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煤炭的需求量会逐步下降。
对于非化石能源而言，由于能源需求持续增长，2020年能源需求总量将明显超出2009年制定非化石能源目标时的预估基数，因此完成2020年非化石能源消费占能源消费总量15%的目标任务极为艰巨。需要超高速发展可再生能源，方能完成2020年非化石能源目标。考虑到近年来风电、太阳能光伏发电价格大幅下降，相关政策已经制定出台并逐步落实，预计非化石能源将快速增长，2020年非化石能源消费将达到7.6亿吨标煤，年均增长12%以上。
对2014年能源供需形势的初步预测
展望2014年，国际经济总体趋稳回升，外部需求有所改善，但内需增长仍然面临下行压力，预计全年经济增长为7.5%。考虑到未来中国能源消费弹性系数在0.5左右，预测2014年的能源消耗量将达到39.2亿吨标煤，增速为4.2%。
电力需求平稳较快增长。中国的电力消费弹性在0.8～0.9之间，特别是第三产业和居民用电保持较快增长，2014年电力消费增速在7%左右。考虑到近两年发电利用小时数呈下降态势，预计2014年电力供应总体上较为宽松。
煤炭需求持续低迷。由于钢铁、水泥等行业增速放缓，水电及可再生能源发电快速增长，特别是京津冀、长三角等能源消费中心区域降低煤炭消耗的各种措施逐步实施，煤炭需求增长将持续低迷，预计全年增速为2.5%。由于淘汰落后产能、严格控制新增产能，煤炭行业的产能利用率可能略有好转，但供大于求的格局短期内难以根本改变。
石油消费需求将保持中速增长。受交通运输特别是民用交通出行油料需求的推动，石油消费预计增长3.5%左右。预计2014年石油消耗将达到5.1亿吨，石油进口将接近3亿吨。
天然气和非化石能源需求仍将保持较快增速。预计2014年天然气消费量将达到1850亿立方米，增速在12%左右；非化石能源消费量将达到4.1亿吨标煤，增速在14%左右。
能源体制改革进展及政策建议
中国能源需求增长速度和供需结构已经发生变化，逐步向可持续发展的道路上迈进。要顺利实现这一转型，必须加快能源体制改革。2013年能源体制改革取得重大进展。在顶层设计上，十八届三中全会明确了市场起决定性作用、放开竞争性业务、建立生态文明制度的改革方向，为能源改革与发展设计了基础的政策框架。在具体的政策措施方面，发改委、能源局等有关部门通过制定市场准入办法和价格政策来促进页岩气、煤层气开发和分布式光伏发电发展。国务院办公厅出台关于促进煤炭行业平稳运行的意见，从遏制煤炭产量无序增长、减轻煤炭企业税负负担、加强煤炭进出口管理以及营造煤炭企业发展良好环境等方面加以实施。2014年，能源领域改革应抓住既影响全局、又有高度社会共识、且改革成本和风险小的关键环节，牵一发而动全身，盘活能源改革发展的全局。应抓好以下改革。
从建立发电企业与大用户直接交易机制起步，推动电力体制改革
电力是整个能源生产、转化和利用的中心环节，理顺能源体制必须推动电力体制改革。但电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的电网拆分着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入，具体的措施有：
一是建立大用户与发电企业的直接（双边）交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步涵盖80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。
二是可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要进行主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。当前，可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用。该方案不仅简单易行，便于实施，而且在保障电网企业既有利益的同时，还改变了电网企业的盈利模式及行为方式。由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
三是可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易。交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
四是通过机制设计解决可再生能源发展和居民补贴等问题。当前及未来一段时期，我国可再生能源发展仍面临成本高于常规机组的问题，电力普遍服务的要求也会造成用户侧交叉补贴的长期存在，在放开大用户用电交易的同时，需要对相关制度进行再设计。当前的用户侧电价中包含的农网还贷、可再生能源发展等基金，可重新进行核算整合，转化为统一的电力基金，与输配电费同步向所有用户收取，其资金用于补贴低收入群体的基本生活用电和可再生能源发展。从而减少对当前利益格局产生的冲击，有利于推进新机制的建立。
以发展页岩气、开放油气进口改革为突破口，推进石油天然气体制改革
石油天然气领域改革可以从发展页岩气、开放油气进口等增量改革起步，逐步向纵深推进。
一是改革探矿权、采矿权制度，大力推动页岩气等非常规油气发展。为大力发展页岩气，国家将页岩气作为独立矿种进行探矿权招标，引入了民间资本等新的竞争者和投资主体，打破了油气勘探开发区块垄断且长期固化的局面，在石油天然气改革方面迈出了重要一步。但是，由于70%以上的非常规油气资源和常规油气资源赋存区域重叠，这部分资源最优质的区域尚未引入招标，仍由三大石油公司和延长石油集团负责勘探。对于这些存量油气区块，要强化矿权管理，对现有企业探矿投入严格考核，并将未达到投入要求的区块拿出来重新招标。为将上述建议落实到位，可开展联合调查，对各油气区块的实际勘探投入和合同承诺投入进行调查并向社会公开调查结果，改变以往单个部门执法时出现的有法不依、执法不严以及部分油气生产企业占而不探、探而不采现象，实现资源有效流转，增加油气产量。
二是为适应非常规油气发展，改革管网规划、建设和运营模式。长期以来，我国油气管网由三大石油公司分别建设、运营，管网缺乏统一科学的规划，也未做到公平开放。因此，当务之急是建立和落实天然气管网公平接入制度，保障天然气管网对不同企业、不同类型天然气（含页岩气、煤层气、煤制气等）的无歧视公平接入。在此基础上，逐步实现天然气输送业务和其他业务的财务分离和产权分离，在天然气运输和运营上引入不同的业主，由国家统一规划和监管。
三是逐步放开原油进口，引入竞争，提高效率。石油领域改革的突破口是放开原油进口限制，要建立基于油品生产质量和储运安全而非所有制身份的原油进口准入条件和配额分配方法，以此增加石油进口主体，广泛参与国际石油市场，在三大石油公司之外形成从原油进口到石油加工炼化和成品油销售的较完整产业链。从而引入竞争，提高效率，为下一步放开石油价格和完善上海原油期货市场奠定基础。
以完善资源税费和能源消费税为重点，建立能源生产消费约束和绿色转型的财税调控机制
一是规范资源税费。可首先将现有资源开采有关的基金和费用逐步纳入到资源税的范畴，提高其规范性和透明度。在此基础上，适当提高资源税的税率，完善计征方式，将资源税从价定率征收的适用范围，逐步由油气扩展到煤炭等领域，同时探索建立天然气和煤炭特别收益金制度，将资源溢价收归国有，保障国家资源所有者权益的充分实现。在完善资源税费水平、结构、征收方式的同时，还应合理确定资源所有者与开发主体、中央和地方资源收益比例，以促进形成上下统一的能源资源开发和保护机制为目标，协调理顺相关主体利益关系。
二是逐步完善能源消费税。可在汽柴油消费税的基础上，逐步开征化石能源消费税或碳税，加强对能源消费行为的约束和引导。开征能源消费税并不意味着一定推动终端能源价格的上涨，相反，消费税税率可根据能源市场情况及时调节，在市场价格波动剧烈时有效平抑对经济社会发展的冲击。
三是为减少资源税和能源消费税改革给现有利益格局带来重大调整，可以调整相关行业的增值税和居民的所得税，在调整税制结构的同时不增加企业和居民的负担。
加强能源管理体制改革，为推动能源持续健康发展提供保障
一是切实转变政府能源管理方式。进一步转变政府职能，减少前置性审批，增强事中和事后监管。把更多精力转到制定战略、规划、标准、法规和产业政策上面，简化或下放行政审批，减少对能源微观事务的干预。
二是上收一些大型国有能源企业手中的行政职能。上收本应由政府行使的能源管网规划、标准、分布式能源发电并网准入、油气管网准入等行政权，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网、油气管网经营者回归到企业本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度履行职责。
三是进一步加强能源监管。健全能源监管制度和市场监管体系，特别是加强对海上油气生产安全环保、油气管网运行、电力领域的监管，强化对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域市场秩序的监管。
煤炭的需求量会逐步下降。
对于非化石能源而言，由于能源需求持续增长，2020年能源需求总量将明显超出2009年制定非化石能源目标时的预估基数，因此完成2020年非化石能源消费占能源消费总量15%的目标任务极为艰巨。需要超高速发展可再生能源，方能完成2020年非化石能源目标。考虑到近年来风电、太阳能光伏发电价格大幅下降，相关政策已经制定出台并逐步落实，预计非化石能源将快速增长，2020年非化石能源消费将达到7.6亿吨标煤，年均增长12%以上。
对2014年能源供需形势的初步预测
展望2014年，国际经济总体趋稳回升，外部需求有所改善，但内需增长仍然面临下行压力，预计全年经济增长为7.5%。考虑到未来中国能源消费弹性系数在0.5左右，预测2014年的能源消耗量将达到39.2亿吨标煤，增速为4.2%。
电力需求平稳较快增长。中国的电力消费弹性在0.8～0.9之间，特别是第三产业和居民用电保持较快增长，2014年电力消费增速在7%左右。考虑到近两年发电利用小时数呈下降态势，预计2014年电力供应总体上较为宽松。
煤炭需求持续低迷。由于钢铁、水泥等行业增速放缓，水电及可再生能源发电快速增长，特别是京津冀、长三角等能源消费中心区域降低煤炭消耗的各种措施逐步实施，煤炭需求增长将持续低迷，预计全年增速为2.5%。由于淘汰落后产能、严格控制新增产能，煤炭行业的产能利用率可能略有好转，但供大于求的格局短期内难以根本改变。
石油消费需求将保持中速增长。受交通运输特别是民用交通出行油料需求的推动，石油消费预计增长3.5%左右。预计2014年石油消耗将达到5.1亿吨，石油进口将接近3亿吨。
天然气和非化石能源需求仍将保持较快增速。预计2014年天然气消费量将达到1850亿立方米，增速在12%左右；非化石能源消费量将达到4.1亿吨标煤，增速在14%左右。
能源体制改革进展及政策建议
中国能源需求增长速度和供需结构已经发生变化，逐步向可持续发展的道路上迈进。要顺利实现这一转型，必须加快能源体制改革。2013年能源体制改革取得重大进展。在顶层设计上，十八届三中全会明确了市场起决定性作用、放开竞争性业务、建立生态文明制度的改革方向，为能源改革与发展设计了基础的政策框架。在具体的政策措施方面，发改委、能源局等有关部门通过制定市场准入办法和价格政策来促进页岩气、煤层气开发和分布式光伏发电发展。国务院办公厅出台关于促进煤炭行业平稳运行的意见，从遏制煤炭产量无序增长、减轻煤炭企业税负负担、加强煤炭进出口管理以及营造煤炭企业发展良好环境等方面加以实施。2014年，能源领域改革应抓住既影响全局、又有高度社会共识、且改革成本和风险小的关键环节，牵一发而动全身，盘活能源改革发展的全局。应抓好以下改革。
从建立发电企业与大用户直接交易机制起步，推动电力体制改革
电力是整个能源生产、转化和利用的中心环节，理顺能源体制必须推动电力体制改革。但电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的电网拆分着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入，具体的措施有：
一是建立大用户与发电企业的直接（双边）交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步涵盖80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。
二是可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要进行主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。当前，可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用。该方案不仅简单易行，便于实施，而且在保障电网企业既有利益的同时，还改变了电网企业的盈利模式及行为方式。由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
三是可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易。交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
四是通过机制设计解决可再生能源发展和居民补贴等问题。当前及未来一段时期，我国可再生能源发展仍面临成本高于常规机组的问题，电力普遍服务的要求也会造成用户侧交叉补贴的长期存在，在放开大用户用电交易的同时，需要对相关制度进行再设计。当前的用户侧电价中包含的农网还贷、可再生能源发展等基金，可重新进行核算整合，转化为统一的电力基金，与输配电费同步向所有用户收取，其资金用于补贴低收入群体的基本生活用电和可再生能源发展。从而减少对当前利益格局产生的冲击，有利于推进新机制的建立。
以发展页岩气、开放油气进口改革为突破口，推进石油天然气体制改革
石油天然气领域改革可以从发展页岩气、开放油气进口等增量改革起步，逐步向纵深推进。
一是改革探矿权、采矿权制度，大力推动页岩气等非常规油气发展。为大力发展页岩气，国家将页岩气作为独立矿种进行探矿权招标，引入了民间资本等新的竞争者和投资主体，打破了油气勘探开发区块垄断且长期固化的局面，在石油天然气改革方面迈出了重要一步。但是，由于70%以上的非常规油气资源和常规油气资源赋存区域重叠，这部分资源最优质的区域尚未引入招标，仍由三大石油公司和延长石油集团负责勘探。对于这些存量油气区块，要强化矿权管理，对现有企业探矿投入严格考核，并将未达到投入要求的区块拿出来重新招标。为将上述建议落实到位，可开展联合调查，对各油气区块的实际勘探投入和合同承诺投入进行调查并向社会公开调查结果，改变以往单个部门执法时出现的有法不依、执法不严以及部分油气生产企业占而不探、探而不采现象，实现资源有效流转，增加油气产量。
二是为适应非常规油气发展，改革管网规划、建设和运营模式。长期以来，我国油气管网由三大石油公司分别建设、运营，管网缺乏统一科学的规划，也未做到公平开放。因此，当务之急是建立和落实天然气管网公平接入制度，保障天然气管网对不同企业、不同类型天然气（含页岩气、煤层气、煤制气等）的无歧视公平接入。在此基础上，逐步实现天然气输送业务和其他业务的财务分离和产权分离，在天然气运输和运营上引入不同的业主，由国家统一规划和监管。
三是逐步放开原油进口，引入竞争，提高效率。石油领域改革的突破口是放开原油进口限制，要建立基于油品生产质量和储运安全而非所有制身份的原油进口准入条件和配额分配方法，以此增加石油进口主体，广泛参与国际石油市场，在三大石油公司之外形成从原油进口到石油加工炼化和成品油销售的较完整产业链。从而引入竞争，提高效率，为下一步放开石油价格和完善上海原油期货市场奠定基础。
以完善资源税费和能源消费税为重点，建立能源生产消费约束和绿色转型的财税调控机制
一是规范资源税费。可首先将现有资源开采有关的基金和费用逐步纳入到资源税的范畴，提高其规范性和透明度。在此基础上，适当提高资源税的税率，完善计征方式，将资源税从价定率征收的适用范围，逐步由油气扩展到煤炭等领域，同时探索建立天然气和煤炭特别收益金制度，将资源溢价收归国有，保障国家资源所有者权益的充分实现。在完善资源税费水平、结构、征收方式的同时，还应合理确定资源所有者与开发主体、中央和地方资源收益比例，以促进形成上下统一的能源资源开发和保护机制为目标，协调理顺相关主体利益关系。
二是逐步完善能源消费税。可在汽柴油消费税的基础上，逐步开征化石能源消费税或碳税，加强对能源消费行为的约束和引导。开征能源消费税并不意味着一定推动终端能源价格的上涨，相反，消费税税率可根据能源市场情况及时调节，在市场价格波动剧烈时有效平抑对经济社会发展的冲击。
三是为减少资源税和能源消费税改革给现有利益格局带来重大调整，可以调整相关行业的增值税和居民的所得税，在调整税制结构的同时不增加企业和居民的负担。
加强能源管理体制改革，为推动能源持续健康发展提供保障
一是切实转变政府能源管理方式。进一步转变政府职能，减少前置性审批，增强事中和事后监管。把更多精力转到制定战略、规划、标准、法规和产业政策上面，简化或下放行政审批，减少对能源微观事务的干预。
二是上收一些大型国有能源企业手中的行政职能。上收本应由政府行使的能源管网规划、标准、分布式能源发电并网准入、油气管网准入等行政权，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网、油气管网经营者回归到企业本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度履行职责。
三是进一步加强能源监管。健全能源监管制度和市场监管体系，特别是加强对海上油气生产安全环保、油气管网运行、电力领域的监管，强化对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域市场秩序的监管。