要进一步加快非化石能源发展，在严控煤炭消费增长、推动终端用能清洁化和高效化等方面做出系统性努力，“十五五”可以实现提前碳达峰。
距离“十四五”规划收官已不足半年。
日前，国务院新闻办举行“高质量完成‘十四五’规划”系列主题新闻发布会，国家能源局介绍了“十四五”时期能源高质量发展成就。“十四五”期间，我国非化石能源消费目标将超额完成，终端用能电能比重已达30%左右，能源投资年破万亿元。
围绕“十四五”能源转型成果、“十五五”规划方向等热点话题，近日，国家气候变化专家委员会委员，国家“十四五”规划专家委员会委员，中国能源研究会学术顾问、原副理事长，国家发展改革委能源研究所原所长周大地接受21世纪经济报道记者专访。
周大地表示，“十四五”时期我国能源转型已取得系统性突破，为碳达峰奠定坚实基底。面对“十五五”实现碳达峰目标的关键时期，出路是大力发展新能源，需严格限制煤炭消费并大力发展非化石能源，通过风光核储等零碳电力发展全面替代化石能源增量。转型需政策与市场协同发力，构建以高比例可再生能源为核心的新型电力系统，同时推动储能规模化应用，在条件成熟的终端用能推广电气化，确保能源结构优化与系统安全稳定运行。
“十五五”我国有望提前碳达峰
《21世纪》：“十四五”规划收官在即，从能源供应、消费结构等指标看，如何评价当前能源低碳转型的进度？
周大地：能源安全事关经济社会发展全局。积极发展清洁能源，推动经济社会绿色低碳转型，已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。
当前，我国建成了全球规模最大的电力基础设施体系，发电装机容量占全球三分之一。从能源供应方面来看，2024年全国发电量超10万亿千瓦时，国内能源生产总量折合约50亿吨标准煤，保障了能源供应“量足价稳”。煤、油、气、核、可再生能源等多轮驱动的能源供应体系，有力保障14亿多人的用能需求。我国能源消费总体保持增长，“十四五”前四年，我国能源消费增量已达到“十三五”五年增量的1.5倍。能源供应保障能力已不再是制约因素，重点应转向结构优化与低碳转型。
从绿色低碳转型来看，我国构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右，“十四五”时期基本建立有利于碳达峰碳中和的制度框架。在能耗方面，2024年，我国单位GDP能耗比“十三五”末下降11.6%，是全球能耗强度下降最快的国家之一。在能源消费方面，“十四五”非化石能源消费比重目标是20%，去年已经达到了19.8%，预期今年将超额完成目标。根据国务院发布的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，未来我国要建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，“十五五”时期，实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达峰碳中和综合评价考核制度，确保如期实现碳达峰目标。
《21世纪》：“十五五”能源规划相较于“十四五”，其核心指导思想将会有哪些延续和重大转变？哪些领域将成为新一轮规划的重点？
周大地：“十五五”政策体系仍要延续“双碳”目标的核心思想。根据“双碳”目标的安排，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值。因此，能源领域也需要在“十五五”期间实现碳达峰。能源结构转型的成功取决于新型清洁能源能否形成成本优势和市场竞争力，只有建立起有经济竞争力的低碳能源供应体系，才能真正激发全社会替代化石能源的内生动力。
我认为，“十五五”期间实现碳达峰的可行性很高。我国光、风资源极其丰富，新增能源供应能力强，新增非化石能源可以满足我国能源增量需求。在“十四五”与“十五五”的规划衔接阶段，既要肯定新能源发展的成效，也需正视煤炭消费总量仍在上升的现实矛盾。煤炭行业利润率较高，也没有燃油消费税的制约，限制煤炭增长不可能依靠市场竞争实现。为实现“十五五”期间碳达峰目标，要严格限制煤炭消费增长。煤炭、石油、天然气要在“十五五”期间实现梯次达峰，中长期持续大幅降低。能源系统实现碳中和主要途径是尽可能用非化石能源一次电力（光风水核储）替代化石能源，很可能要接近100%替代；电力系统要提前实现零碳化，一次能源和终端能源都高度电气化。
此外，要推进消费方式绿色低碳简约合理。面对数字经济与人工智能带来的电力需求持续增长，我们不能简单限制能源消费，而应通过技术节能、能效提升和倡导合理消费，避免奢侈性能源浪费。总的来说，要进一步加快非化石能源发展，在严控煤炭消费增长、推动终端用能清洁化和高效化等方面做出系统性努力，“十五五”可以实现提前碳达峰。
《21世纪》：根据“双碳”目标，要实现碳中和，未来非化石能源的规模应该如何增长？化石能源的低碳转型技术路径又有哪些？
周大地：能源绿色低碳转型要切实贯彻“先立后破”的原则，必须加快非化石能源发展速度。预计我国实现碳中和时年用电量将在17万亿到20万亿千瓦时，需要开发大约近5亿千瓦水电、30亿千瓦以上风电、50亿千瓦以上光伏发电、3亿到5亿千瓦核电，加上储能和必要冗余保障，风光发电装机总量要达到90亿到100亿千瓦。每年需新增风电1~2亿千瓦，光伏2~3亿千瓦，风光合计4亿千瓦以上。
除了推动能源结构的调整，也要推动交通、建筑等重点领域电气化进程。随着动力电池的技术进步和成本下降，电动汽车和用油机具电动化迅速占领市场。“十四五”以来，交通运输电动化在促使油气行业转型，使我国成品油消费量提前达峰。成品油消费达峰和总量下降，也给石化行业的低碳转型形成压力。未来以绿氢和生物质能为基础的零碳合成化工和零碳燃油将进一步发展，预计2040年后将逐步替代现在的油气化工。
在推动民用领域绿色低碳转型方面，民用能源高度电气化是主要途径。未来民用供热系统要从煤和天然气集中供热为主，转向分散式电采暖（电直接采暖、热泵采暖），民用炊事用能电气化也开始有电火灶产品可用。在建筑行业领域，利用建筑物屋顶等发展光伏的潜力巨大，城乡屋顶光伏发电的发展潜力可达近30亿千瓦，广大农村和城市的建筑屋顶、公共区域等可利用空间尚未得到充分开发。上述领域，在“十五五”期间应该有实质性进展。
建设新型电力系统重心在新能源
《21世纪》：建设全国统一电力市场是当前改革的焦点。电力系统面临怎样的低碳转型挑战？
周大地：“十四五”以来，全国统一电力市场建设取得了实质性跨越和突破性进展，电力市场体系加快构建，规则基本完备，规模不断扩大。然而，随着光伏和风电装机容量快速增长，每年新增数亿千瓦可再生能源装机产生的并网需求，整个电网平衡调度面临巨大挑战。火电利用小时数下降，加之水电、核电等基荷电源不能随意关停，过去电网通过预测负荷、指令化调度燃煤电厂的方式，不适应新能源特性。光伏作为新能源装机增长主力，在午间高峰、夜间归零具有波动性，现有电网系统难以承受完全消纳的要求。依靠煤电机组灵活性改造也难以为继，煤电反复启停会导致效率下降、设备损耗增加，成本大幅度上升等困难。
新型电力系统的建设要以高比例可再生能源发展为核心，要通过储能和新电力电子技术将间歇性、波动性的新能源电力转化为有适当可调度性的电源。要改变由电网完全收纳，再设法平衡的传统做法。要构建多层次、相对分散化的新型电力系统，通过发电权交易、分时电价等机制，引导不同电源通过储能等技术手段在市场中公平竞争，可以明显降低午高峰消纳压力，提高其他时间特别是早晚高峰供电能力，使供电市场价格变得比较平稳。
《21世纪》：今年新能源全面进入市场化电价发展周期。如何在市场设计中平衡“促进新能源消纳”和“维持必要传统能源生存”这两个目标？
周大地：现在电力市场逐步实现全额竞争上网，将给“光风+储”全面和煤电竞争开辟新途径。电力市场机制需要重新审视公平性与效率的平衡，理论上应允许不同电源在同一平台竞争，由价格信号引导资源配置，以解决午间供电过剩，夜间调峰电源成本高企的问题。当前尽管风光装机增长较快，但发电量仍然较低，火电等传统电源在相当一段时间内，仍有巨大的生存空间。
“十五五”期间，我们要尽快使新增电力需求全部由非化石能源电力提供，保持存量的化石能源发电量。碳达峰以后，随着新能源进一步发展，存量中的化石能源发电量应该逐步被新能源替代。这需要较长的时间，例如20年左右，煤电设备还有足够的时间实现自身经济价值、有序退出，也有可能更长时间保留作为备用设备，只参加应急启动，而不作为日常保供电源。
未来，电力系统改革要以推动新能源继续高速发展为目标。一方面，要持续创新，通过发电方、输配电方、用电方等多方共同努力，针对问题，解决新能源上网和电网运行困难。另一方面，电网公司除了做好能源保供等工作，创新改革任务也很重。过去我们把建设以煤炭及少数水电集中地作为电力发展重点，建设了特高压长距离输电为支撑的超大电力传输系统，成绩功不可没。但如今情况有调整，发电增量主要来自新能源，原来以煤电为基础的大基地，远距离输电为重心的电网发展模式应该调整，重点可放在做好一年4亿千瓦以上的风光新能源建设服务。从技术、体制上创新实践，调整思路，解决问题，构建新型电力运行和调度系统、深化电力体制改革等需要发电企业、电网公司、用户等各方共同承担责任，不能将消纳压力全部压给电网系统，唯有通过系统性变革，才能实现能源结构转型与电网安全稳定运行的平衡。
《21世纪》：推动大规模化学储能在电力系统的应用受到市场关注。当前制约储能大规模参与电网运用的困难有哪些？
周大地：“光风+储”可以使风光发电实现相对稳定的供电。通过部分储能，把发电午高峰的容量和电量高峰，转移到晚用电高峰，可以解决电网运行、火电启停、集中储能等一系列高成本问题。随着储能技术快速发展，我国新型电力系统建设也迎来新机遇。截至今年上半年，我国新型储能装机规模约9500万千瓦，5年增长了将近30倍。要大力推动大规模化学储能在电力系统的应用，储能将成为零碳电力的基本构成之一。
化学储能技术已具备规模化应用条件，但需建立相应的体制机制促进其并网应用。用户侧储能通过利用分时电价差已展现经济性，但发电方和电网级储能设施建设仍需加强。当前，电网自建的数千万千瓦集中式储能设施，通过抽水蓄能等方式在低价储电、高价售电中发挥调节作用。但这种集中到电网增加储能，仍然是“集中吃进再想法输出”，难以真正解决问题。未来要推动发电方为主的储能建设，形成多层级储能体系，特别要鼓励新能源发电企业自建储能设施，改善能源输出稳定性和可调度性。电网配一定的储能是可行且必要的，火电很难完全实现对光电、风电的支撑。
由电网全部承担储能需求，必然要大幅度增加电网成本负担，而且也解决不了可再生能源远距离输运间断性运行问题。未来还需要发电方配储，提高上网平稳性，消除中午过高发电高峰，提高其他时间供电能力。然而，待解决问题也不少。例如，光伏和风电的资源分散，实现完全分散式储能有挑战。分布式电源参加竞价发电很可能需要分别对待，例如，多数需要上网的分布式光电，是否可以规定具体各时段的上网电量，并保障电价收入？而集中光电是否可以推动进一步整合，共同使用更大型集中储能设施，作为统一的上网单元，参与竞争？这些都需要发电方、电网方等各方在日后的实践中形成解决方案。
配资炒股平台提示：文章来自网络，不代表本站观点。
