杨昆：以系统观念加快规划建设新型能源体系

中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长 杨昆
 

　　□电力作为一、二次能源转换的枢纽，在能源体系中居于核心地位，是规划建设新型能源体系的关键。电力行业应全面贯彻落实党的二十大精神，统筹能源电力安全保障与绿色低碳转型，推动形成以电为核心，煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的新型能源体系，为经济社会全面转型发展提供清洁低碳、安全高效的坚实保障。

　　□促进用能权交易市场、碳排放权交易市场和电力市场协调发展，探索三个市场间的协同运行机制，在引导企业节能减排的同时，保障企业生产经营合理收益，支撑绿色低碳循环产业经济发展。

　　□规划建设新型能源体系，必将在整合优化科技资源的基础上，吸引各类社会资本投资能源科技创新领域，推动能源技术与现代信息、新材料、先进制造技术深度融合，培育形成一系列具有标志性的新产业，打造新能源、新型储能、氢能、智能配电网等多个万亿级市场。

　　党的二十大报告提出，“积极稳妥推进碳达峰碳中和”“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”“确保能源安全”。这是对能源电力发展提出的新指引和新要求，也是下一步电力行业高质量发展的根本遵循。能源电力行业只有充分认识当前转型发展面临的新形势，深刻领会规划建设新型能源体系的重大意义，主动识变应变求变，才能在全面建设社会主义现代化国家、向第二个百年奋斗目标进军的新征程上，向党和国家交出一份合格答卷。

　　一、能源电力行业转型发展面临新形势

　　当前，世界百年未有之大变局加速演进，世界进入新的动荡变革期，多种超预期、难预料的因素相互叠加，我国经济社会发展面临的形势依然复杂严峻，以中国式现代化推动经济社会高质量发展，对保障能源安全、推动绿色转型提出了新要求。

　　(一)国际能源市场动荡加剧，能源产业链供应链安全面临严峻挑战

　　近年来，由于地缘政治博弈加剧和贸易保护主义抬头，全球能源市场被割裂，国际合作“阵营化”趋势增强，天然气价格飙升，欧洲电价暴涨，煤炭等传统能源成为保证电力供应的重要选择。有关数据显示，2022年全球电力需求总量同比增长2%，燃煤发电量增加1.5%，天然气和煤炭等能源大宗商品价格飙升，导致发电成本大幅上升，煤炭需求量达到历史新高。

　　2022年，我国进口煤炭价格同比上涨22.2%;国内LNG全年均价6354元/吨，同比上涨28%;火力发电企业燃料成本大幅上涨。国际能源市场变化产生的影响通过多种渠道传导至我国，对我国能源安全带来巨大挑战。因此，确保能源产业链供应链安全成为当前能源电力行业的重要任务。

　　(二)多种不确定性因素叠加，电力安全保障任务艰巨

　　随着各行业电气化进程加快，非传统电力负荷快速发展，波动性和敏感性增强。新能源装机比重持续增加，截至2022年底，新能源装机7.6亿千瓦，占比接近30%，但未能形成电力供应的可靠替代。同时，沙戈荒等新能源基地加快开发，随机性、间歇性和波动性电源占比大幅增加，但系统调节能力建设缺乏统筹，电力系统支撑性电源占比相应降低、调峰资源不足的情况进一步加剧，调节压力明显增大。

　　从系统外部看，影响电力系统安全稳定运行的原因更加多维：极端天气的突发性干扰日益增加;电力信息化、数字化程度的不断提高，使网络安全、信息安全等非传统安全日渐成为影响电力安全的重要因素。

　　(三)市场化改革深层次问题有待破解，全国统一电力市场建设任重道远

　　我国电力市场主体有待继续培育，市场体系和机制建设正在推进，但是各省级市场建设进度不一，中长期、现货、辅助服务市场的功能还不能满足各类市场主体需求。电力市场和绿证交易及碳市场、中长期市场和现货市场、省间市场和省内市场的衔接不够，评估监管体系相对滞后。保障电力市场统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的市场环境还有待完善，市场主体的合法权益需要进一步保障。

　　现行电力市场对新能源的适应性不足，参与市场化交易的新能源发电量比例不高，仅占全国新能源发电量的20%。燃煤发电的容量价值、灵活调节价值尚未得到合理体现，辅助服务成本有待疏导。

　　(四)新型电力系统新问题待破解，新型能源体系提出新要求

　　新型电力系统具有“绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效、安全稳定”的显著特征，与传统电力系统相比将发生革命性变化：电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变;电网形态由单向逐级输电向包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网的能源互联网转变;负荷由传统的刚性、纯消费型负荷，向柔性、生产与消费兼具的“产消者”转变;储能由原来主要作为电网少量调节手段，向支撑新型电力系统构建的重要技术和基础装备转变。新型电力系统的上述变化使得电力平衡保障难度、电网安全运行风险同步加大，不少重大基础理论和关键前沿技术亟待突破。

　　电力作为一、二次能源转换的枢纽，在能源体系中居于核心地位，是规划建设新型能源体系的关键。电力行业应全面贯彻落实党的二十大精神，统筹能源电力安全保障与绿色低碳转型，推动形成以电为核心，煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的新型能源体系，为经济社会全面转型发展提供清洁低碳、安全高效的坚实保障。

　　二、深刻领会规划建设新型能源体系的重大意义

　　新型能源体系是建设社会主义现代化强国的有力支撑。当前，全球能源供需格局发生深刻变化，我国正处在以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴的伟大历史进程，新型能源体系是这一历史进程的重要组成部分和必然要求。

　　(一)规划建设新型能源体系是确保开放条件下能源安全的内在要求

　　实现经济社会全面绿色转型，保障能源安全是基本前提。近年来，我国能源行业贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，能源供应保障能力持续增强，能源供需总体平衡。同时，世界主要大国围绕能源资源供应、能源战略通道、国际能源市场的竞争日趋激烈，当前我国石油和天然气的对外依存度已分别达到72%和42%，能源安全韧性仍显不足。在持续加大新能源和可再生能源开发力度，在消费侧持续提升电气化水平，实现以电能为主、电热冷气氢等多异质能源耦合、各种能源子系统之间的协调规划、优化运行和协同管理，是符合我国实际的新型能源体系建设基本途径，也是对能源安全的重要保障。

　　(二)规划建设新型能源体系是加快推动能源绿色低碳转型的必然举措

　　能源活动是二氧化碳排放的主要来源，能源绿色低碳发展是实现碳达峰碳中和的重要领域和关键环节。近年来，我国能源转型取得显著成效，截至2021年底，煤炭消费比重下降至56%，非化石能源消费比重提高到16.6%，水电、风电、光伏发电装机容量稳居世界第一。同时，相较欧盟等发达经济体碳排放已经达峰，从碳达峰到碳中和有50年至70年的过渡期，我国二氧化碳排放体量大，从碳达峰到碳中和仅有30年时间。要实现“双碳”目标，需要能源产供储销全环节更好地适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。新型能源体系建设将推动形成非化石能源既能满足能源需求，又可以规模化替代化石能源存量的能源生产消费格局，建立新能源占比逐步提高的新型电力系统，为实现能源领域深度脱碳提供有力支撑。

　　(三)规划建设新型能源体系是实现能源行业高质量发展的根本任务

　　建设中国式现代化，着力推动高质量发展，建设现代化产业体系，需要大幅提升能源产业链的先进性和自主可控能力。近年来，我国可再生能源、三代核电、清洁高效煤电、煤炭深加工、常规油气勘探开发、主流储能产业发展总体处于国际先进水平。与此同时也应看到，我国能源领域原创性、引领性、颠覆性技术偏少，并且全球能源产业链布局正在发生复杂深刻变化，发达国家纷纷推动先进能源产业链回流。新型能源体系建设将催生能源新技术、新业态，拓宽现代能源产业范围，涵盖可再生能源、核能、化石能源、能源数字化智慧化等既有产业，以及新型储能、绿色氢能、碳捕集利用与封存等新兴产业，打造产业级生态，促进高效投资，带动研发试验、设计施工、设备制造、绿色金融等上下游产业协同发展。

　　三、坚持系统观念，扎实推进新型能源体系规划建设

　　(一)形成非化石能源和新能源多轮驱动、多能互补的绿色低碳供能新格局

　　统筹水电开发和生态保护，稳妥有序建设西南主要流域梯级水电，积极安全有序发展核电，因地制宜实施核能供暖，加快发展风电、太阳能发电，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，提升生物质能、地热能综合利用水平。

　　坚持集中式与分布式并举，统筹送端和受端地区能源电力供需形势、本地支撑性电源和应急保障电源建设进展，优化黄河流域和新疆以沙漠、戈壁、荒漠为重点的多能互补清洁能源基地、西南流域水风光储一体化多能互补清洁能源基地、沿海核电基地以及海上风电基地等各类大型清洁能源基地开发和送电时序，推动大电源与大电网协调发展，促进电力资源配置全局最优;加快推进东中部地区分布式能源高效开发、就近消纳，稳步推广屋顶光伏系统，因地制宜发展“光伏+”产业，建设分布式智能电网，积极推动分布式电源并网消纳，持续提升本地区绿色低碳能源供应能力。

　　(二)持续提升能源生产和消费弹性

　　在能源生产侧加强能源储备和调峰能力建设。完善煤炭应急保障储运机制，设置矿井弹性产能，建设一批大型全密闭煤炭应急储运中心;推动区域油气储备设施共建共享，积极推进获取更多更稳定的海外天然气资源，保障国内用气需求，扩大天然气储气库规模，提升天然气应急调峰能力;提高灵活调节电源占比，系统推进现役和新建煤电机组灵活性改造和灵活性制造，在气源有保障、气价承受能力较强地区合理布局天然气调峰气电，加快抽水蓄能电站建设，对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造，加快推动新型储能规模化发展，实现多重功能价值。

　　在能源消费侧完善能源消耗总量和强度调控。进一步完善新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制实施细则，重点控制化石能源消费，尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变;加快完善电力需求侧响应配套市场机制，开展区域级工业可调节负荷、楼宇空调、大数据中心、用户侧储能、车网互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范，支持负荷聚合商、虚拟电厂运营商作为独立市场主体参与系统运行调节;拓展以电能为主要供能形式的综合能源服务，推动电热冷气氢多元聚合互动，推动园区等典型应用场景能源梯级利用，推行合同能源管理，提升综合能效水平。

　　(三)加快重大前沿能源技术研发应用

　　大力发展压缩空气储能、储氢、储热等长时间尺度储能技术，积极开展电池储能、飞轮储能、小型空气储能等短时间尺度储能技术攻关，带动新型储能关联产业核心装备制造和系统集成技术升级;部署储能设施本体的安全预警、检测、评价、优化技术、梯次利用技术研究及控制平台开发;发挥储能示范工程引领作用，推广共享储能模式。

　　扩大氢能技术应用规模，加大可再生能源电解水制氢、氢气长距离输送、液氢生产和输送技术研发力度。在碱性电解水(ALK)制氢方面，开发长寿命、高效电极、复合隔膜材料及高性能电解槽;在质子交换膜电解水(PEM)制氢方面，针对规模化应用开展膜电极与重金属催化剂等核心材料设备、系统集成、耦合宽功率波动等技术研发，开展10兆瓦等级及以上示范应用;结合各类制氢技术应用场景，同步实施适配不同场景下的各类型氢储运技术推广应用，为低成本、安全稳定储运氢气创造条件;加大混氢天然气技术创新应用力度，加快形成商业化应用产业链。

　　大力研发高效低能耗的碳捕集工艺和碳循环利用技术。结合资源禀赋特色和技术进步，加强燃烧后碳捕集技术研发，降低二氧化碳捕集能耗水平，重点突破低能耗、大规模碳捕集利用与封存(CCUS)技术;积极推进一批石化化工、煤电机组和大型油气田应用低成本、全流程碳捕集技术示范项目建设，加快二氧化碳资源化利用布局。

　　(四)建设统一现代能源市场体系

　　推动建设全国用能权交易市场，推动用能权交易价格形成机制由政府指导价格向市场价格转变，充分发挥价格信号对企业节能增效的引导作用。加强新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策与用能权交易市场的衔接，提升企业使用绿色电力的积极性;促进用能权交易市场、碳排放权交易市场和电力市场协调发展，探索三个市场间的协同运行机制，在引导企业节能减排的同时，保障企业生产经营合理收益，支撑绿色低碳循环产业经济发展。

　　积极发挥碳市场低成本减碳作用。继续完善全国碳市场交易体系，分步有序推动其他重点排放行业纳入全国碳市场，充分运用市场机制，降低全社会碳减排成本;分阶段引入CCER、碳汇等交易产品进入全国碳市场，引导社会投资，提升碳市场活跃度;深入开展企业碳资产管理工作，积极推动发电企业自愿减排项目的开发。

　　加快推进全国统一电力市场建设，打破省间壁垒和市场分割，推动形成多元竞争的电力市场格局，包括丰富市场主体和交易品种，推动电力交易机构独立规范运行，加快培育合格售电主体，稳步推进市场准入标准放开;加快电力现货市场建设，加强电力辅助服务市场建设，建立健全发电容量补偿机制，逐步向容量市场机制过渡;推动各类电源全面进入市场，鼓励支持增量配电网、新型储能、虚拟电厂等新兴市场主体独立参与电力交易;落实分时电价政策，引导用户错峰用电、削峰填谷，做好市场交易与分时电价政策衔接。

　　(五)推动能源产业链数字转型和智慧升级

　　发挥能源全产业链数据的关键生产要素作用，构建能源大数据监测分析平台，充分运用数字化手段为能源规划、建设、生产、运营、管理全过程提供决策支持。持续推进能源数字基础设施、数字技术平台、数字应用场景建设，提高能源产业链全要素生产率，强化支撑能源高质量发展的超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力。

　　积极探索智慧能源管控平台与生态环境保护、新型智慧城市等融合发展，满足各类用户多元化用能需求。推动能源电力领域新型基础设施与云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、5G、区块链等先进信息通信控制技术实现耦合发展，培育新型商业模式，促进能源产供储销全环节智慧化发展;进一步完善“互联网+”智慧能源、新能源微电网、分布式智能电网等能源智慧发展新业态的技术标准体系，促进能源产业链国际竞争力不断提升。

　　规划建设新型能源体系，必将在整合优化科技资源的基础上，吸引各类社会资本投资能源科技创新领域，推动能源技术与现代信息、新材料、先进制造技术深度融合，培育形成一系列具有标志性的新产业，打造新能源、新型储能、氢能、智能配电网等多个万亿级市场。

　　来源：上海证券报