“双碳”目标下，应确保能源体系安全平稳转型

去年9月，我国提出，将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“双碳”目标的提出给中国能源转型提出了更高的要求。

16日，在由中国新闻社举办国是论坛之“能源中国”上，来自国内外的多位业内人士线上参会，围绕构建新型电力系统的关键问题、向新型电力系统过渡过程中的煤电角色转换趋势等热点话题进行了深入探讨。

王晓晖：加速构建以新能源为主体的新型电力系统是重塑能源体系的根本之举

中国新闻社总编辑王晓晖表示，去年，在全球着力应对气候变化大背景下，我国提出了在2030年之前实现碳达峰、在2060年之前实现碳中和的目标，这一目标的提出，对我国实现由以化石能源为主向以可再生能源为主的能源体系转型升级提出了更高的要求。当前，世界正在经历百年未有之大变局，不稳定性不确定性因素增多。近期能源供应问题，进一步凸显了加快能源转型升级的必要性和紧迫性。

加速构建以新能源为主体的新型电力系统，是重塑能源体系的根本之举。本次论坛聚焦“坚持双碳战略方向，确保能源体系安全平稳转型”的主题，深入探讨全球电力系统发展趋势及当下和未来中国煤电转型与新型电力系统构建之路，期待能够为我国低碳电力系统建设和能源体系转型提供助力。

布伦特·万纳：全球化石燃料在电力供应中占比为30年新低

国际能源署(IEA)电力展望部门负责人布伦特·万纳说，据IEA测算，2020年化石燃料(包括煤炭和天然气)占全部电力供应量的比例为61%左右，为近30年新低。

此外，2020年，包括风、光等在内的可再生能源发电量占比明显上升，占总量的30%左右，尤其在光伏发电领域出现大幅增长;核能大致提供10%的全球电力供应。

万纳认为，在净零排放路线图里，电力行业应该是第一个实现净零排放的行业和部门。“我们需要电力部门提前10年实现净零”，万纳说，这样10年后，才能够使一个经济体在全经济范围内实现净零。

过去十年里，电力行业是各行业类别中碳排放量最大的，超过工业、交通、建筑等其他行业。“这就意味着我们需要更多聚焦电力行业脱碳”，万纳说。

他认为，如果将各国作出的气候承诺、联合国气候变化框架公约等情景加入，电力系统将迎来巨大变化：到2030年，可再生能源的发电量将占总量约50%左右。即便如此，距离2050年的全球净零排放的目标仍有较大缺口。

不过，乐观的一面在于，虽减排缺口较大，但其中60%都可以通过有成本效益的方式来实现，比如调整现有的一些设施等，这并不会给消费者带来很大的额外成本。

除增加可再生能源比例外，逐步减少煤电无疑是电力行业脱碳化的重要一步。万纳指出，2020年，煤电约占据约30%的全球能源相关排放。

他表示，在近几年里，煤电的装机实际上比之前更大、更多。所以减排首要的是减缓和终止新建煤电厂;其次，改造、重新利用或淘汰现有电厂也将起到很大作用，到2050年可减少1亿吨的排放量。

当然，这需要很大投资。万纳指出，实现净零排放目标要求电力部门的投资在2030年之前增加两倍，并对电网规划进行协调。同时，他提醒，从可调度资源转向可变的、具有间歇性的可再生能源(风、光等)，需要高度关注电网的安全性。(完)

周大地：近期“缺电”不是生产能力或“缺煤”问题

“双碳”目标背景下，中国电力系统面临转型。但在此过程中，克服其巨大体量带来的惯性成为一大挑战。

中国能源研究会学术顾问、国家发改委能源研究所原所长周大地表示，过去30年来，中国电力系统一直保持高速增长，目前在电力装机、发电总量、电力输送系统建设和规模，以及常规发电技术、电网运行技术和可靠性等方面均位居于世界前列。可面临巨大转型，要从这种大规模集中型的、以化石燃料为基础的电力系统转化成零碳电力系统，过去的很多优势在某种程度上也成为一种阻力。

但他同时指出，好的方面是，中国在核电、水电、新能源发电技术和装机，以及新能源消纳等方面，现在处于国际先进地位。特别是光伏、储能电池等可再生能源技术领域已经处于世界最前列，可以说正引领新能源发展。同时，由于光伏、风电以及储能系统的快速技术进步和大规模制造能力，中国具备了低碳转型的巨大潜力。

周大地表示，全国电力装机容量近23亿千瓦，其中可再生能源发电装机占比超过40%。中国实现碳达峰需要电力零碳先行。今后能源系统的碳中和，必须要建立以零碳电力为核心的新型电力系统，电力系统要力争2040至2045年期间实现零碳化。与此同时，必须加快非化石能源电力发展速度。

周大地还表示，电力系统改革创新，要加快零碳电力建设。其中，电价系统改革具有关键作用。他举例说，近期所谓的“缺电”现象实际上是一个电价煤价的理顺问题，而不是生产能力或者“缺煤”“缺火电能力”的问题。所以今后要对电价进行合理的结构性调整，“不是说电价要大幅度上升，而是电价结构要有合理变化”。

邹骥：西部省份可再生能源发电收益约为8000亿元

能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥称，重塑中国能源版图要加快可再生能源发展，这也能助力区域经济发展。按目前规模，西部省份可再生能源发电收益约为8000亿元人民币，相当于这些地区GDP的9%。

邹骥认为，未来随着绿色发电量的增加，上述收益规模还要倍增，风电、光电、水电等能源将从西到东、从北到南，走向能源密集的沿海地区，如此会形成一个新的经济大循环和能源大循环。

谈及此前中国出现所谓的“电荒”问题，邹骥称需要冷静理性分析，其主要原因是煤炭价格暴涨，煤电价格被管制，出现燃料成本和售电价格倒挂。煤炭价格上涨不是因为煤炭储量和产能总体供给不足，主要是一种金融效应。

他直言，所谓“电荒”并不是“双控”目标和“双碳”目标所导致的，它是一个需要克服的短期瞬时扰动，不应该影响中国坚持低碳转型的方向。

在邹骥看来，坚持“双碳”战略方向是中国生态文明总体战略布局的具体体现，是建设人类命运共同体的应有之意。这与实现经济转型升级、结构优化、提高效率、提升质量，实现国民经济现代化的方向是一致的。这也开辟了创新、投资、贸易的新领域和消费新形式，创造巨大的新需求潜力，为长期保持较高增长率提供可能空间。

“要顺应可持续发展、绿色低碳的全球趋势，确立中国在全球政治、经济、科技和道义体系中的引领作用。”邹骥说。

对于能源系统如何实现平安稳定转型的问题，邹骥认为，短期能源安全要得到保障，包括电、油气，长期用电增长要得到保障，民生用能要优先保障。

此外，加强需求侧管理，建立更加及时透明的供求响应关系，保持供求动态均衡，也要有合理的转型的时间尺度和节奏，由此带来的就业变化问题应予以充分重视，并且要注重投资和资产的管理，特别是减少资本沉淀，提高投资效益，正确管理金融风险。

孙长平：发展水风光储一体化、源网荷储一体化项目将成为未来能源发展的主流模式

三峡集团科学技术研究院院长孙长平表示，发展水风光储一体化、源网荷储一体化的项目，将成为未来能源发展的主流模式，是提升我国可再生能源消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择。

孙长平指出，新型电力系统是一种具有高比例新能源、高比例电力电子化、负荷多样化以及集成储能技术的电力系统。相较传统电力系统，新型电力系统在不同时间尺度上面临系统稳定和功率平衡的新挑战，而风光水储一体化、源网荷储一体化是解决该问题的有效手段。

具体来说，一体化开发具有九大优势：一是符合电力高质量发展要求;二是提升外送通道利用率;三是统筹有序开发送端新能源资源;四是提高送受端电力电量保障能力;五是电网及网源运行集约化;六是不同电源项目间调度扁平化;七是提升外送价格竞争力;八是鼓励存量电源进一步释放调峰资源;九是提升增量可调节电源投资意愿。

当前正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风、光等新能源大规模高比例发展，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切。孙长平提到，抽水蓄能电站是当下及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，是目前最经济的储能手段，具有平抑风光波动特性、反调峰特性的优势。对保障电力系统安全、促进新能源大规模发展和消纳利用具有重要作用。

王虓：电网互联互通是能源转型的必由之路

水电水利规划设计总院高级工程师王虓表示，电网互联互通是能源转型的必由之路。他从跨省跨区输电的角度对我国建设绿色电力体系进行探讨。

王虓表示，“双碳”目标下，我国新能源发展呈现三大趋势：

一是新能源将实现跨越式发展。“十四五”和“十五五”期间，预计新能源年均增长1亿千瓦。到2025年，新能源发电累计装机容量有望突破10亿千瓦，装机占比达到30%;2030年新能源发电累计装机容量有望达到15亿千瓦，装机占比达到40%，超过煤电成为第一大电源。

二是大型清洁能源基地将成为“十四五”时期新能源资源大范围优化配置的有力保障。“十四五”规划纲要提出，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，建设大型清洁能源基地。上月，我国在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会上宣布，将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约1亿千瓦的项目已于近期有序开工。

三是新能源有望大幅带动周边产业，提升大国竞争实力。新能源产业属于战略性新兴产业，具有规模投资大、产业链条长等特点，新能源的稳定持续发展可有效带动锂电池、硅材料、叶片等周边产业发展，不断演进的新兴信息技术与新能源的融合将形成更长的产业链，带来经济倍增效应，提升产品的国际竞争力。

“电网互联互通，是新能源大规模开发利用和大范围优化配置的基础，也是能源转型的必由之路。”王虓指出，特高压输电将促进西部北部清洁能源集约化开发和高效利用，有效解决东中部用电紧张、碳排放集中、环境污染等问题，保障用电需求。截至2020年底，我国已建成“14交16直”共计30条在运特高压线路、5条在建特高压线路，在建在运特高压线总长度4.8万千米。

今年3月，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，提出到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。我国新能源正借助电网互联互通大范围优化配置。

谈到发展特高压跨区输送面临的挑战，王虓表示，一是网源发展不协调，制约直流输电能力;二是输电价格不合理、不灵活，影响交易积极性;三是送电机制不完善，影响长期稳定送电。

他建议，要尽快明确规划直流工程的配套电源方式，加快完善特高压送受电保障机制，推动送受端签订长期协议，加快发展特高压跨区输送，推动绿色低碳转型，实现绿色复苏发展。

李健：构建新型电力系统需提升灵活性和安全性

国网能源研究院有限公司总工程师李健指出，在中国提出“双碳”目标的背景下，构建新型电力系统是能源转型亟需面对的现实要求，在实现该目标的过程中需提升电力系统的灵活性和安全性。

李健指出，构建新型电力系统是分阶段的长期过程，在2030年前实现碳达峰，中国电力系统既要保供应，还要注重减排，任务艰巨又迫切。在他看来，要实现目标的平稳过渡，最大的不确定性即转型过程面临的挑战。

他强调，从电源角度看，以火电这种高参数大容量的常规电源要向以新能源为主的海量微小电源转变，需要大量的同步并网，要向集中式和分布式控制并举转变，因此整个调度运行控制面临的问题将更加复杂。从配置环节看，当前是采取更多的电源侧和负荷侧分布，今后要研究市场化机制引导并推动储能的广泛分布。

在他看来，能源结构变化过程中，电力系统中的电量、电力、调峰平衡都有可能出现缺口，进而影响电力系统的供应和安全性。对此，在此过程中最需提升电力系统的灵活性和安全性，以应对能源结构变化对电力系统的安全稳定特性带来的潜在影响。

他建议，一方面要通过新能源多级群的控制来提升安全性协同水平，另一方面要利用数字化和智能化技术以及市场化机制，发挥好电网枢纽平台作用，提升系统安全稳定水平。

他强调，在构建新型电力系统过程中，保障电力供应是最大的安全。如果供应不充足或者供应紧平衡，这也意味着电力系统安全本身就存在隐患。他强调，对此需要建立系统安全观，统筹系统运作安全，只有“手里有粮”，才能做到心中更有底气。

金勤献：氢能对中国实现碳中和具有极高战略价值

清华大学副秘书长、北京清华工业开发研究院院长金勤献表示，氢能对中国提高能源体系安全、实现碳中和具有极高战略价值。在工业领域，氢能将在原料和热源的替代方面扮演主要角色。

金勤献说，中国有全球增长最快能源和环保需要，具有巨大独特的市场优势。氢能对中国提高能源体系安全、实现碳中和具有极高战略价值。在工业领域，氢能将在原料和热源的替代方面扮演主要角色，在能源领域，分布式电力系统、储能等方面将发挥重要作用。

“绿氢需求推动了可再生能源需求的巨幅增长”，金勤献说，预计中国2050年CO2排放降低到58亿吨，相对峰值减少77亿吨，其中氢能应用减少8.7亿吨排放，2060年达到碳中和，预计碳排放再减少30亿吨，其中氢能应用减排量3亿吨，占总减少的10%以上。

“如全部采用可再生能源水电解制氢，需要可再生能源年发电量约350万亿度，是2018年可再生能源发电量1.9万亿度的180倍”，金勤献说。

将氢能应用于钢铁生产是钢铁产业低碳绿色化转型升级的有效途径。金勤献说，中国钢铁行业90%以上的产能是采用高炉技术生产的长流程钢，碳排放占年全国二氧化碳排放总量15%左右。预计2050年，废钢循环的短流程钢将占中国钢铁总产量的60%，其中直接还原铁是短流程钢的重要组成。废钢循环和氢直还原铁技术结合，将构建完整的零碳排放冶金产业，为新能源等绿色行业提供零碳排放的绿钢。

“来自可再生能源发的绿电，是冶金产业零碳转型的升级重要支撑”，金勤献强调，直接还原炼铁没有烧结、焦炉和高炉，产品磷、硫含量低、五害杂质少、洁净，能够生产高纯净、高品质钢的原料，是短流程电炉钢必不可少的配套技术，能够与上游高碳铬铁和下游铁素体不锈钢一起，形成完整冶金产业链。

金勤献说，中国将秉持人类命运共同体理念，愿承担与中国发展水平相称的国际责任，提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，为实现应对气候变化《巴黎协定》确定的目标作出更大努力和贡献。

傅莎：电力行业低碳转型预计到2050年减少用煤21亿吨

能源基金会低碳转型项目主任、战略规划主任傅莎表示，碳中和下电力行业低碳转型预计到2050年减少用煤21亿吨。

傅莎对上述言论作出分析：从需求端来讲，由于工艺、交通、建筑等行业加速电气化，预计实现碳中和情景下，2050年用电量估计在12.3-14.3万亿度。从供应端来讲，电力结构以可再生能源为主，核电逐步成为基荷电源，预计至2050年煤电整体装机容量将小于10%，主要用于电网调峰使用，并应用CCUS实现零碳排放。

具体实施路线是怎样的?傅莎指出，一方面，“十四五”期间要严控煤电新增。各省市应严控新增产能的核准和审批，部分高效运行机组延寿缓解用电缺口;煤电资产整合，提升发电小时数及机组运行效率。另一方面，需推进落后产能加快退出，重点关注300兆瓦以下包括工业自备电厂以及小型供热、供电机组。

此外，在加速推进技术孵化方面，傅莎强调，要推进CCUS技术在燃煤电厂的规模化应用。在激发市场活力方面，具体来说：一要提升可再生能源装机比例，因地制宜发展光伏和风电项目;二要全面提升电网灵活性，包括发展电网级储能、源网荷储技术提升就地消纳等;三要推动储能技术突破取得显著成本下降;四要推动电力市场改革，同时完善燃煤电厂碳排放的激励及约束机制。

袁家海：煤电将由高碳电源向低碳电源转变

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示，在协调保供和减排双重约束下，煤电将由高碳电源向低碳电源转变;由主体基荷电源向调节型电源转变;不同区域煤电转型策略不同。

袁家海表示，8月底以来的大面积限电，也凸显了近中期煤电在电力保供中的主力位置。“十四五”期间煤电有一定发展空间。2021年煤电升级改造方案目标为：优化产业结构，推动高质量发展，向调峰和供热服务转变;到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。

袁家海认为，“十四五”期间处于碳达峰缓冲期，煤电规模及发电量有新增空间为可再生逐步替代争取时间，需要控制煤电规模，发挥存量机组灵活性和容量价值，以及高效机组合理利用率。“十五五”期间电力行业排放进入峰值平台期。

袁家海认为，在协调保供和减排双重约束下，煤电的转型有几方面方向：

一是由高碳电源向低碳电源转变。煤电将发展重点从提供电量电力转向灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电。

二是由主体基荷电源向调节型电源转变。近中期煤电主导地位缓慢弱化，煤电以稳定基荷为前提，从电量型电源转变为电力型电源，逐步实现新能源对煤电发电增量的替代。中长期煤电退出主体电源位置向调节电源和补充电源转变，重点转向补足短时尖峰资源不足和提供灵活性支撑，实现新能源对煤电发电存量的逐步替代，最终新能源成为主体电源。

三是分区域设计煤电转型。由于我国地区间经济社会发展、电力资源禀赋的极大不均衡性，煤电转型还应考虑区域电力发展的差异化特征，制定区域化的煤电转型策略，以保障全国和各区域的电力供应安全和经济平稳发展。

程琳：创新转型金融产品，满足不同转型路径融资需求

北京绿色金融与可持续发展研究院绿色金融国际合作与研究中心主任、GIP秘书处北京办公室负责人程琳称，未来30年绿色低碳投资需求约为485万亿元人民币。这些资金绝大部分将通过动员私人资金的形式予以满足，目前的绿色金融标准和政策体系尚不完全包容转型金融，不能很好地支持高碳企业转型。所以既需要用现有绿色金融工具支持符合现有绿色和零碳标准的项目，还要通过转型金融支持高碳企业和高碳资产向低碳、零碳的转型需求。只有先理顺转型金融，才能保证所需资金“融得到、管得住、花得值”，这需要政府、监管部门、融资机构和企业的多方联动。

作为规范资金用途和防范“洗绿”风险的重要手段，明确的转型金融界定标准不可或缺，要保证转型目标可衡量、可报告、可核查。程琳建议，获得转型融资的企业应该披露转型路径、资金使用情况，包括：项目或经济活动的碳排放和碳强度的变化，即转型目标的实现情况;解决就业等产生的其他环境、社会效益;可能存在的风险因素及其应对措施。

在此过程中，还需要推出各类支持转型的金融产品，包括转型基金、并购基金、转型贷款、转型债券、转型担保等各类融资工具，也可以探索使用债转股的手段来支持转型。其中，专门从事股权投资的转型基金将发挥关键的作用。

面对气候转型所需要百万亿元的资金需求，除了国内资本市场，境外资金也是我国推动经济绿色转型和实现碳中和目标的关键。在引入境外投资者的同时，可以引入一批国际领先的低碳绿色技术，提升我国的低碳科技水平，并促进相关领域的国际合作。

付林：工业余热可逐步替代燃煤供热

清华大学建筑学院建筑节能研究中心教授、博士生导师付林表示，在能源转型过程中，工业余热可逐步替代燃煤供热，并且这一过程应该是循序渐进的。

付林指出，在“双碳”目标提出的背景下，燃煤锅炉和燃煤热电联产在当前中国北方地区还普遍存在，这会造成北方地区的供热碳排放。改变这一现状关键之一在于利用电厂余热。

他指出，当前中国清洁供热离“双碳”目标仍有较大差距，从低碳能源转型角度看，大量实践表明，电厂余热利用有利于大幅度节能减碳，同时又是确保供热的一个最佳途径。因此，在能源转型过程中，要充分利用工业余热逐步减少城市里的燃煤使用。

在他看来，传统燃煤供热的退出应循序渐进，用大型电厂排放的余热去替代城市里的燃煤锅炉和小热电，要让燃煤锅炉和小热电逐步退出，在城市里边形成无碳无煤供热。为加快这一进程，他建议，需要进一步明确有关政策机制，对此加以保障实施。

付林称，利用工业余热是一种既经济又环保的方式，也是易于实施的一种途径。他建议，近期可先将小机组和燃煤锅炉在十年之内逐步关停，未来在二十年之内30万千瓦级的电厂机组逐步退出，在此基础上保留60万和100万的机组作为季节性的调峰，以此逐渐为“双碳”目标作出贡献。