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三、能源供需两侧存在的结构性问题
我国能源供需两侧存在的结构性问题，既有需求侧、供给侧的问题，也有供需两侧协调的问题，包括不合理和低效能源需求大量存在、高碳能源结构难以破除、高碳能源生产能力过剩、能源供应系统协调性差、供需两侧互动不足、电气化水平低、能源普遍服务水平有待提高、能源开发利用与生态保护之间矛盾加剧等。
我国能源利用方式整体比较粗放，先进和落后产能并存的现象普遍存在，尽管我国节能工作取得了显著成效，但仍存在大量不合理、低效的能源需求。2013年全社会能源利用总体效率仅为36.8%，低于发达国家约43%的效率水平；2014年我国单位GDP能耗是世界平均水平的1.7倍、欧盟水平的3.3倍
，不合理、低效的能源需求与未来能源需求集约、高效的新要求之间存在矛盾。我国传统经济发展模式粗放，重速度、轻质量，经济发展质量不高，能源资源浪费问题突出。
在城市建设领域，一方面，为数不少的建筑处于空置状态，2013年我国城镇地区自有住房空置率达22.4%，大大超出发达国家5%~10%的住房空置率水平，全国城镇住宅总面积超过200亿平方米，至少有20亿平方米因超常空置而浪费，估计浪费能源1.7亿吨标准煤；另一方面，一些地方大搞房地产建设，一些远不到使用寿命期的建筑被提早拆除，全国每年建筑拆除面积约为当年新开工面积的15%、竣工面积的30%，仅2013年城镇建筑拆除面积就达6亿~7.5亿平方米，而房屋营造本身就是“高资源、高能源”消耗的过程，很多被拆除的建筑寿命都不到30年，资源浪费严重。2013年我国建筑业建造能耗超过10亿吨标准煤，新建建筑的建造能耗约占全社会一次能源消耗的16%
，可见仅每年拆除建筑的建造能耗浪费就占全社会一次能源消耗的5%以上。
我国建筑规模巨大，存量建筑面积达520多亿平方米，但建筑能源利用效率总体水平较低，存量建筑中节能建筑仅占30%，而且建筑节能标准只相当于欧洲国家20年前的水平，家电产品能效水平同国际先进水平也有较大差距。
从基础设施建设看，已有相当一部分机场、公路出现过度超前建设和过剩、投资效益低下等问题，目前我国港口吞吐能力平均过剩30%~40%；据不完全统计，我国“十二五”时期各地规划的高速公路里程达16.5万公里，是美国现有高速公路里程的两倍左右，远远超出合理发展规模，不合理的超前建设透支了未来发展空间和留给后代的资源，也产生了大量无效的能源需求。
在工业领域，也存在因过度建设、重复建设造成系统效率降低、能源浪费严重的现象。2013年我国主要工业行业的产能利用率普遍低于80%，其中甲醇的产能利用率仅为51%，平板玻璃也只有62%，作为新兴战略性产业的光伏电池组件的产能利用率也不到65%，产能闲置造成对能源、资源的巨大浪费
。工业领域大量余热还没有被充分利用，现在回收利用的余热主要是高温烟气的显热和生产过程中排放的可燃气，中低温余热（低品位余热）基本未被回收利用。我国北方地区采暖季内低品位工业余热排放量约为1亿吨标准煤，若作为北方城市冬季供热热源，至少可以节约北方城市冬季供暖50%的能源消耗
。
从能源利用效率看，我国主要用能设备与国际先进水平比较仍有较大差距，燃煤工业锅炉平均运行效率在70%左右，落后于国际先进水平10~15个百分点，电动机拖动系统平均运行效率也比国际先进水平低10个百分点以上。可见，系统性问题导致的能源浪费现象十分突出。
长期以来，原煤产量占我国一次能源生产总量的比重都保持在70%以上，2002年以来的重化工加速发展时期，原煤生产占比曾上升到77%左右。虽然近年来比重有所下降，但2015年煤炭在我国一次能源生产中的比重仍高达72%，远远高于世界平均水平，煤炭产量占全球煤炭总产量的47%。2015年我国一次能源生产结构中，原油、天然气和非化石能源分别占8.5%、4.9%和14.5%，煤炭、原油合计超过了80%，高碳能源占绝对主导地位（见表1-1）。
表1-1 中国能源生产总量和构成
数据来源：国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2015［M］．北京：中国统计出版社，2016．
如图1-1所示，2010—2015年我国一次能源消费结构中，煤炭占比虽有下降，但始终占主导地位。2013年我国煤炭消费量高达42.44亿吨，占一次能源消费量的67%，远高于发达国家10%~20%的煤炭消费比重。随后两年受经济增长放缓影响，同时在大气污染防治和应对气候变化的压力下，我国煤炭消费总量与占比显现“双降”态势，但2015年几乎消耗了全球约一半的煤炭消费量，煤炭在一次能源消费中的占比仍高达64%。我国煤炭主要应用于工业、发电、居民生活等领域，其中约有一半煤炭用于发电领域，煤炭发电量占我国电力生产总量的70%以上。“十二五”期间煤电仍是新增电源主力，新增煤电装机容量2.35亿千瓦，占新增发电装机容量的43.5%；在建和待建煤电规模仍较大，获得审批的煤电项目已超过2.8亿千瓦，电源结构中煤电仍占主导。
图1-1 2010—2015年中国一次能源消费结构
数据来源：国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2015［M］．北京：中国统计出版社，2016．
此外，大量散烧煤未经洁净处理就直接用于燃烧，不仅能源利用效率低，还排放大量大气污染物。我国每年散烧煤消费7亿~8亿吨，主要用于采暖小锅炉、工业小锅炉（窑炉）、农村生产生活等领域，约占煤炭消费总量的20%，远高于欧盟、美国（不到5%）的水平。近年来石油消费量增长仍较快，2010—2015年石油在我国一次能源消费中占比从17%上升到18%，且预计2030年前将持续增加。
虽然近十年来绿色低碳能源发展速度较快，但其绝对供给能力仍然较弱，短期内尚不具备成为我国主力能源的生产能力。与高碳能源长久以来的粗放型发展方式相比，我国绿色低碳能源起步较晚。国内天然气资源虽然发现较早，但是产能建设严重滞后，直到2011年产量才突破1000亿立方米，2015年国内产量仅为1680亿立方米，不及美国当年产量的1/4。
2006年《可再生能源法》颁布实施以后，可再生能源才开始真正进入大规模商业化开发阶段。2015年我国可再生能源发电和生物液体燃料等商品化的可再生能源利用总量为4.4亿吨标准煤，只占全国一次能源消费总量的10.2%。即使实现“十三五”规划的可再生能源发展目标，预计2020年风电、太阳能发电量也仅占全国发电量的8%，而实现天然气消费占一次能源消费总量10%的目标更是困难重重。
2015年全国煤炭产能高达57亿吨，而消费量不足40亿吨，预测未来我国煤炭需求难以大幅增长，甚至会出现绝对量下降，将不足40亿吨。“十二五”期间新增煤电装机容量2.35亿千瓦，占新增发电装机容量的43.5%，年均增速6.4%，虽低于可再生电力装机容量增速，但高于同期电力消费增速。预测“十三五”时期留给煤电的增长空间不超过1.5亿千瓦。
但是，目前在建与核准的装机容量已达到3亿千瓦，远远超过用电需求增量。2015年，炼油能力已经达到7.74亿吨，炼厂的平均开工率只有68.5%，比国际平均水平低近20个百分点，按照85%的合理开工率计算，产能过剩已接近2亿吨。炼油产品结构性过剩，突出表现为炼油产品结构与市场需求存在较大偏差，汽油、航煤紧张，而柴油严重过剩。
2015年，全国规模以上煤炭企业主营业务收入2.5万亿元，同比下降14.8%。2016年1—5月，受盈利水平下降、亏损扩大等影响，煤炭企业负债总额增高，资产负债率增加。截至2016年5月底，全国规模以上煤炭企业负债总额3.64万亿元，平均资产负债率达到70.2%，部分企业达到80%以上。电力需求增速不断下滑，电网优先调度可再生能源发电，导致火电设备发电小时数不断下降，2015年的火电设备发电小时数仅为4329小时，为1978年以来火电设备利用率最低的一年。
由于目前煤价较低，煤电企业经营尚有微利。但随着煤炭去产能措施的实施，煤炭价格有望提高，煤电企业经营可能出现亏损。炼油投资浪费严重，未来行业性亏损风险加剧。我国炼厂平均负荷率已下滑至不足70%，低于钢铁行业的平均负荷率（72%~75%），部分地方炼厂甚至低于35%。无效投资、过度投资普遍，投资效率低，浪费严重。
我国能源供应体系协调性严重不足，主要表现为能源供应体系产业链条不协调、能源空间布局不协调、能源发展模式与未来发展趋势不协调。上述三种体系性的脱节造成的矛盾已相当严重，导致源、网、荷、储之间冲突不断，弃水、弃风、弃光现象频现。
能源供应体系产业链条不协调表现为源、网、荷、储之间的不协调。电网建设与电源规划脱节，地方电源建设过快，电网输送通道难以满足可再生能源电力发展需求，产生了电源重复建设、可再生能源并网比例偏低、电网设备利用效率低下等问题。
同时，天然气调峰能力、管道建设与油田开发也存在相似的不协调问题。与我国天然气发展相适应的调峰能力最低应为100亿立方米，而目前我国地下储气库有效的工作储量只有21亿立方米，仅占天然气消费量的2%，天然气调峰能力远跟不上消费量的增长。
我国东、中、西部情况迥异，东部（含东北）发达地区生产总值占全国的62%，一次能源消耗占54%，用电量占57%，但煤炭资源只占10.5%，水电资源只占7.3%。再加上工业布局、火力发电布局不合理，长期以来能源总物流呈现“北煤南运、西油东调、北油南下、西气东输、西电东送”的格局。如煤炭铁路运输量占全国煤炭产量的60%，运煤量占全国铁路运量的一半，甚至还有长距离汽车运煤，造成优质能源的巨大浪费。
风能、光伏资源布局不合理，也造成了我国可再生能源发电中的弃水、弃风、弃光问题频发，每年损失的电量超过400亿千瓦时。仅云南、四川两省总弃水电量就已超过200亿千瓦时；甘肃省酒泉、敦煌和青海格尔木等部分地区弃光严重，局部地区弃光比例超过30%。
绿色低碳能源是全球的能源发展趋势，然而当前的发展模式却远远无法满足未来的需求。当前新的能源供应体系与传统的能源供应体系不协调。不同能源品种的发电企业争抢发电量份额的竞争态势日益激化，电源建设规划时序与电力需求变化脱节。
传统能源长达数十年的路径锁定与可再生能源发展的高预期之间出现冲突，加之当前经济增长放缓，电力消费总量出现下滑，来自新能源的电力与传统化石能源的电力争占市场份额的矛盾更加尖锐，行业内已出现风电企业与火电企业互相斥责的声音。同时，分布式能源、微网发展模式与传统的大电网模式之间也产生了持续不断的现实冲突。
在能源需求侧，由于用能负荷相对稳定的工业部门能耗占比下降，波动性、随机性较强的建筑和交通部门占比上升，电力和天然气消费在不同时间段、不同季节之间负荷峰谷差有加大趋势。而在能源供给侧，电力和天然气的系统调节能力不足，不仅无法实现能源供应的优化，也难以匹配需求侧负荷波动的特点。
电力系统调节能力差表现在灵活电源少、热电联产机组出力锁定和煤电调峰激励机制缺失三个方面。首先，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅5%，“三北”地区不足3%，与欧美发达国家存在较大差距。其次，大量采取“以热定电”的热电联产机组，为保证采暖季热力供应，必须强制一定比例的发电出力。最后，由于价格激励和技术等原因，煤电机组深度调峰潜力尚未被充分开发。天然气方面，受限于储备能力严重不足和管网建设落后，天然气供应的调峰能力较差，难以满足季节性用气高峰需求。北方地区采暖季天然气供应十分紧张，“气荒”问题屡次发生，2004年、2009年冬天都曾出现过全国大面积的天然气供应短缺，且短缺的范围和严重程度仍有不断扩大的趋势，反映出天然气供给灵活性严重不足。
发达国家经验表明，通过精细管理和价格激励等手段，随机性的能源需求可以变得可控，在很多情况下，通过优化需求来实现能源供需平衡比传统优化供应的方式更具有经济性。当前，互联网和新一代信息控制技术为需求侧智能发展创造了广阔空间，电动汽车、蓄热式电锅炉等可调峰设备的逐渐普及，以及常规用能设备的智能化，使得终端用能设备有能力主动根据能源系统平衡情况及价格信号来调整其用能行为，从而实现智能、有序用能。
然而，能源需求侧智能发展并不受限于需求侧本身的“硬件”条件，而是受限于需求侧与供给侧的连接、互动和价格信号传导。受限于供给侧智能电网、智能电表等基础设施建设相对不足，以及欠灵活的能源价格体制机制，需求侧智能发展并没有衍生出实际的经济价值——未能通过需求侧管理／需求响应等方式实现削峰填谷并最终节省成本。可见，智能型基础设施建设存在短板，灵活的能源价格机制欠缺，供需两侧互动不足，导致需求侧智能发展进程受阻、经济效益开发程度不高。
电力是现代能源体系的核心，我国电气化进程从“十一五”时期开始加速推进，终端电力需求增速整体高于终端能源需求总量增速。如图1-2所示，2006—2014年，终端电力消费量年均增速为9.7%，而终端能耗年均增速仅为5.6%，二者几乎相差一倍。电力在终端用能中的比重不断提高，电气化率从2006年的15.7%稳步提升至2014年的20.9%
（如果扣除非能源使用部分，电气化率会进一步提升至22.4%），与发达国家平均24%的水平的差距在不断缩小
。
图1-2 电气化率、电力消费及终端能耗增速情况
数据来源：国家统计局历年《中国能源统计年鉴》
人均用电量是一国现代化水平的主要标志。我国电气化率虽然与发达国家相差不多，但人均用电量与发达国家差距明显。发达国家按人均用电量基本可分为高电耗国家（以美国、加拿大为代表，人均年用电量在12000千瓦时以上）和节电国家（以日本、英国为代表，人均年用电量在7000千瓦时左右），相比之下，我国人均年用电量还不足4000千瓦时，仅为发达国家平均水平的一半、美国的1/3，电力消费量仍有较大增长空间。
我国的电力终端消费结构存在偏重工业（尤其是重工业）的特点。2014年电力消费在第一产业、第二产业、第三产业、居民生活中的比例分别为2%、73%、12%、13%，其中第二产业中五大高耗能行业消耗了全国45%的电力，与国际能源署（International Energy A-gency，IEA）统计的世界平均电力消费结构比较（第一产业、第二产业、第三产业、居民生活中的电力消费占比分别为2.3%、51.8%、23.3%、22.5%）
，我国居民生活、商业与公共服务的电力消费占比明显偏低
。根据IEA统计，2012年我国居民生活人均电力消费仅为美国和日本的1/10和1/5；商业和公共服务人均电力消费差距更为明显，仅为美国和日本的1/23和2/15。
我国虽然已基本解决了无电人口问题，但是不同地区之间、城乡之间电力消费水平不平衡，人均生活用电量仍然存在巨大落差。如图1-3所示，以北京、浙江、广东为代表的发达地区人均年生活用电量基本都在700千瓦时以上，而中西部地区仅为200~400千瓦时，发达地区几乎是相对落后地区的2~3倍。在欠发达地区城乡之间人均生活用电量差距非常明显，如图1-4所示，在贵州、云南、甘肃、青海等地区，城镇人均生活用电量是农村的2倍甚至更高。由此可见，我国电力服务的均等化进程尚未完成。
图1-3 部分地区人均年生活用电量比较
数据来源：国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2015［M］．北京：中国统计出版社，2016．
图1-4 部分地区城乡人均年生活用电量比较
数据来源：国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2015［M］．北京：中国统计出版社，2016．
清洁、安全、可承受的能源普遍服务体系是建设小康社会、推进现代化建设的必备条件，尽管近年来我国城乡居民用能条件已有明显改善，但能源普遍服务基础仍比较薄弱，能源普遍服务能力和水平有待进一步提高，特别是要加强不发达地区（包括农村地区、边远地区、城乡接合部、“城中村”等）能源基础设施建设，缩小城乡用能差距，满足基本生活用能需求。
我国经济社会发展不平衡，各地能源服务水平差距巨大，相当数量人口还没能充分享受现代能源服务，炊事用能仍采用以秸秆、薪柴燃烧为主的低效用能方式，很少使用天然气、液化石油气等清洁的商品化能源。即使在可以供应电力、燃气等商品化能源的地区，农村能源人均消费量也显著低于城镇居民，更低于发达国家水平。
2014年我国人均生活用电508千瓦时，其中城镇人均生活用电525千瓦时、农村人均生活用电485千瓦时
，而同期的美国、加拿大人均生活用电均接近4500千瓦时，韩国的人均生活用电也在1300千瓦时左右。农村居民的家电保有量显著低于城镇居民，如2014年农村居民每百户拥有房间空调器34台，只相当于城镇居民房间空调器保有量的1/3。而且，农村居民收入水平较低，现代能源服务的价格又较高，居民能源成本负担重。
虽然“十二五”时期，我国实施了农村电网改造升级工程，农村电网结构大幅改善，电力供应能力明显提升，彻底解决了无电人口用电问题，但受自然环境条件、历史遗留问题等各种因素制约，城乡电力服务差距较为明显，农村地区电力保障能力与日益增长的用电需求不相适应，贫困地区以及偏远少数民族地区电网建设相对滞后，农村电网整体水平与全面建成小康社会目标仍有差距。
除了农村地区，边远地区、城乡接合部、“城中村”等地区的能源基础设施也较薄弱。我国约有1.3亿外来务工人员栖身于“城中村”狭小的出租房，有数以百万计的农民工蜗居在地下室，全国约有1200万户城镇低收入家庭居住在棚户区中，棚户区房屋破旧，厨卫设施不全，能源服务水平很低。
在广大农村地区，由于经济发展和生活水平落后，建筑室内热环境普遍较差，特别是北方农村，冬季室内温度仅5℃~10℃，难以保证基本的热舒适性要求；南方地区农村建筑也普遍存在夏季太热、冬季太冷的问题。我国有数亿人生活在长江流域，但该地区城镇居住建筑普遍缺乏采暖措施，冬季室内温度普遍较低，热舒适性差，显著影响生活品质。随着经济的发展、人民生活水平的提高，要求改善建筑能源服务水平的呼声越来越强烈，能源保障能力与日益增长的生活用能需求已不相适应。
我国高强度的化石能源开发和过快增长的化石能源消费导致生态环境不断恶化，能源开发利用与生态保护之间的矛盾加剧。
一是高强度的煤炭资源开发严重破坏了矿区及周边地区生态环境。我国煤矿每年新增采空区超过4万公顷，累计已超过100万公顷。煤炭开发已造成西北地区约245平方公里范围的水土流失，黄河流域由此成为水土流失最严重的地区。国内煤矿共有矸石山达1500余座，累计煤矸石堆放存量已达75亿吨，占地近2万公顷，每年因煤矸石自燃排放的有害气体超过20万吨，严重影响周边环境和居民健康。
二是石油天然气资源开发是我国华北地区地下水形成“漏斗”的原因之一。因过量超采地下水，我国华北地区已形成世界最大的“地下水漏斗”，石油天然气资源开发消耗大量水资源，降低地下含水层水位，从而导致水循环失衡。
三是水能资源高强度开发严重改变江河湖生态关系。比较突出的例子是长江上游大坝陆续建成后，蓄水后清水下泄，导致中下游流域江河湖生态恶化。据统计，洞庭湖和鄱阳湖面积相应锐减，枯水期时间不断延长，进而导致洲滩植被退化，对越冬候鸟、鱼类等动植物造成不利影响。
四是核能开发给周边环境带来长期不可忽视的隐患。核事故及核辐射安全问题一旦发生，对人类和环境造成的影响都是灾难性的。目前处理核乏燃料仍是世界性难题，高度放射性核废料对环境与人体都有极大的危害。铀矿资源的开发造成的废弃、废水、废渣等污染也不可忽视。
我国二氧化硫、氮氧化物、烟（粉）尘以及可吸入颗粒物等主要污染物排放总量长期高居世界第一位，并远远超过环境容量，环境污染已步入复合型、叠加型、区域性新阶段。长三角、珠三角、京津冀地区酸雨污染严重，并且面积呈持续扩大态势；25个省份存在不同程度雾霾污染，部分城市每年雾霾污染天数达200天；一些地区重金属、持久性有机污染物等污染加重，突发环境事件高发。全国有30%以上的城市人口生活在空气质量不达标的区域，受雾霾影响人口达6亿多，有近3亿农村人口喝不上安全的饮用水，有9000多万城镇人口集中饮用水源地不达标。
同时，我国还是全球温室气体排放第一大国，排放总量接近美国及欧盟的总和，人均排放量明显超过部分欧盟国家水平，并且还在持续增加。研究显示，煤炭的燃烧利用是我国各类污染排放的主要来源，90%的二氧化硫排放、67%的氮氧化物排放、70%的烟尘排放、40%的人为源大气汞排放以及70%的二氧化碳排放都来自燃煤
。2015年我国能源消费总量达43亿吨标准煤，其中煤炭占64%，以煤为主的能源消费是导致生态环境持续恶化的首要因素。
四、导致结构性问题的深层次原因
在“三期叠加”和经济进入新常态大背景下，我国能源供需两侧结构性问题出现的原因是多层次、多方面、多角度的。既有宏观层面原因，又有微观层面原因；既有市场性因素，又有非市场性因素；既有政府管理原因，又有企业经营原因。粗放式的发展理念是导致供需两侧结构性问题形成的根本原因，能源管理体制改革滞后、市场体系不健全和市场机制不完备是供需两侧矛盾不断激化的直接原因，此外，投融资和财税制度的约束引导作用不充分、国企管理制度不完善、技术创新制度不足等导致结构性问题不断恶化。
大量不合理的能源需求、产能过剩等问题产生的原因与发展理念密切相关。虽然中央一再强调要全面贯彻落实科学发展观，加快转变经济发展方式，走新型工业化、城镇化道路，但是由于尚未形成一整套有效促进、有力保障科学发展的体制机制，多年来形成的思维定式依然存在，中央战略决策落实不到位。
长期以来，各地区把追求经济增长速度放在首位，热衷于追求GDP高速增长的互相攀比和竞赛，主动推行粗放型经济增长方式，重速度、轻质量，不用考虑是否有市场需求，只要增加投资、扩大生产规模就能获得GDP的快速增长，导致产业结构趋同、产能过剩严重、图虚名无实效的“形象工程”层出不穷，导致能源需求过快增长和能源利用效率低下。
扭转各级政府长期以来形成的“唯GDP论英雄”的认识，绝非一朝一夕之事。例如，当前我国经济增速已逼近6.5%的底线，政府继续采取刺激政策来提振经济，加大基础设施投资建设力度，将继续拉动高耗能产业发展。又如，西北各省区为谋求经济快速发展，着力打造能源化工基地，大幅扩张煤炭、煤电、煤化工产能，这些产能一旦建成，将继续助长传统能源发展方式的延续，也将加剧西部地区生态环境恶化。
长期以来，我国一直秉承“以需定供”的供需模式，能源战略的核心要务就是保障经济发展所需的能源供应，这在很大程度上造就了粗放型能源发展方式。而且，能源环境约束性政策常常让位于经济增长，倒逼能源和经济发展方式转变作用不强。例如，在各地拥有更强动力做大GDP时，以单位GDP能耗下降为核心的节能制度约束力不强，而环境政策则面临法规标准不健全以及监管、处罚力度不足的境况。
首先，政府提供的公共服务与人们能否形成节约型的能源消费方式密切相关。长期以来，社会公共服务存在短板，节能型的公共基础设施（如轨道交通、快速公交、慢型交通通道）建设滞后，政府对住房、汽车等耐用消费品的能源效率准入标准宽松，鼓励使用节能产品的公共政策力度不足。
其次，缺乏能源公共信息平台、信息不透明导致能源生产和消费者只能基于有限信息进行决策，一定程度上助推供需失衡，供给与需求脱节。究其原因，各级政府公共政策的决策最看重的是当地GDP和税收增长，提供公共服务更多被政府视为只有投入、鲜有回报的负担，政府在改善公共服务方面的意愿和投入严重不足，且缺乏有效的监督和考核。此外，政府即使有意愿改善公共服务，也面临要基于何种信息有针对性提供有效服务的问题，因为公共服务源于本地居民复杂多样的需求，具有很强的本地化、非标准化特征，需因地制宜提供。
总之，抑制不合理、低效能源需求，提高能源利用效率，必须转变片面追求经济发展速度的发展理念，克服粗放型发展方式的路径依赖，鼓励集约、高效、绿色、低碳发展。但从目前实践来看，打破旧的发展理念以及依附其形成的既有利益格局障碍重重，成为制约能源科学发展的重要因素，也成为能源供需两侧改革的重要阻力。例如，中央巡视组提出部分部门“贯彻执行中央大政方针尚未完全到位”“推进供给侧结构性改革措施不够有力”等。由于供给侧改革涉及面广、影响大、情况复杂，随着改革逐步深入推进，应着重抓政策落实问题，务求改革有力、有效。
党的十八大以来，各级政府在行政体制改革、转变政府职能方面进行了大量工作，持续推进行政审批制度改革，大幅取消和下放审批事项，转变监管思路，采取负面清单管理模式等，通过简政放权、创新管理，有效激发市场创造活力和发展内生动力，取得了明显效果。但同时，由于长期以来政府能源管理侧重于计划经济色彩的、权力大但责任小的经济性管制，加之法律不健全，政府管理行为透明度低、随意性大，形成巨大的经济利益链条。深化能源体制机制改革，必然会影响政府职能部门之间的权力配置和利益格局，其推动自身改革的动力不强，“担当不够，主动转变职能意愿不强”等问题已经出现，亟须进一步加大改革力度。
一方面，长期以来，我国能源管理一直带有计划经济色彩，对微观领域的干预较多，能源管理侧重于投资审批、价格制定和生产能力控制等。能源项目投资一直由中央能源投资主管部门甚至是国务院审批，当前政府在着力推动简政放权，将一些能源项目的投资审批权下放，但只是从中央政府下放到省级政府，能源项目投资审批权仍在政府手中。另一方面，政府宏观调控职能严重不足，战略规划让步于项目审批，当全国能源供需平衡、区域间产需协调、上下游供需衔接等方面出现问题时，往往采取暂停或加快项目审批、强制企业退出等手段，反而可能加剧供需矛盾。政府对这些本应由市场决定的内容过度干预，会扭曲价格信号，使市场在资源配置上的基础功能难以充分发挥，甚至可能出现由于部门利益而阻碍市场化改革的现象。
此外，政府社会性管理缺位。政府在解决市场失灵的领域，包括能源安全、能源节约、环境保护、能源公平服务、弱势群体保护等方面功能有限，客观造成了“重生产轻消费”“重供应轻节约”等现象发生。例如，当节能进入“深水区”时，政府提供的政策和市场提供的服务却没有跟上。政府出台的节能政策没有充分调动企业节能积极性，对于企业节能过程中遇到的融资难、信息获取渠道少等问题的帮助也比较有限；市场上虽然兴起了合同能源管理、需求侧管理等节能新模式、新业态，但节能服务机构能力良莠不齐和时有发生的市场乱象，使得企业不能也不敢从市场上寻求支持。
能源管理中的中央政府与地方政府的责权利分配还需进一步厘清。“一放就乱，一管就死”的现象屡屡发生，亟待建立一个兼顾长远目标与当前目标、国家整体利益与地方局部利益的制度安排，既要充分发挥中央统筹协调作用，又要充分调动地方政府积极性。
个别企业仍肩负着行业管理职能。在保障国家油气和电力供应安全、制定国家油品标准、规范行业秩序等方面，部分大型国有企业仍代为行使着部分政府职能。依靠企业管理，企业很难做到保障社会稳定与提高经济效益兼顾；过于依赖企业管理，会使政府在行政管理中的独立性、权威性受到影响，甚至有社会舆论指责政府默许企业把自身利益凌驾于公共利益之上，不利于社会稳定。
目前，政府能源管理主要依靠前置性审批和事后责任追究等手段，对事中监管重视不够，导致全社会过于重视项目审批，而对企业进入后如何做到节能环保、安全生产，更好地承担社会责任监督得不够，“重审批、轻监督”的问题比较突出，出了问题后对企业的惩处力度明显不足，与国外相比存在很大差距。
我国能源监管主要集中于电力领域，针对石油、天然气、煤炭等领域的监管体系尚未建立。对市场运行、市场交易、普遍服务、公平接入、投资者及消费者保护等监管不足，对具有自然垄断特征的电网、天然气管网、热力管线等监管不足，对各地区和重点用能企业节能工作的监察不足。这导致政府难以对能源项目建设、运行进行全过程监管，无法有力促进能源市场有序发展，一定程度上制约了能源服务质量的提升。
我国能源法律法规尚不健全，能源领域基本法“能源法”迄今为止仍未出台，石油天然气、能源储备、能源预警应急、能源公用事业等基本法律制度以及针对市场公平竞争的法规缺乏，《煤炭法》《电力法》《可再生能源法》《节约能源法》等单行法律也不完全适应市场发展。能源法律法规、标准规范的缺失，造成政府管理行为透明度低、随意性大，能源规划、政策出台和重大项目审批等制度化约束不足，无法可依、执法不严现象较普遍，不能有效保护或约束能源从业者或消费者行为。
例如，对可再生能源全额保障性收购没有制定具体办法，行业管理层面缺乏可再生能源替代化石能源的产业政策和考核机制。在煤炭、煤电和炼油产业准入方面管理不力，产能过剩时刻意拔高标准，而产能不足时又放松监管标准。环保、安全标准监管体系不健全和执行不严，存在地方政府为了自身利益而放松管制的现象，致使企业应支付的环保、安全成本未能完全内部化。这变相地降低了企业的投资和经营成本，间接地推动了部分领域的投资过度增长。
在国家能源战略研究方面，政府主管部门没有发挥应有的主导作用，研究工作多以课题研究的形式由各个研究机构分别开展，相互之间缺乏统筹协调，没有建立成果共享机制，存在大量重复研究。研究成果多以报告和著作的形式发表而结束，政府主管部门对这些成果的吸收和应用不够。由于战略研究不足，对形势的预判出现失误。例如，对天然气在未来能源结构中的定位认识不清、不统一，造成天然气发展战略取向不明确，配套产业政策不完善，缺乏促进其快速发展的激励机制。
能源规划不协调问题突出，难以落实。能源规划编制不公开、不透明，缺乏科学性、权威性；规划执行力度和效力不够，缺乏有效的引导约束力，项目审批与规划落实脱节，实际执行与规划偏差过大，缺乏指导性、可操作性；编制方式多为模块化的拼凑，各类规划协调机制不完善，专项规划之间以及国家规划和地方规划之间缺少衔接、统筹协调。以电力为例，电力发展规划长期缺失，没有发布“十一五”和“十二五”电力规划，具体实践中用项目审批代替规划，这对电力科学发展造成很大影响。能源“十二五”规划提出清洁发展煤电，新增煤电3亿千瓦，而实际只净增了2.2亿千瓦，低于预期目标8000万千瓦，但却仍出现煤电过剩局面。
目前，政府掌握大量能源资料，但公开的很少，而囿于人力物力，也没有对其进行充分利用。大量的能源市场信息被少数企业掌握，也没有公开，缺乏能源公共信息平台。信息不透明导致能源生产和消费者只能基于有限信息进行决策，一定程度上助推供需失衡，导致供给与需求脱节。
例如，煤炭、煤电和炼油行业的产能和产能利用率等方面的信息统计和发布不系统、不及时。数据出自多个政府部门或者行业协会，有的数据没有统计，有的差别较大，难以甄别数据的准确性。由于企业等市场主体缺乏及时准确的信息参考或警示，加大了信息不对称导致企业投资预期偏差和失误的可能，增加了部分行业产能过剩风险。
我国已成为世界上最大的能源生产国和消费国，能源体系十分庞大，过去的计划经济手段已远不能适应新的需要，但有效的现代能源市场体系建设严重滞后，迄今很多关键要素远未健全，成为能源供需不协调的根源所在。
我国能源行业，尤其是油气行业和电力行业，在自然垄断和行政性垄断双重作用下形成了以国有企业为主的垄断性供应格局。改革开放以来，持续高速发展的中国经济急需大量能源用于生产和消费。在相当长的一段时间里，能源行业的第一要务是及时、有效地供应能源，保障经济顺畅运行。虽然在部分领域进行了打破垄断、引入多元主体的市场化改革，但整体来看，能源行业垄断程度依然较强，国有企业牢牢占据绝对主导地位，市场竞争机制远未建立。由于市场竞争机制的缺乏，使能源企业缺乏提升服务水平的市场压力和动力，行业整体效率偏低。
尤其需要重视的是，除了传统能源领域，绿色低碳能源行业同样面临市场集中度高、市场化程度不高等问题，市场垄断造成缺乏竞争、效率较低、成本偏高等突出问题。天然气在上游勘探开发、中游管道输送和下游配气销售环节都存在较高程度的垄断，市场竞争受限，运行效率不高，成本居高不下。处于电力生产消费体系中间环节的电网企业在统销统购的运行模式下，为追求利润最大化，对可再生能源电力的优先接纳缺乏动力，存在一定的抵触情绪，造成可再生能源富集地区不同程度存在电网“卡脖子”和跨省跨区通道能力不足问题。一方面，网源建设不同步，配套电网建设明显滞后于可再生能源建设。风电、光伏发电项目核准开工到投产只需半年至一年时间，而330千伏及以上等级电网项目核准开工到投产至少需要一到两年时间。另一方面，跨省跨区输电通道的规划建设与可再生能源发展不协调。已建和在建的跨省跨区输电通道未充分考虑可再生能源外送需求，仍以输送火电为主。电力输送通道在建设进度、输送容量、输送对象上都难以满足可再生电力发展需求。
能源行业协会“去行政化”不彻底，服务功能尚不健全。我国能源行业协会是从过去的煤炭部、电力部等转化而来的，行政色彩较浓，行业协会市场化程度较低，在反映能源企业诉求和为政府决策提供有价值参考意见等方面仍需进一步加强。随着能源系统日趋复杂，能源审计、节能监测、节能技术推广、合同能源管理、可再生能源科技服务等方面的需求不断扩大，然而相关的能源中介组织发展滞后，缺口较大。
目前尚未形成激励能源供应向绿色低碳转型的价格和财税体系。清洁能源与高碳能源比价关系严重不合理，特别是煤炭与天然气和可再生能源的比价关系被严重扭曲，阻碍了其规模性替代煤炭的进程。
高碳能源开发产生的对大气、水、土地等生态环境的永久性破坏，以及为维持这些能源持续性利用所付出的个体健康和安全成本，都没有在价格体系中得到明确体现。因此，与高碳能源的开采、加工和运输环节相关的地域和人群，付出了更大的环境、健康和未来社会可持续发展能力的代价，而终端能源消费者却没有支付相应的成本。其结果是，能源产品价格维持在较低水平，形成了对具有“负环境外部性”能源产品的隐性补贴，间接起到了鼓励过度消费的作用，也降低了市场对那些有正外部性成本的、环境友好型能源产品的接纳能力，间接起到了抑制消费的作用，价格体系失去了对“外部性损害”的调节能力。长期下去，必将透支我国环境的总体容纳能力，也必将降低社会自身的可持续发展能力。
我国煤炭开发利用外部性成本巨大，但未在煤炭价格中得到有效体现。许多学者对我国煤炭开发利用的外部性成本进行了估算，2007年为150元／吨，2010年为205.08元／吨，2012年为260.3元／吨，逐年增大（见表1-2）。如果考虑二氧化碳排放导致的气候变化成本，该成本还将进一步增大。目前，我国的煤炭定价机制虽然部分考虑了这些外部性成本，但环境税费仅为30~50元／吨煤，且大部分集中在生产端，煤炭消费侧的排污费仅为5元／吨煤左右，环境税费的力度远不足以将外部成本内部化。这很大程度上刺激了煤炭需求的不合理增长，2000年至2015年一次能源消费总量年均增速为7.4%，同期煤炭消费年均增速为6.9%，基本上同步增长。
表1-2 中国煤炭开发利用外部性成本估算
续表
资料来源：①茅于轼，盛洪，杨富强．煤炭的真实成本［M］．北京：煤炭工业出版社，2008；②环保部环境规划研究院．煤炭环境外部成本核算及内部化方案研究［R］．2014；③清华大学．煤炭总量控制的协同效益研究［R］．2014．
一是天然气门站价格实行与燃料油、LPG价格挂钩，而不是与天然气的替代对象煤炭价格挂钩，拉大了天然气与煤炭的价格差距，定价的合理性值得商榷。
二是天然气省网和配气管网不合理加价造成了终端气价偏高，管网等自然垄断环节的经营活动尤其是成本没有受到严格监管，省网和城市燃气企业存在较大利润空间，损害了终端用户的利益。
三是居民用气与非居民用气价格交叉补贴严重，居民用气享受较低价格，而其部分供应成本由其他用户承担，随着城市气化率不断提高，居民用气成本向其他行业转移的规模扩大，这严重影响了发电、工业、交通等领域天然气需求，不利于天然气在主要领域的普及性使用。
2006年《可再生能源法》出台，我国确定了可再生能源发电固定电价上网机制，同时征收可再生能源电价附加来补贴其上网。随着可再生电力发展规模不断扩大，可再生电力附加标准和征收总额显著提高，已从2006年的0.2分／千瓦时增加到2016年的1.9分／千瓦时。近年来煤炭价格则大幅下跌，燃煤发电上网电价不断走低。在不考虑煤炭外部性成本的情况下，可再生能源发电与燃煤发电的比价关系不降反升，燃煤发电经济性优势进一步凸显，而可再生能源的大力发展显著提高了全社会用电成本，这产生了逆向激励作用，反过来刺激了煤电发展，从而不利于可再生电力大规模替代煤电。
从国外来看，能源比价关系在天然气、可再生能源对煤炭的替代中起到了决定性作用。例如，过去十几年美国天然气发电在没有补贴的情况下大幅增长、市场份额快速提高，主要得益于天然气与煤炭的比价持续走低，此外煤电厂排放标准的提高也起到了重要作用。又如，几年前由于煤炭价格大幅走低而天然气价格居高不下，欧洲曾出现煤电对天然气发电的逆替代。这说明能源价格和财税体系是激励能源供应向清洁化转型的关键，亟须通过完善机制设计发挥市场在促进转型中的积极作用。
我国现行的电力调度机制及市场模式缺乏有效的激励性竞争市场机制，很大程度上使得我国电力系统难以有效协调发电与用电侧之间的不平衡，更难以促进不确定供应与波动性需求的协调。我国现有的调度计划安排方式对现有的灵活性资源难以形成有效的激励，各类灵活性资源缺乏积极性参与系统平衡调节，上网电价机制缺乏合理的价格信号，未能及时反映灵活性资源的价值。在这种情况下，当可再生能源的发电容量在电网中所占比重较大时，由于其出力的不确定性，可能造成系统在短时内出现较大幅度的不平衡。
《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、公益性调节性以外的发电计划放开，改革旨在还原电力商品属性，营造市场定价机制，以价格信号引导资源开发和合理利用，符合系统灵活性资源的定价需求。
然而，现实中发展更快的大用户直接交易、跨省区交易往往通过计划调度执行，实际发用电曲线与交易关联性弱，特别当交易规模不断扩大，且计划电量不断缩小后，交易电量会出现明显偏差，导致完全放开发用电计划无法实现，灵活性资源价格信号的缺失也无法有效发掘灵活性资源潜力。
长期而言，我国的电力市场机制难以引导电力系统规划投资建设充足的灵活性资源，保障系统灵活性资源的充裕。随着电源结构的转变、可再生能源发电比例的增加、核电装机容量的上升，传统的具有较强调节性能的发电机组（如火电、调节性水电等）在电源结构中的占比会逐步下降，这会使得发电侧的灵活性资源相对减少，导致发电、用电双侧不协调的矛盾日益加剧。
在现有政府引导甚至主导投资、融资方向和“分灶吃饭”的财税体制下，地方政府面临较大的增收压力，为完成政绩考核，千方百计进行招商引资。由于传统能源领域的投资额度大，能够较快地拉动经济总量，因此受到地方政府的青睐，对于吸引能源投资发展经济具有较大的冲动。
此外，地方政府出于增加税收的目的，还往往运用非市场化手段刻意降低产业进入门槛，人为地阻止企业破产淘汰，阻碍落后产能的退出。这是导致我国传统能源领域产能过剩的重要体制性因素。以煤炭和炼油为例，在煤炭资源富集区，其地方政府为了发展当地经济和增加税收，大力建设煤矿及相关产业，导致煤炭行业投资过热、产能过剩；炼油项目由于投资大、产值高、税收多，而对地方政府吸引力巨大。我国成品油消费税在炼厂环节征收，作为国税纳入中央收入，部分地方炼厂为了其企业利润存在漏缴消费税的行为，地方政府为了自身利益也存在监管缺位现象。税收环节存在的不正当不公平也是造成地方炼厂扩张、炼油产能过剩的原因之一。
可再生领域投融资渠道单一，政策性支持力度不足，新型社会资本参与模式如BOT（建设—经营—转让）等未能推广，造成项目融资成本高，影响可再生能源发展。例如，太阳能光伏发电领域未能推广BOT模式，对社会资本参与光伏电站建设造成一定障碍，使得建设项目融资成本偏高，推高了我国光伏发电成本。在我国财税政策中，组织收入功能过强，绿色调控能力太弱。增值税、所得税等收入税占比高，而带有节能环保调控功能的税费占比低，尚未征收能源税和碳税、二氧化硫税等环境税。促进能源转型发展的财政投入少而零散，效果差。预算或国债资金主要投放到生产侧示范项目或技改项目，节能过多依赖财政政策，节能税收优惠政策仍薄弱。
能源国企经营管理制度不完善，市场竞争约束力不足，国家监管不够，导致能源国企“跑马圈地”，陷入投资冲动和效益低下的怪圈。
国有能源企业未能按照现代市场化企业运营，经营中“重规模、轻效益”现象较为明显，很多企业到处“跑马圈地”，负债率常年保持在高位，但经营效率未见改善。
特别在煤炭、电力、石油等能源领域，有一批大型央企和地方国有企业，尽管国家和地方的国有资产管理委员会对这些企业设立了相应的经营考核管理制度，但仍然存在很多不完善的地方，科学合理的激励约束机制尚未形成，导致部分国有企业在投资决策中往往更多地追求规模和市场份额，而忽视了市场竞争和经济效益。
部分国有企业肩负着区域社会和经济发展稳定的重任，退出壁垒较高或退出机制不健全，因而在其进入或退出某一行业时往往存在市场信号失灵的现象，一定程度影响了市场竞争机制对产能过剩调节作用的正常发挥。
由于垄断企业的存在，总体而言政府要对行业价格进行管制，以谋求公共利益和国有企业政策性保护的平衡，进而促使垄断企业不断提高效率，改进服务质量。长期以来，我国对能源垄断行业也是采取政府管制价格的方式，通过政府制定价格，防止垄断企业制定垄断价格。
但是近年来，在市场竞争机制尚未完全建立的情况下，价格市场化改革单兵突进，政府失去了促进垄断国有企业提质增效的有力抓手。我国价格市场化改革不断提速，能源产品市场化定价机制不断推出，原油、成品油、天然气和电价完全或者部分实现市场化定价，价格也较大幅度上升。但能源价格市场化的前提是要有充分竞争的能源市场，只有充分竞争环境下形成的价格才是市场化的价格，才能充分反映不断变化的市场供求关系和能源的稀缺程度。
同时，能源行业垄断格局仍然存在，市场化定价导致企业滥用垄断权力，一方面通过控制产品供给来抬高价格、获取高额利润，另一方面亏损时还可以获得政府巨额补贴，政府管制价格对企业提升效率的激励作用消失，导致政府失去了调控企业的重要抓手。与此同时，政府在能源企业激励性管制机制、成本约束机制等方面没有建立起有效的管制手段和措施，越发难以要求企业提高服务质量和效率。
我国能源领域创新环境较差、制度不健全，造成技术创新不足，总体上和国外发达国家相比仍然明显落后。一是能源科技自主创新基础研究薄弱，尤其在绿色低碳能源领域，创新性、基础性研究工作开展较少、起步较晚，缺乏世界领先的科技创新成果和技术，主体能源技术落后，自主创新高新技术系统化、工程化、产业化水平低，进入主流产业障碍重重。如光伏发电技术、纤维素制乙醇、大型燃气轮机等关键技术，缺乏大规模发展所需的技术基础。二是缺乏领军性的创新平台开展共性技术的研发和产业化，难以支持科技基础研究和提供公共技术服务，技术人才也较为缺乏。三是缺乏清晰系统的技术发展路线和长期的发展思路，没有制定连续、滚动的研发投入计划。四是用于研发的资金支持不足，2012年我国研发投入占GDP的比重为2%，远低于创新型国家3%左右的科研投入水平。
此外，世界各国均充分认识到能源科技创新的重要性，普遍认为拥有和掌握先进能源技术就占据了未来能源发展乃至经济发展的制高点。因此，围绕先进能源技术的竞争将更加激烈，也预示着技术封锁和遏制可能进一步加剧，知识产权壁垒将日益严重，也将一定程度制约我国能源科技创新能力提升。
五、解决结构性问题的改革思路
能源供需两侧结构性改革就是要用改革的办法来解决能源供给侧和需求侧存在的结构性问题，促进能源供需协调，使能源供给更好地满足能源需求，推动能源结构转型升级。
在能源消费增长减速换挡、结构优化步伐加快、发展动力开始转换的新常态下，能源工作思维要调整、重心要转变。能源供需两侧结构性改革的基本思路是：深入贯彻习近平总书记系列讲话精神，牢牢树立“创新、绿色、协调、合作、共享”的发展理念，按照党和国家推进供给侧结构性改革工作的总体部署，聚焦能源供需两侧结构性问题，以“去产能、去杠杆、降成本、补短板”和“两转变、两推进、一削减、一增加”为工作重点，以“稳、准、活、实、托底”为政策实施的基本要求，着力破解传统能源产能过剩、可再生能源发展瓶颈制约、能源系统整体运行效率不高、能源供需不协调等突出问题，大力推进能源发展方式从粗放式发展向集约高效式发展转变，能源管理方式从行政审批为主向推进改革和技术创新转变，促进能源企业提质增效。创新能源体制机制，充分发挥价格机制调节作用，注重发挥财税政策的引导作用，强化政府与公众监管的约束作用，努力提升能源领域公共服务水平，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。
促进能源绿色低碳转型是能源供需两侧结构性改革的核心目标。要把能源科技创新作为能源转型发展的第一动力，大力加强能源互联网技术、光伏终端应用技术、太阳能薄膜电池、氢燃料电池汽车、电动汽车的动态无线充电技术、动力电池的系统管理技术、三代核电技术等能源开发利用先进技术。同时，要加强体制机制创新，注重政府管理和商业模式创新，增强能源发展活力，促进能源供需两侧协调发展。
绿色低碳是未来我国能源转型发展的主旋律。能源供需两侧结构性改革要立足我国以煤为主能源结构的实际，提高低碳无碳能源有效供给水平，坚持发展非化石能源与化石能源清洁利用并举，按照“一降三升”能源供需两侧结构调整战略路径，即努力降低煤炭消费量和消费比重，提升天然气、核能和可再生能源利用规模。以煤炭清洁高效发电为主要抓手，提高煤炭清洁利用水平。
必须牢牢把握能源供需两侧结构性改革的根本要求，从体制机制等深层次矛盾出发，建立与现代能源体系相匹配的现代能源市场体系，理顺政府和市场关系，发挥市场机制的决定性作用，完善政府各项职能，推动能源供应方式与能源需求变化趋势相协调。重点是理顺高碳能源与清洁能源比价关系，按照资源性产品价格改革的基本要求，逐步将高碳能源外部性成本内部化。同时，强化政府宏观调控职能，进一步扩大能源领域的竞争格局，建立健全现代能源监管体系，完善能源信息公开制度。
提高能源开发利用效率是推进能源供需两侧结构性改革的重要目标，要使节约能源贯穿经济社会发展的全过程，推行“能源领跑者制度”，形成全社会节能型生产方式和消费模式，集约高效开发能源，科学合理使用能源，加快调整和优化经济结构，推进重点领域和关键环节节能，以系统节能、能量梯级利用为重要抓手，加强能源系统协调与集成优化，推动各类能源协调发展，大幅度提高能源系统效率，以较少的能源消费支撑经济社会较快发展。
提高能源普遍服务水平是建成全面小康社会的本质要求。加强能源基础设施和公共服务能力建设，科学编制城镇能源规划，推动信息化、低碳化与城镇化的深度融合，建设绿色低碳智能城镇。按照城乡发展一体化和新型城镇化的总体要求，坚持集中与分散供能相结合，扩大“光伏扶贫”范围、因地制宜发展农村可再生能源，推动非商品能源的清洁高效利用，推进绿色能源县、乡、村建设，推进城乡用能方式转变。