专家共议能源转型之路：“富煤贫油少气”难概括国情 可再次生产的能源将担当大任
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泉，也是推进碳达峰碳中和的主战场。“双碳”目标提出两年多来，如何稳步实现能源转型一直是各方关注焦点。当前的能源转型背景发生了哪些变化？推动能源绿色低碳转型的新型电力系统“怎么立”？传统的煤电如何有序退出？
5月12日，中国新闻社国是论坛联合能源基金会举办“能源中国——能源转型再出发：先立后破，稳步推进”专题研讨会，邀请专家学者对当前“先立后破”的能源转型路径提出具体的预测和建议。
中国工程院院士、原副院长杜祥琬指出，以前谈及我国能源资源禀赋，经常概括为“富煤、缺油、少气”来概括，但这仅仅是在化石能源层面的认知。当前“双碳”目标的实现正在牵引着可再次生产的能源的迅速增加，自然资源、技术能力及成本的下降也在加速这一进程。
“对于可再次生产的能源的地位，我们从本世纪初把它叫作‘微不足道’，现在称为‘举足轻重’，再往后应该是用‘担当大任’来概括。”杜祥琬说。
以2022年的数据为例，2022年全国可再次生产的能源发电的装机达到12亿千瓦，占全国发电总装机的47%，而风和光的发电量首次突破了1万亿千瓦时，可再次生产的能源的发电量（包括水、电在内）是2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。
杜祥琬进一步指出，能源低碳转型的资源基础丰厚，我国已开发的可再次生产的能源资源不到技术可开发资源量的十分之一。而且能源转型是做加法，而不是做减法，“先立后破”的转型路径具有长期性、艰巨性，但是方向清晰，有利于能源体系的独立性和安全性，对确保国家长远的能源安全、引导能源转型具有战略性的意义。
中国国际经济交流中心副理事长朱民指出，碳中和的投资规模大、周期长、风险高，早期在碳达峰前的投资主要在新能源的基础设施和科学技术创新等领域，这为未来转型打下基础，同时也需要创新投资工具，对现有投融资体制进行改革，加大债券市场的发展，比如扩大REITs产品在领域的投资规模。此前其团队分析表明，预计到2050年，中国碳中和累计投资规模约为180万亿元人民币。
在朱民看来，未来40年，在绿色发展模式上，中国和世界处于同一个新的起跑线，这是一个从能源到生产、消费等各方面发展模式的变化，可称之为范式变更，对于中国整个经济社会活动都有很大的指导意义。
“在‘双碳’目标推进过程中，中国会面临巨大的产业体系变化，劳动生产率提高，碳排放下降，GDP会继续增长。我们估计到2060年中国的GDP会继续翻两番，也就是增长4倍，从现在的100多万亿元涨到400多万亿元的规模，这是一个了不得的增长。”朱民说。
中国银保监会政策研究局一级巡视员叶燕斐指出，未来中国应积极发展绿色金融，有力促进能源转型。能源绿色低碳转型，需要更好地发挥市场的决定性作用和政府的有为作用，加快建立和完善全国统一的电力市场和碳市场，并加强两个市场发展的统筹和协调。同时，应加大对集中式的可再次生产的能源项目的绿色金融支持力度，积极跟踪集中式可再次生产的能源的规划和实施，优化授信流程，强化风险管理。
“政府在这方面起着很重要的作用，不能光靠开发商和金融机构。”叶燕斐表示，政府发挥有为的作用，形成规模效应之后，就能把交易成本和技术成本降下来。
能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥表示，中国能源转型做好“先立”，应有“三立”。第一要立电源，加速发展风、光等可再次生产的能源。第二要立，拥有一个高比例可再次生产的能源的新型能源系统，才有机会提供稳定的、平稳的能源供给。第三要立电网，中国要有强大的电网，既要解决可再次生产的能源的就地消纳问题，又要能实现省际互通互济。
“大力发展可再次生产的能源，是加快能源转型、实现经济社会可持续发展的重要方法。”水电水利规划设计总院党委委员、总规划师张益国表示，当前可再次生产的能源发展还面临着土地空间、并网消纳、安全运作、经济性等难题和挑战。在经济发展形势向好、能源消费总量稳中有升、弹性调节的背景下，应适当超前规划建设可再次生产的能源，以保证在能源消费总量需求超预期增长的情况下实现非化石能源占比目标。同时，的发展必须提高电力系统的韧性和弹性，要科学合理开发水电，将水电作为构建流域多能互补综合绿色能源基地的战略支撑点和战略保障。加大力度推进抽水电站建设，全方面提升系统调节能力。
中国电力企业联合会副秘书长刘永东指出，是支撑发电侧高比例可再次生产的能源接入和消纳的关键技术，是提升电网调节能力、综合效率和安全保障能力的重要支撑，也是支撑用户侧能源管理和电能质量的有效手段。
“储能形态比较多，有电化学、机械、电磁等。但目前技术发展较快、产业规模较大的，主要是以锂离子电池为主的电化学储能。”刘永东指出，2022年是我国电化学储能电站投产运行迅速增加的一年，2022年在建电站300座，总功率11.70GW、总能量29.03GWh(吉瓦时)极大地促进了上游储能制造业的规模发展。预计2023年我国风电、光伏将新增装机容量160GW(吉瓦)左右，按2022年新能源配储增长率保持不变预估，2023年将新增新能源配储5.62GW。
不过，刘永东表示，从近中期来看，新型储能经济优势不够明显，仍需统筹发展抽水蓄能、火电灵活性改造、需求响应等灵活调节资源，作为有益补充。而且电化学储能电站也面临许多深层次问题，这其中既有产品质量需要加强、电站管理上的水准亟待提升等当前要解决的问题，也有新能源配储制度优化、新型储能商业模式探索、电力市场建设等深层次问题。但从长远来看，随技术进步和成本下降，新型储能将成为电力系统调节的重要力量。
在全国能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰看来，构建新型电力系统尤其需要加快建设大范围高效配置大电网，灵活柔性智能主动配电网，推动网源荷储协同发展，实现清洁能源的广域高效配置与和就近消纳，适应经济社会高质量可持续发展要求。
“目前，大电网正发挥重要的资源配置作用。电网技术和规模跨越式发展，大范围、大容量配置能力慢慢地加强。要实现源网荷储各环节协同发展，不仅需要快速推进技术创新和基础设施建设，还需要政府、行业、相关企业和用户一起努力，加快推进市场机制建设，提升综合协调管理能力。” 周原冰预计，未来我国将建成安全可靠、结构清晰、交直流协同发展的特高压骨干网架，同时形成西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联的电网总体格局。2030年，电力流规模逐步扩大，跨区跨省电力流总规模超过4亿千瓦。2050年，跨区跨省电力流将达到7亿千瓦。
能源转型的重中之重是电力部门的转型，而电力部门在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中，需要各个层次协同的发力，涉及发电端的能源结构，也涉及输电端的电网形态以及用电端的需求交互。在这样的一个过程中，绕不开的一个话题就是“煤怎么办？”。
从电力的转型来看，整个煤电或者煤炭的消费量需要来尽快进入下降的通道，但在这样的一个过程当中，涉及煤电整体的角色定位的转换，这不单单是一个技术的问题，还需要整个电力系统的管理能力的同步提升和电力市场化改革的推动完善，煤电的转型需要克服各方面的矛盾，需要在充满挑战和不确定的情况下，抓住转型带来的发展的机遇。
“电力行业是中国最大的煤炭消费和碳排放部门，减排是能源低碳转型的关键。”能源基金会战略规划主任傅莎表示，“双碳”目标下，中国煤电转型方向清晰，从长期看，非化石能源需要在未来整个能源系统中占据明显比重，煤炭消耗量应争取尽快达峰并进入下降通道。 但从现实层面看，煤电仍起着重要作用。
“2022年新能源虽迅速增加，但仍需煤电补足用电供需缺口。非化石能源的新增发电仍只能满足约四分之三的新增电力需求，意味着余下的四分之一需要常规能源补足，其中一半源自煤电。”傅莎指出，电煤消费预计于2030年后进入下降拐点，该时期内新增电力需求将尽量由可再次生产的能源电力满足；之后可再次生产的能源电力将大幅替代煤炭，预计到2060年煤炭消费量下降到约3亿吨。同时，随着电气化需求上升，未来电力需求将呈大幅上升态势，从2020到2023年的年均3.8%的增速，后续接近2%的增速，到2060年电力需求可能会达到19.3万亿千瓦。
中国“富煤”地区的能源转型尤其需要我们来关注。内蒙古北宸智库研究中心首席专家文风表示，内蒙古的煤炭储量依旧占全国16%，目前正处在“风光入场、多能互补”的阶段，煤炭正在由能源属性变成原料属性，进入化工序列，一部分碳的成分就转化为产品固定下来。下一个阶段是在绿电支撑下，推动高载能、高排碳、低水平的产业向高载能低排碳、高水平的产业转型。
“目前内蒙古掌握全国57%的风能资源，超过21%的太阳能资源。同时，大量的煤炭资源加上庞大的火电机组，为下一步新能源大规模的并网接入提供了基础和前提。特别是拥有相对独立的蒙西电网，为探索新型电力系统和新能源的接入提供了先行先试的机会。”文风预计，内蒙古未来将实现“两个超过”和“两个率先”。到2025年，内蒙古新能源装机要超过火电装机，达到1.35亿千瓦以上；到2030年，新能源的发电量要超过火电的发电量。同时，在全国率先建成以新能源为主体的能源供给体系，率先在全国构建以新能源为主体的新型电力系统。
在综合考虑未来发展形态趋势的基础上，傅莎认为中国的煤电转型可能会出现几大举措。一是短期内要严控新增的煤电，通过机组合理的延寿等方法实现增量控制，以此降低转型风险。二是要设计煤电转型的顶层规划，通过细化标准来构建相应的市场机制，推动有序转型的进程。三是煤电企业自身也要积极寻求转型，通过与可再次生产的能源的协同发展，通过与可再次生产的能源协同发展、供热降耗改造以及发展减排技术等来提升竞争力，更大程度地降低转型的风险。
(原标题：专家共议能源转型之路：“富煤贫油少气”难概括国情 可再次生产的能源将担当大任)
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