碳中和目标下我国能源发展战略思考

我国煤炭消费在一次能源消费中的比重快速下降，2020年较2000年下降11.7个百分点，但仍高达56.8%，远高于全球平均27%和G7国家平均12%的水平。2020年，我国煤炭消费量为39.6×108t，占全球煤炭消费总量的54.3%，是印度煤炭消费量的4.7倍、美国的8.8倍和欧洲的8.9倍。

煤炭具有高碳属性，其单位热值碳排放量是石油的1.4倍、天然气的2倍，煤炭燃烧碳排放占我国能源相关二氧化碳排放量的79%，“减煤”被视为能源绿色低碳转型的主要举措。然而，“减煤”速度过快、力度过大，煤炭对能源体系安全运转的托底保供”作用将会被削弱，短期内会引发能源安全问题，如2021年下半年部分地区由于电煤供应不足引发的“拉闸限电”现象。预计我国煤炭消费量将在“十四五”期间达峰，2035年前仍是我国第一大能源，期间既要控煤减碳，又要发挥好煤炭“压舱石”作用，保障能源安全的难度越来越大。

1.3　能源利用效率偏低，工艺、标准和综合利用等均有不足

2000年以来，我国单位GDP能耗持续下降，但仍远高于全球平均水平。根据国际能源署和世界银行数据，2020年我国每万美元GDP能耗为3.4t标准煤，是全球平均水平的1.5倍、美国的2.3倍、德国的2.8倍。分析我国单位能耗偏高、能源利用效率偏低的原因：一是产业结构中第二产业和高耗能产业占比高；二是部分产业工艺落后，煤炭、钢铁等行业落后产能和过剩产能仍然大量存在，部分地方政府仍依赖传统产业及生产模式维持经济增长；三是我国能效标准低于发达经济体，例如欧盟和美国通过提高家电能效标准实现电力消费量下降15%，而我国下降幅度不足5%；四是能源综合利用率低，据统计，我国约50%的工业能耗没有被利用，余热资源利用率只有30%左右，远低于发达国家40%~60%的平均水平。我国再生资源利用率也远低于世界发达经济体。例如，“十三五”期间，我国再生铝产量占铝产量的比例为20%，美国达到80%，日本则接近100%。

1.4　碳中和窗口期偏短，能源转型成本高

从碳达峰到实现碳中和，全球平均用时需53年，美国用时需46年，西方发达经济体平均超过70年，而我国只有30年时间。我国不但要完成全球最高碳排放强度降幅，还要用全球历史上最短的时间实现从碳达峰到碳中和，任务艰巨。发达国家的存量煤电资产大多已经进入集中退役期，50%煤电机组平均服役年限在40年左右，部分煤电机组服役年限超过60年。而我国大量燃煤电厂建成服役时间较短，在运煤电机组平均服役时间为12年，约50%的容量在过去10年内投运，85%的容量在过去20年内投运。按照40年的服役年限，为了实现2060年碳中和，未来新建的煤电机组将在到达寿命周期之前提前退役，搁浅资产损失巨大。根据牛津大学前期研究成果，我国煤电搁浅资产规模可能高达3万亿~7.2万亿元。考虑到近年我国仍在新建煤电机组，实际搁置规模有可能更大。同时，随着碳中和推进，化石能源需求减少、行业体量缩小、部分生产场地关停成为必然趋势，传统资源型城市转型和相关行业人员分流、再就业等问题也需要统筹考虑。

1.5　新能源规模发展面临挑战，关键矿物供应存在风险

在政策引领和技术进步的推动下，我国核能、水能、风能、太阳能、生物质能和地热能等非化石能源以及氢能、储能和新能源汽车产业取得长足进展，但规模化发展仍面临诸多挑战。核电部分核心零部件、基础材料仍依赖进口，核聚变能开发利用尚处于探索阶段。水电工程施工环境复杂、生态环境脆弱，工程技术、建设管理和移民安置难度不容小觑。与常规电源相比，风能和太阳能发电具有典型的间歇性、波动性和随机性特征，高比例新能源条件下电力系统可靠性不足。生物质能发电总装机容量依然不高，规模化发展仍需时日。地热能领域干热岩资源勘探开发技术尚处于起步阶段。氢能方面，输配和典型场景应用成本高，高压储氢设备、燃料电池与国外相比还存在较大差距。储能方面，抽水储能发展空间有限，电化学储能成本高，尚无法满足长时储能需求，安全性也有待提高。新能源汽车所需锂、钴、镍等关键矿物资源储量不足，消费量大，严重依赖进口，2020年消费量分别占全球的50%、30%、50%，对外依存度分别达到74%、95%、90%，存在供应中断风险。

2、碳中和目标下我国能源发展战略构想

2.1　总体战略思想

以习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，贯彻落实“能源的饭碗必须端在自己手里”的新要求，坚持“立足国情、安全发展，科学创新、务求实效”的方针，遵循自主可控和绿色低碳发展理念，通过节能与提效双轮驱动、供给与消费两端发力，系统实施节能、去碳、创新、提效、应急、支撑、合作“七大战略工程”，加速推动能源系统由以煤炭为主的“一大三小”（煤炭大，石油、天然气和新能源小），向新能源为主的“三小一大”（煤炭、石油和天然气小，新能源大）转变，支撑我国如期实现碳达峰、碳中和目标。

2.2　第一步（2020—2035年），减煤、控油、增气，大力发展新能源

通过减煤、控油、增气，大力发展新能源，2035年我国非化石能源占比将超过35%。一是严格控制煤炭产量，加大落后产能、小煤矿的淘汰力度，制定老矿合理退出机制，积极推动煤炭深加工产业化示范与规模化发展，全面提升煤炭清洁利用水平。二是加强太阳能、风能、地热能对化石能源的替代，加快新能源汽车对燃油车的替代，控制石油消费增长。三是加快陆上西部地区天然气增储上产，实现陆上东部地区天然气产量稳中有升，推进海上天然气勘探开发，持续推动天然气产业快速发展。四是大力发展风电、光伏，因地制宜规模化配置陆上风电，鼓励有条件的地区大力发展海上风电，积极支持分布式风电、光伏发展。坚持安全第一、生态优先和绿色发展原则，稳步推进水电、核能与生物质能等清洁能源有序发展。五是加快碳捕获与封存/碳捕获、利用与封存（CCS/CCUS）技术攻关与示范，推动二氧化碳驱油/气、化工/生物利用等二氧化碳利用技术及工艺的创新和应用，推进CCS/CCUS国家示范区建设。

2.3　第二步（2036—2050年），非化石能源加速替代

强化新能源高效开发利用技术攻关，不断完善新能源供需体系建设，促进终端用能电气化水平实现跨越式提升，全面推进新能源产业发展，加快提升新能源消费总量与消费占比，2050年，预计我国非化石能源占比将达到70%以上。一是持续加强节能提效技术、设备的推广应用，大力推动全社会节能提效，全面实现节能提效预期目标。二是海上天然气开发取得阶段性成果，天然气储备、管网体系更加完善，天然气消费2040年左右达峰后保持基本稳定。三是随着交通电动化进程加快，石油作为燃料的消费快速下降，作为原料的消费占比快速提升。四是持续推进整装煤炭开发基地和大型综合能源化工基地建设，建成以绿色煤炭资源为基础的精准开发模式，全面提升煤炭兜底保供能力。五是加大CCS/CCUS等环节关键技术、工艺、设备的攻关力度，加快推进CCS/CCUS技术在水泥、钢铁等重工业领域和天然气发电领域的规模化应用。

2.4　第三步（2051—2060年），现代能源体系全面建成

进一步巩固风能、太阳能、氢能、核能等清洁能源的主体地位，强化煤炭、天然气与可再生能源融合发展，以化石能源为主的现代化能源应急储备体系全面建成，2060年非化石能源占比超过80%。煤炭、石油等高碳化石能源回归原料属性，全面推进能源结构绿色低碳转型。推动CCS/CCUS技术商业化规模应用，不断完善低碳循环经济体系建设。全面建成智慧协同、多能互补、多网融合、快速响应的智慧能源系统，我国能源体系绿色低碳转型取得全面胜利。

3、碳中和目标下我国能源发展的关键性战略举措

实现碳达峰、碳中和，能源消费结构调整是核心，产业结构调整是关键，化石能源清洁化是基础，节能减排是抓手，建设现代化能源体系是目标。要实施好节能、去碳、创新、提效、应急、支撑、合作“七大战略工程”，助力“双碳”目标实现。

3.1　节能工程：强化四类节能举措，推动能源消费实现节约高效

加强意识节能：通过节能理念宣传、节能硬性约束、党政机关引领示范等手段，积极引导全社会转变传统用能习惯，开展全民节能行动，牢固树立“节能是第一能源”意识。突出结构节能：通过大力推动重点领域节能降碳，加快压减高耗能产业，严格控制增量，调整优化存量，加快推动产业转型升级，促进我国制造业向中高端迈进。做精技术节能：加强节能降碳科技攻关和示范应用，推进物联网、人工智能等新一代数字技术与各行业深度融合，依靠技术创新推进行业用能效率提升。做实管理节能：通过节能提效立法，完善节能减排财政税收优惠政策，强化节能减排监督检查考核，保障节能减排管理工作持续有效运行。

3.2　去碳工程：强化四类减碳举措，推动能源行业先行碳中和

持续提高工业设备和电力电器能效，加大建筑领域节能降碳关键技术创新攻关力度，加快电动车对燃油车的替代，大幅提升工业、建筑、交通等重点行业用能效率和清洁能源消费占比，实现源头“减碳”。设立碳循环经济研究专项，加快碳转化技术研发及应用，加大碳利用产业扶持力度，尽快突破碳循环经济发展的技术瓶颈和制度障碍，推进二氧化碳化工/生物利用等技术及工艺的创新和应用，实现经济“用碳”。推动光伏/光热发电、风电、水电、核电等清洁电力对火电的替代，加强工业领域电力、热力和氢能应用，构建基于电气化、光伏建筑、柔性用电系统的新型建筑能源系统，推进交通领域的智能化、数字化、电动化、网联化和共享化转型，减少对化石能源的依赖，实现有序“替碳”。战略性开展燃烧前捕集、富氧燃烧捕集等大规模二氧化碳捕集技术研究，集中开展二氧化碳埋存选址理论及关键技术攻关，推进二氧化碳驱油/气、咸水层封存等技术规模化应用，实现科学“埋碳”。

3.3　创新工程：突出前沿性、颠覆性技术研发，推动“零碳”能源供应

立足煤炭、油气、核能、可再生能源、氢能与储能、智能电网、综合能源系统七大领域，围绕基础研究、关键共性技术、前沿引领技术、颠覆性技术、工程示范应用五大方向，系统构建“七横五纵”技术创新体系。在传统化石能源领域，不断发展和推广煤炭无害化、数字化和智能化开采技术，提高煤炭生产效率，降低煤炭生产端碳排放，同时加强煤炭清洁燃烧和高效发电技术攻关，推动燃煤发电机组灵活高效运行；加大井下油水分离、页岩油地下原位开采、无水压裂与增能压裂等油气绿色生产技术及新型炼油加工技术攻关，确保油气基础供应。在新能源领域，研发可控核聚变能源开发和应用关键技术，积极推进热核聚变实验堆建设，力争早日实现“人造太阳”技术应用；大力发展低成本风能、太阳能发电技术，建立基于大数据、云计算、人工智能等的新能源电力智能调控技术，支撑我国沙漠、戈壁、荒漠地区大型风能、太阳能发电基地高效开发和安全运行；大力发展安全高效低成本氢能技术，攻关完善制氢、储氢、输氢、用氢技术，统筹推进氢能“制储输用”全链条发展；大力发展高效率、长寿命、低成本的先进储能技术，加强全固态电池、钙钛矿电池、锂空气电池等电池技术攻关，保障新型电力系统安全稳定运行。

3.4　提效工程：构建灵活可靠的智慧能源系统，推动能效大幅提升

充分应用新一代数字化、智能化信息技术，加快构建“源、网、荷、储”智慧协同，煤、油、气、电、氢多能互补，电网、热网、燃料网多网融合，产、消双向灵活响应的智慧能源系统，实现多种能源系统在供给侧、输/配侧、需求侧的互联互通与深度融合。支持和鼓励各类能源主体自主接入能源系统，双向参与能源市场交易，促进能源利用效率和服务水平大幅提升。

3.5　应急工程：构建扎实稳固的应急储备系统，确保能源安全自主可控

通过实施绿色煤炭资源勘探开发重大科技创新工程，集中建设整装煤炭开发基地和大型综合能源化工基地，保留必要的产能储备等措施，做好煤炭兜底保障能力建设。长期维持煤电装机容量（2.0～4.5）×108kW，使电力安全供应天数保持在90天的安全阈值水平上。构建兼具保底和调节功能的石油储备体系，储备规模达到120天进口量水平，实施“探而不采、产能储备”战略，建立10×108t探明地质储量规模的石油资源战略储备。突出天然气与新能源“最佳伙伴”关系，强化天然气储备，尽快建成一定规模的国家天然气战略储备，形成包括国家、地区、企业三级储备主体，战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系，逐步增加储气规模，形成地下与地上相结合的储库系统。

3.6　支撑工程：建立与时俱进的配套政策体系，保障能源安全转型

统筹制定可再生能源与化石能源协调发展政策，建立健全化石能源企业转型、退出机制，制订可再生能源发展专项规划。按照“先立后破、破立并举、等量替代”的原则，充分利用传统能源资源地区可再生能源资源丰富的优势，做好接续产业的区域转移和承接，特别是做好重化工行业、大型数据中心等高耗能产业在中西部能源资源富集地区的布局，形成产业接续与可再生能源就地消纳的双赢格局。加大科技创新支持力度，设立并实施战略性科技重大专项，发挥新型举国体制优势，集中优势资源，构建国家碳中和战略科技力量体系，打好碳中和关键核心技术攻坚战。坚持“全国一盘棋”和“共同但有区别原则”，充分考虑各地区差异，科学合理分配碳排放指标，完善碳排放“双控”制度。尽快建立自主碳排放计量体系，加强温室气体排放、碳核查等领域基础数据采集；持续深化碳排放权交易市场建设，探索建立绿色金融改革实验区。

3.7　合作工程：充分利用两个市场、两种资源，推进绿色能源国际合作

坚持全方位国际合作不动摇，落实“一带一路”倡议，持续打造开放条件下油气安全保障体系，高度重视中东、中亚—俄罗斯地区低成本、低碳足迹油气资源项目获取，加强天然气和LNG领域国际合作。推进能源产业国际化，建立新能源国际合作运行及投资体系，鼓励先进新能源技术在“一带一路”国际市场中的应用和推广，提高新能源国际合作水平。发挥我国新能源关键矿物产业链和技术两大优势，在共建“一带一路”框架内，促进新能源关键矿物领域的对话交流与合作，打造供应国、通道国、消费国一体化协同保障的供应链体系，构建原矿、精矿、产品多类型进口机制，最大限度降低供应风险。积极在国际合作内容、机制、途径、对象等方面进行创新和实践，在能源安全新战略的指引下，加强与先进发达国家在煤炭清洁化利用、甲烷减排、先进核能、CCS/CCUS等绿色低碳技术领域的合作，加强与邻国电力基础设施的互联互通。

4、结束语

在碳中和目标指引下，我国作为全球主要的能源消费国与二氧化碳排放国，未来能源转型面临经济、技术、安全、社会等多方面的压力和挑战，能源行业需加强规划，突出重点，扭住关键，精准发力，狠抓落实，加速化石能源与新能源融合发展，加快建设以化石能源兜底、以新能源为主体的清洁低碳、安全高效的新型能源体系，为国家如期实现碳达峰、碳中和不断做出新贡献。