技術持續改進，常規生產線平均轉換效率分別達到19.8%和18.6%，采用PERC和黑硅等技術的先進生產線則分別達到20.5%和19.1%，異質結(HIT)、背電極等技術路線加快發展;光伏組件封裝及抗光致衰減技術不斷改進，領先企業組件生產成本降至2.2元/瓦，光伏發電系統投資成本降至6.5元/瓦以下，度電成本降至0.5-0.8元/千瓦時。

7、太陽能熱發電穩步推進

近年來，我國太陽能熱發電行業實現突破性發展，啟動試驗示范項目并有部分太陽能熱發電站并網運行，形成了太陽能熱發電站選址普查、技術導則、行業標準等指導性文件。2015年11月在全國范圍開展了太陽能熱發電示范項目申報和評審工作，啟動了太陽能熱發電示范項目建設，提出了示范項目臨時電價建議，為在十三五期間大規模商業化推廣奠定了基礎。

為推動我國太陽能熱發電技術產業化發展，2016年9月國家能源局印發了《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》(國能新能[2016]224號)，確定第一批太陽能熱發電示范項目共20個，總計裝機容量134.9萬千瓦，分別分布在青海省、甘肅省、河北省、內蒙古自治區、新疆自治區