21世紀經濟報道記者雷椰 李德尚玉 實習生王怡茵 北京報道
距離“十四五”規劃收官已不足半年。
日前，國務院新聞辦舉行“高質量完成‘十四五’規劃”系列主題新聞發布會，國家能源局介紹了“十四五”時期能源高質量發展成就。“十四五”期間，我國非化石能源消費目標將超額完成，終端用能電能比重已達30%左右，能源投資年破萬億元。
圍繞“十四五”能源轉型成果、“十五五”規劃方向等熱點話題，近日，國家氣候變化專家委員會委員，國家“十四五”規劃專家委員會委員，中國能源研究會學術顧問、原副理事長，國家發展改革委能源研究所原所長周大地接受21世紀經濟報道記者專訪。
周大地表示，“十四五”時期我國能源轉型已取得系統性突破，為碳達峰奠定堅實基底。面對“十五五”實現碳達峰目標的關鍵時期，出路是大力發展新能源，需嚴格限制煤炭消費并大力發展非化石能源，通過風光核儲等零碳電力發展全面替代化石能源增量。轉型需政策與市場協同發力，構建以高比例可再生能源為核心的新型電力系統，推動儲能規?；瘧茫跅l件成熟的終端用能推廣電氣化，確保能源結構優化與系統安全穩定運行。同時，做好煤炭清潔消費增長，為能源安全保底。
國家氣候變化專家委員會委員，國家“十四五”規劃專家委員會委員，中國能源研究會學術顧問、原副理事長，國家發展改革委能源研究所原所長周大地（圖源：采訪對象供圖）
“十五五”我國有望提前碳達峰
《21世紀》：“十四五”規劃收官在即，從能源供應、消費結構等指標看，如何評價當前能源低碳轉型的進度？
周大地：能源安全事關經濟社會發展全局。積極發展清潔能源，推動經濟社會綠色低碳轉型，已經成為國際社會應對全球氣候變化的普遍共識。
當前，我國建成了全球規模最大的電力基礎設施體系，發電裝機容量占全球三分之一。從能源供應方面來看，2024年全國發電量超10萬億千瓦時，國內能源生產總量折合約50億噸標準煤，保障了能源供應“量足價穩”。煤、油、氣、核、可再生能源等多輪驅動的能源供應體系，有力保障14億多人的用能需求。我國能源消費總體保持增長，“十四五”前四年，我國能源消費增量已達到“十三五”五年增量的1.5倍。能源供應保障能力已不再是制約因素，重點應轉向結構優化與低碳轉型。
從綠色低碳轉型來看，我國構建起全球最大、發展最快的可再生能源體系，可再生能源發電裝機占比由40%提升至60%左右，“十四五”時期基本建立有利于碳達峰碳中和的制度框架。在能耗方面，2024年，我國單位GDP能耗比“十三五”末下降11.6%，是全球能耗強度下降最快的國家之一。在能源消費方面，“十四五”非化石能源消費比重目標是20%，去年已經達到了19.8%，預期今年將超額完成目標。根據國務院發布的《加快構建碳排放雙控制度體系工作方案》，未來我國要建立能耗雙控向碳排放雙控全面轉型新機制，“十五五”時期，實施以強度控制為主、總量控制為輔的碳排放雙控制度，建立碳達峰碳中和綜合評價考核制度，確保如期實現碳達峰目標。
《21世紀》：“十五五”能源規劃相較于“十四五”，其核心指導思想將會有哪些延續和重大轉變？哪些領域將成為新一輪規劃的重點？
周大地：“十五五”政策體系仍要延續“雙碳”目標的核心思想。根據“雙碳”目標的安排，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值。因此，能源領域也需要在“十五五”期間實現碳達峰。能源結構轉型的成功取決于新型清潔能源能否形成成本優勢和市場競爭力，只有建立起有經濟競爭力的低碳能源供應體系，才能真正激發全社會替代化石能源的內生動力。
我認為，“十五五”期間實現碳達峰的可行性很高。我國光、風資源極其豐富，新增能源供應能力強，新增非化石能源可以滿足我國能源增量需求。在“十四五”與“十五五”的規劃銜接階段，既要肯定新能源發展的成效，也需正視煤炭消費總量仍在上升的現實矛盾。煤炭行業利潤率較高，也沒有燃油消費稅的制約，限制煤炭增長不可能依靠市場競爭實現。為實現“十五五”期間碳達峰目標，要嚴格限制煤炭消費增長。煤炭、石油、天然氣要在“十五五”期間實現梯次達峰，中長期持續大幅降低。能源系統實現碳中和主要途徑是盡可能用非化石能源一次電力（光風水核儲）替代化石能源，很可能要接近100%替代；電力系統要提前實現零碳化，一次能源和終端能源都高度電氣化。
此外，要推進消費方式綠色低碳簡約合理。面對數字經濟與人工智能帶來的電力需求持續增長，我們不能簡單限制能源消費，而應通過技術節能、能效提升和倡導合理消費，避免奢侈性能源浪費。總的來說，要進一步加快非化石能源發展，在嚴控煤炭消費增長、推動終端用能清潔化和高效化等方面做出系統性努力，“十五五”可以實現提前碳達峰。
《21世紀》：根據“雙碳”目標，要實現碳中和，未來非化石能源的規模應該如何增長？化石能源的低碳轉型技術路徑又有哪些？
周大地：能源綠色低碳轉型要切實貫徹“先立后破”的原則，必須加快非化石能源發展速度。預計我國實現碳中和時年用電量將在17萬億到20萬億千瓦時，需要開發大約近5億千瓦水電、30億千瓦以上風電、50億千瓦以上光伏發電、3億到5億千瓦核電，加上儲能和必要冗余保障，風光發電裝機總量要達到90億到100億千瓦。每年需新增風電1~2億千瓦，光伏2~3億千瓦，風光合計4億千瓦以上。
除了推動能源結構的調整，也要推動交通、建筑等重點領域電氣化進程。隨著動力電池的技術進步和成本下降，電動汽車和用油機具電動化迅速占領市場?！笆奈濉币詠?，交通運輸電動化在促使油氣行業轉型，使我國成品油消費量提前達峰。成品油消費達峰和總量下降，也給石化行業的低碳轉型形成壓力。未來以綠氫和生物質能為基礎的零碳合成化工和零碳燃油將進一步發展，預計2040年后將逐步替代現在的油氣化工。
在推動民用領域綠色低碳轉型方面，民用能源高度電氣化是主要途徑。未來民用供熱系統要從煤和天然氣集中供熱為主，轉向分散式電采暖（電直接采暖、熱泵采暖），民用炊事用能電氣化也開始有電火灶產品可用。在建筑行業領域，利用建筑物屋頂等發展光伏的潛力巨大，城鄉屋頂光伏發電的發展潛力可達近30億千瓦，廣大農村和城市的建筑屋頂、公共區域等可利用空間尚未得到充分開發。上述領域，在“十五五”期間應該有實質性進展。
建設新型電力系統重心在新能源
《21世紀》：建設全國統一電力市場是當前改革的焦點。電力系統面臨怎樣的低碳轉型挑戰？
周大地：“十四五”以來，全國統一電力市場建設取得了實質性跨越和突破性進展，電力市場體系加快構建，規則基本完備，規模不斷擴大。然而，隨著光伏和風電裝機容量快速增長，每年新增數億千瓦可再生能源裝機產生的并網需求，整個電網平衡調度面臨巨大挑戰?；痣娎眯r數下降，加之水電、核電等基荷電源不能隨意關停，過去電網通過預測負荷、指令化調度燃煤電廠的方式，不適應新能源特性。光伏作為新能源裝機增長主力，在午間高峰、夜間歸零具有波動性，現有電網系統難以承受完全消納的要求。依靠煤電機組靈活性改造也難以為繼，煤電反復啟停會導致效率下降、設備損耗增加，成本大幅度上升等困難。
新型電力系統的建設要以高比例可再生能源發展為核心，要通過儲能和新電力電子技術將間歇性、波動性的新能源電力轉化為有適當可調度性的電源。要改變由電網完全收納，再設法平衡的傳統做法。要構建多層次、相對分散化的新型電力系統，通過發電權交易、分時電價等機制，引導不同電源通過儲能等技術手段在市場中公平競爭，可以明顯降低午高峰消納壓力，提高其他時間特別是早晚高峰供電能力，使供電市場價格變得比較平穩。
《21世紀》：今年新能源全面進入市場化電價發展周期。如何在市場設計中平衡“促進新能源消納”和“維持必要傳統能源生存”這兩個目標？
周大地：現在電力市場逐步實現全額競爭上網，將給“光風+儲”全面和煤電競爭開辟新途徑。電力市場機制需要重新審視公平性與效率的平衡，理論上應允許不同電源在同一平臺競爭，由價格信號引導資源配置，以解決午間供電過剩，夜間調峰電源成本高企的問題。當前盡管風光裝機增長較快，但發電量仍然較低，火電等傳統電源在相當一段時間內，仍有巨大的生存空間。
“十五五”期間，我們要盡快使新增電力需求全部由非化石能源電力提供，保持存量的化石能源發電量。碳達峰以后，隨著新能源進一步發展，存量中的化石能源發電量應該逐步被新能源替代。這需要較長的時間，例如20年左右，煤電設備還有足夠的時間實現自身經濟價值、有序退出，也有可能更長時間保留作為備用設備，只參加應急啟動，而不作為日常保供電源。
未來，電力系統改革要以推動新能源繼續高速發展為目標。一方面，要持續創新，通過發電方、輸配電方、用電方等多方共同努力，針對問題，解決新能源上網和電網運行困難。另一方面，電網公司除了做好能源保供等工作，創新改革任務也很重。過去我們把建設以煤炭及少數水電集中地作為電力發展重點，建設了特高壓長距離輸電為支撐的超大電力傳輸系統，成績功不可沒。但如今情況有調整，發電增量主要來自新能源，原來以煤電為基礎的大基地，遠距離輸電為重心的電網發展模式應該調整，重點可放在做好一年4億千瓦以上的風光新能源建設服務。從技術、體制上創新實踐，調整思路，解決問題，構建新型電力運行和調度系統、深化電力體制改革等需要發電企業、電網公司、用戶等各方共同承擔責任，不能將消納壓力全部壓給電網系統，唯有通過系統性變革，才能實現能源結構轉型與電網安全穩定運行的平衡。
《21世紀》：推動大規?；瘜W儲能在電力系統的應用受到市場關注。當前制約儲能大規模參與電網運用的困難有哪些？
周大地：“光風+儲”可以使風光發電實現相對穩定的供電。通過部分儲能，把發電午高峰的容量和電量高峰，轉移到晚用電高峰，可以解決電網運行、火電啟停、集中儲能等一系列高成本問題。隨著儲能技術快速發展，我國新型電力系統建設也迎來新機遇。截至今年上半年，我國新型儲能裝機規模約9500萬千瓦，5年增長了將近30倍。要大力推動大規模化學儲能在電力系統的應用，儲能將成為零碳電力的基本構成之一。
化學儲能技術已具備規?；瘧脳l件，但需建立相應的體制機制促進其并網應用。用戶側儲能通過利用分時電價差已展現經濟性，但發電方和電網級儲能設施建設仍需加強。當前，電網自建的數千萬千瓦集中式儲能設施，通過抽水蓄能等方式在低價儲電、高價售電中發揮調節作用。但這種集中到電網增加儲能，仍然是“集中吃進再想法輸出”，難以真正解決問題。未來要推動發電方為主的儲能建設，形成多層級儲能體系，特別要鼓勵新能源發電企業自建儲能設施，改善能源輸出穩定性和可調度性。電網配一定的儲能是可行且必要的，火電很難完全實現對光電、風電的支撐。
由電網全部承擔儲能需求，必然要大幅度增加電網成本負擔，而且也解決不了可再生能源遠距離輸運間斷性運行問題。未來還需要發電方配儲，提高上網平穩性，消除中午過高發電高峰，提高其他時間供電能力。然而，待解決問題也不少。例如，光伏和風電的資源分散，實現完全分散式儲能有挑戰。分布式電源參加競價發電很可能需要分別對待，例如，多數需要上網的分布式光電，是否可以規定具體各時段的上網電量，并保障電價收入？而集中光電是否可以推動進一步整合，共同使用更大型集中儲能設施，作為統一的上網單元，參與競爭？這些都需要發電方、電網方等各方在日后的實踐中形成解決方案。
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