政策解读丨贯彻落实能源绿色低碳转型政策四大关键

政策解读丨贯彻落实能源绿色低碳转型政策四大关键

——访华北电力大学经济与管理学院教授袁家海

近日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号），以下简称《意见》。《意见》作为碳达峰碳中和“1+N”政策体系的重要保障方案之一，是《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》在能源领域政策保障措施的具体化。

那么，《意见》将带来哪些影响？贯彻落实《意见》需要做好哪些工作？带着这些疑问，中能传媒记者专访了华北电力大学经济与管理学院教授袁家海。

记者：请您谈谈《意见》出台的目的及意义？将带来哪些影响？

袁家海：《意见》是碳达峰碳中和“1+N”政策体系的一个关键拼图，从体制机制完善创新的角度对“能耗双控、重点减碳、安全替代”工作的稳步推进提出了系统、清晰、明确的建设时序、步骤与重点，旨在构建绿色低碳能源体系的制度“底层构架”。《意见》聚焦能源电力产供储销、监管、投资等全过程，涉及终端能源消费、能源开发利用、跨部门协同、电力市场、电力保供等重要转型保障机制，多层次、多维度、全领域明确了能源电力低碳转型的“路线图”，对推动碳减排工作部署具有重要指导作用。

新的低碳发展需求会对既有的能源体制机制产生冲击，从而产生一些现实问题和负面影响，如部分行业节能减排进程缓慢、新能源消纳受阻、区域性短时电力供应不足等。为保障2030年碳达峰目标如期实现，《意见》提出了切实可行且全面的绿色低碳能源转型体制机制，结合后续将发布的重点行业碳达峰实施方案，引导全社会各行业的低碳发展。在强调绿色低碳转型之外，《意见》通篇隐含的关键词是“保供”，因为保障能源安全是能源绿色低碳转型的前提。通过加强能耗“双控”、终端部门用能清洁替代、新能源开发就地消纳、省间能源互济、供需双侧灵活性资源调配、深化煤电清洁高效转型、能源电力系统安全协同与应急储备等措施，提升我国能源自给度和可靠性，并降低用电需求过快增长和“黑天鹅”极端事件对供能安全的冲击。

记者：您重点关注《意见》中的哪些领域？这些领域提出的相关政策措施应如何贯彻落实？

袁家海：在终端能源利用方面，《意见》强调工业、建筑和交通三大终端用能部门的绿色能源消费，以降低能耗、推进电气化、能源多级利用、提升节能标准、推广清洁材料与燃料等方式来引导终端绿色消费，明确控制能耗强度优先于能耗总量控制，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。预计建筑和交通部门用能仍有较大的增量空间，2030年之后方能实现碳达峰，而工业部门用能增量见顶且清洁能源替代加深，大概率与经济体整体同步实现碳达峰。需要警惕的是，在非化石能源尚未完全满足增量需求的情况下，过快的电气化发展速度会为煤电发展创造客观条件，缓解终端部门碳排放增长但会增加电力部门的减排负担。因此，需要采取跨部门协同转型策略，在能源供需双侧以符合能效和经济原则的清洁能源综合替代方式推进全领域稳步碳达峰。

在能源开发利用方面，我国长期采用能源广域调配的自上而下平衡方式来满足用能需求，而随着对新能源需求的不断提升，分布式开发、就地消纳的利用方式将更具普适性。对此，《意见》提出“建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统”“探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统”“大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设”等重要指导意见，以自上而下与自下而上交互的能源平衡方式来保障我国能源安全、推动绿色低碳能源转型。这样既可以实现本地能源清洁开发利用来满足部分增量需求，也能减少广域能源网的输送压力与用能成本、提升能源供应可靠性。可预见的是，分布式开发就地消纳的可再生能源利用将在“十四五”期间迅速发展，而限制其发展的体制机制藩篱必须一一识别、逐个打破。

能源供需的绿色低碳化本质上都是围绕着清洁电力展开的，《意见》从顶层设计、可再生能源分布式与集中式开发并举、全国统一电力市场体系、供需双侧灵活性资源建设等方面，进一步完善了新型电力系统的建设方针。其中，全国统一电力市场将有力强化区域间电力资源调配，在省间中长期和现货交易取得良好进展的基础上，需要进一步推进省间辅助服务市场的试点推广，实现送受两端协同发力消纳新能源，结合容量市场的电力资源充裕度保障机制，在保障地方电力基本平衡后，以市场发现价格方式提升区域间电力供应安全的互济保障能力。同时，分布式能源和需求响应的市场化机制有望发展突破，丰富市场交易品种和系统调节能力，扭合分散式交易与集中式交易来提升市场活力。

记者：《意见》的贯彻落实至关重要，您认为面临哪些困难？需要做哪些工作？

袁家海：第一，出台新型电力系统的专题规划，统筹各类资源的高效协同配置。我国是以电力总体规划为引领、配套不同电源的专题规划来构建未来五年内的电力发展路线图，虽然各配套规划之间存在一定的衔接性，但各电源品种简单叠加的“拼盘式”规划，无法充分实现各类资源的功能协同互补，难以适应以新能源为主体的新型电力系统对大规模灵活调节性资源的需求。“十四五”应立足综合资源规划理念，出台新型电力系统专题规划，从系统优化角度考虑边界条件约束，优化电力供应与消费模式，建立“需求场景+资源配置+市场机制+政策保障”模式，有序高效实施新型电力系统建设工作。

第二，完善煤电电量控制与电力潜力释放机制统筹减碳与保供。作为主力电源的煤电也是高碳电源，长期承担着基础保供的重任，也决定了我国电力部门碳达峰时间表。“双碳”目标的内在要求是控制煤电电量增长，电力安全供应强调的是电力供需的实时平衡。因此，二者共同要求下，需要通过终端用电需求的有效节能、非化石能源的快速发展来满足用电增量，控制煤电电量增长，近中期应以充分挖掘煤电灵活调节潜力为主要手段、以协同部署其他灵活性资源为重要补充，应对新能源渗透率提升和用电负荷尖峰化所带来的平衡挑战，实现电力减碳和安全供应的双重任务。

第三，提前布局煤电碳捕集技术创新与商业化验证。碳捕集技术是我国实现能源深度减排的必然选择，尤其是对工业生产环节、难以替代的化石燃料燃烧、中长期煤电缓解碳约束压力等将起到关键作用。我国存量常规煤电机组的集中建设期是2006~2016年，按照30年运行寿命计算，将在2036~2046年间有序退出，但可能会引发电力供应安全问题，而长期留存又会使得碳排放量居高不下。因此，对其中部分工况良好的机组进行碳捕集改造可以使其以低碳方式继续服役，平衡减碳与保供需求。在未来碳中和电力系统中，可控稳定的低碳发电资源依然不可或缺，因其不仅能够提供稳定可靠且可调节的电力输出，还可以显著降低深度脱碳的成本、应对突发极端天气事件，同时煤电掺烧生物质发电耦合碳捕集设施可以提供负排放，很可能成为保障整个能源系统安全脱碳的“压舱石”。因此，“十四五”期间有必要加快以煤电行业为重点的碳捕集技术研发与商业示范，这样才能为2030年后有序推进煤电CCS部署提供客观条件。

第四，因地制宜引导并尊重地方和各用能主体的转型意愿。能源绿色低碳转型顶层机制设计完善后，具体工作的实施推进需要地方政府和社会用能主体的积极参与。我国不同区域的资源条件和经济承受能力、不同用能主体的消费模式和减排措施等存在差异，要以“稳发展”为前提因地制宜采取针对性的转型方式，利用市场激励和必要的财政手段来引导地方和用能主体有节奏地推进转型工作，引导有条件的地方和用能主体率先碳达峰碳中和，但须避免地方性、行业性的“一刀切”管理和违规操作。