踐行“雙碳”目標踔厲提升綠電占比

: 電力網; 2022-12-02; 瀏覽：

山西大唐岢嵐大陽坡風電場（上海電氣風電集團供圖）

伊金霍洛旗采煤沉陷區生態治理光伏發電項目（伊金霍洛旗能源局供圖）

黨的十八大以來，中國是全球能耗強度降低最快的國家之一，超額完成到2020年碳排放強度下降40%~45%的目標，累計減少排放二氧化碳58億噸。在我國已建成全球規模最大的碳市場和清潔發電體系的同時，也必須清醒地認識到，目前清潔發電體系仍然面臨諸多挑戰，繼續提升電力系統綠電占比必須在保供、開發、消納、科技、體制機制等方面持續發力，加快我國新型能源體系建設。

提升綠電占比是能源綠色低碳轉型發展的必由之路，是新型能源體系建設的重中之重，是力爭實現碳達峰碳中和的關鍵舉措，也是統籌推進能源高質量發展的迫切需要。黨的二十大報告提出，“積極穩妥推進碳達峰碳中和”“立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟實施碳達峰行動”“加快規劃建設新型能源體系”“積極參與應對氣候變化全球治理”這些重要論述，為我國能源體系轉型指明了方向。為如期實現碳達峰碳中和目標，實現經濟效益和生態環境效益雙贏，加快構建新型能源體系，必須在提升綠電占比的路上踔厲奮發，篤行不怠。

先立后破保供優先，結合我國國情穩步推進新型綠色電力保供體系

2021年10月21日，習近平總書記在勝利油田考察時提出，“能源的飯碗必須端在自己手里”。2022年以來，疊加全球經濟恢復推動的能源需求大增，俄烏沖突導致的能源供給不足等多重不利因素，全球化石能源價格暴漲，能源危機籠罩全球。我國能源供應鏈安全性和穩定性面臨更加復雜的形勢，電力、煤炭供應區域性、時段性緊張風險更加凸顯，極端條件下能源供應保障不確定因素快速增加。迫切需要發揮我國在全球綠色能源領域的領導力，構建新型能源體系，化不利的外部環境為自身發展動力，重塑全球綠色價值鏈、供應鏈、產業鏈，為全球能源安全提出中國方案，貢獻中國智慧。

首先，統籌新能源和傳統能源的發展，確保電力安全可靠供應，有效防范和化解綠色低碳轉型的伴生風險。遵循我國能源安全的指導方針，立足富煤、貧油、少氣的基本國情，充分認識到煤炭保障能源安全的重要基礎地位短期內不可替代，發揮好傳統支撐性電源的托底保障作用，持續推進應急備用能力建設，確保傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基礎上，積極、穩妥、安全降碳。

其次，突破新能源在電力保供方面的瓶頸，逐步建立綠色低碳電力保供體系。加快提升新能源可靠替代能力，推進新能源多能互補、大區域時空互補和源網荷儲一體化發展模式，加快新能源裝備技術研發，強化清潔能源資源評估和功率預測技術研究，延長預測周期、提升預測準確性、完善調度運行輔助決策功能，深化極端天氣下功率預測技術研究。強化省內、省間電網通道輸電能力和靈活性，充分發揮大電網平臺作用和風電、光伏發電“平滑效應”，促進各省盈缺互劑、優勢互補，充分發揮好特高壓輸電通道作為跨省區資源配置的重要功能。加快長中短期儲能技術研發與應用，依托抽水蓄能和新型儲能實現中短周期儲能，促進新能源消納和電力平衡；依托大型水庫可逆式機組、儲氫、儲氨等實現長周期儲能，保障能源電力跨季節調節。通過技術進步和規模化應用相結合，不斷實現關鍵技術突破，逐步建立綠色電力保供體系。

集中式與分布式并舉，加快提升外送基地綠電占比

風光等新能源集中式和分布式并重，實現大規模開發應用，逐步成為能源供應的主體。其中，集中式新能源開發主要受國土空間、生態環境、送出能力等制約，尤其在人口、產業相對密集的中東部地區，新能源開發與生態保護、土地資源的矛盾更為突出。綜合考慮節約國土資源、與生態環境相適應等因素，“三北”地區優化推動基地化規模化開發，西南地區統籌推進水風光綜合開發，中東南部地區重點推動就地就近開發，東部沿海地區積極推進海上風電集群化開發。

分布式風光與土地、環境融合發展，推動中東部地區綠電就近開發消納。光伏發電方面，光伏發電設施對地表、地質要求不高，環境適應性強，各類土地和一些建筑物、構筑物均可做建設場址；光伏組件支架長高，多層次共用空間，同一塊地可以多重收益，提高土地綜合利用率；通過技術創新不斷提升效率，減少單位發電裝機用地面積。未來隨著光伏成本進一步下降，探索光伏發電產品更多樣，能上墻、可上房，不局限于地面，多途徑融合發展。風電方面，開發低風速風電機組、耐磨蝕葉片、桁架式基礎等，降低風速約束邊界，使風電對建設場址更寬容，可在中東部低風速地區實現經濟開發；風電機組分布稀疏，周邊土地可繼續利用、復合利用增值；風電機組基礎等可做其他用途，集成綜合應用可提高單位用地效益。深入推進“千鄉萬村馭風行動”“千家萬戶沐光行動”，結合鄉村振興和農村能源革命，大力推動分布式新能源因地制宜開發、就近并網接入、統一平衡消納。

可再生能源基地規模化及綠色化發展，將極大提升新型能源體系綠色低碳成色。今年5月，《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》里進一步明確了大基地“三位一體”的發展思路，加大力度規劃建設以大型風光基地為基礎，以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐，以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。2021年，我國啟動了總規模約4.5億千瓦的以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃建設。目前約1億千瓦的大型風光電基地已全部開工建設，涉及內蒙古、青海、甘肅等19個省份，第二批基地項目正在積極推動前期工作、部分已開工，第三批基地項目也在組織謀劃中。水風光一體化基地主要依托主要流域現有水電調節能力、水電擴機、新建常規水電站、建設抽水蓄能電站等，以水電和抽蓄為支撐性和調節性電源，因地制宜帶動流域周邊風光資源規模化開發利用。基于現有水電開發情況、未來開發潛力以及周邊抽水蓄能資源情況，初步估計水風光一體化可帶動5億千瓦~20億千瓦的新能源開發。

不斷優化外送基地電源配置方案，加快提升外送基地綠電占比。以水電為支撐電源的新能源基地外送綠電占比可達100%，如金上到湖北、藏東南至粵港澳大灣區等外送通道，“三北”地區以煤電為支撐電源的新能源基地綠電占比相對較低（一般為50%左右），如隴東至山東、隴電入浙等外送通道。以水電為支撐的通道，可考慮通過水電擴機并增加抽水蓄能或新型儲能的電源配套方案，在現有規劃基礎上將一條通道擴充為兩條到三條送出通道；對于以火電為支撐的通道，可考慮通過適當減少火電裝機并結合抽水蓄能和新型儲能，提高通道的綠電占比。目前，摻氫燃機已經在國內外開展了規模化應用，最高摻氫比例可達50%，預計2030年前后100%以氫為燃料的高效燃機技術將逐步成熟。同時，考慮隨著技術進步和規模化發展，電解水制氫價格將逐步達到經濟可接受區間，在“三北”地區天然氣資源較豐富的區域開展以摻氫燃機為支撐電源的外送基地將成為可能，摻氫燃機基地可逐步過渡到100%采用綠氫為燃料的純綠電外送基地。考慮到外送通道資源的稀缺性及受端省份對綠電需求的迫切性，未來新建通道的綠電占比應逐步提高到70%以上，并隨著技術進步和經濟競爭力改善，越來越多100%純綠電外送通道將呈現在眼前。

不斷提高系統靈活調節能力，高比例開發高質量消納新能源

截至2021年底，我國風電裝機3.28億千瓦、太陽能發電裝機3.07億千瓦，兩者均穩居全球第一。與此同時，我國電力系統靈活調節能力的提升相對滯后，目前尚難以滿足新型電力系統中高比例新能源發展的需要。構建適合我國國情、新能源占比逐步提升的新型電力系統是一項復雜的系統性工程。

在電源資源統籌層面，可通過水電、燃機、煤電靈活性改造等措施提高發電側靈活性。預計至2025年、2030年、2035年，全國常規水電裝機分別達到3.7億千瓦、4.4億千瓦、4.8億千瓦；煤電裝機分別達到13.5億千瓦、14億千瓦、12.2億千瓦；氣電裝機分別達到1.5億千瓦、2.4億千瓦、3億千瓦。大規模的水電、氣電、煤電（考慮老電站進行靈活性改造）將在抽水蓄能大規模投產和新型儲能技術突破前為系統提供靈活調節能力支撐，保障新能源消納。

在電網資源統籌層面，通過擴大電網平衡區，建立靈活調度機制保障可再生能源在更大范圍內消納。電網互聯互通為更好消納新能源提供物理平臺。一方面，加強輸電通道建設，對電網輸電受限斷面進行擴容和改造，以適應波動性新能源功率傳輸；另一方面，通過整合差異化的電力市場，建立更加靈活的市場交易規則，充分利用新能源發電資源互補特性和平滑效應，提高網間調峰能力互濟水平，以低成本充分調用和共享靈活性資源，充分發揮各地區發電和負荷的互補優勢。系統靈活資源將發揮區域電力資源高效互濟對提升新能源消納能力和系統韌性的戰略性作用，調控與新能源發展規模相適配電力系統調節裕度，安全平穩地推進新能源躍升式發展。

在電力系統負荷資源統籌層面，通過對用電側的需求進行整合和優化，使其與新能源出力變化相適應，可以更好地支持新能源利用。以目前可用的電制熱儲熱、儲冷、電制氫、電動汽車、智能家電、工業錯峰用電和虛擬電廠等措施為開端，依托未來科技進步和政策完善不斷提升負荷側響應能力。

在儲能資源統籌層面，將構建抽水蓄能、新型儲能、氫能儲能等適應不同儲能時長要求的完善儲能體系。預計2025年、2030年、2035年，抽水蓄能裝機將分別達到6200萬千瓦、1.2億千瓦~2億千瓦、3億千瓦；預計2025年新型蓄能裝機將達到3000萬千瓦以上。

提升綠電占比與維持電價穩定齊頭并進

2021年我國整個電力消費中，第一產業用電占全社會用電量的1.2%，第二產業用電占全社會用電量的67.5%，第三產業用電占全社會用電量的17.1%，城鄉居民生活用電量占全社會用電量的14.1%。第二產業用電接近70%，且其中有約50%是高耗能行業用電，工業用電企業整體科技水平不高，對電價的變化較為敏感。能源與電力是現代工業的血液，在我國工業升級轉型過程中，保持電價的穩定對支持工業企業順利轉型極為重要。我國具有新型舉國體制優勢，以國家意志集聚力量，通過科技進步降低綠電成本、通過政策引導電價平衡過渡，將可實現提升綠電占比與維持電價穩定齊頭并進。

科技支撐降低成本。2021年我國陸上集中式平原、山區地形風電項目平均造價水平分別約為5800元/千瓦和7200元/千瓦，地面光伏電站、分布式光伏平均造價水平分別約為4150元/千瓦和3740元/千瓦；近海風電場、深遠海風電場、漂浮式風電場的造價范圍分別約為1~1.3萬元/千瓦、1.2~1.5萬元/千瓦和2.3~3萬元/千瓦；光熱電站造價范圍約為1.8~2.6萬元/千瓦；鋰離子電池儲能電站造價范圍約為1500~2000元/千瓦時。未來隨著科技進步，新能源和新型儲能價格水平仍有較大下降空間。此外，新一代高效低成本光伏電池技術、換流閥國產化技術、柔性直流輸電技術、適用于可再生能源靈活電解水制氫設備等關鍵技術均可在不同層面支撐綠電大規模開發時全系統成本處于可控區間。科技進步將推動綠電成本逐步降低，綠色能源將支撐我國實現能源供給由資源主導到科技進步主導的歷史性轉變。

政策引導電價平穩過渡。綠電投資是一個重資產行業，初期資本投入大，回報周期長。項目前期因為高額折舊成本問題，通常無法盈利。而只要進入利潤釋放期，毛利率普遍超過50%，甚至可以媲美水電。隨著綠電占比提升，除了初期建設投資，還要在配套設施上投入更高成本。若僅考慮市場化條件，系統度電成本將呈現先升后降走勢。電價的上升將對用電市場產生負面沖擊，建議可通過國家政策引導電價平穩過渡，對新型能源體系“扶上馬、送一程”。通過設立平準基金等支持金融工具在轉型初期全系統成本較高時期進行補貼、合理控制非技術成本等政策機制，維持電價水平整體穩定；在全系統度電成本經過拐點后，再通過適當手段逐步回收資金。

綠證和綠電交易是支撐我國綠電發展的重要抓手

綠證是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源（未來將擴展到水電）上網電量頒發的具有獨特標識代碼的電子證書。與國際通行做法一致，綠證代表了可再生能源電力的環境價值。綠電交易是指以綠電產品為標的物的電力交易，通過與綠證捆綁保證交易過程中的“證電合一”，成交價格中既包含了電力的能量價值，又包含其環境價值。

國際方面，綠證和綠電交易有助于消解國際碳稅貿易壁壘，促進綠電快速發展。2019年，歐盟率先提出引入碳邊境調節機制（CBAM），并于去年7月啟動CBAM立法程序。CBAM是歐盟針對碳排放密集型進口產品征收的特定碳關稅，是歐盟借助“氣候外衣”而構筑的綠色貿易壁壘，其落地必將影響發展中國家（包括我國）的產品競爭力。2020年，國內綠證已完成了在RE100范圍內的互認工作。我國綠電認證也是按照國際最高標準，被國際社會承認。目前平價綠證價格約為50元/兆瓦時，換算成碳減排量的價格約86元/噸，綠電溢價與綠證價格相當。綠證和綠電可用于抵消電力產生的間接溫室氣體排放，且遠低于2022年10月歐盟碳市場日均成交價70.71歐元/噸。綠證和綠電交易有助于消解國際碳稅貿易壁壘，增強綠電在電力市場中的競爭力，促進綠電快速發展。

國內方面，綠證和綠電交易有助于盤活環境價值市場化流轉，引導綠電可持續發展。綠證核發范圍覆蓋所有可再生能源發電項目，以綠證作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證可實現可再生能源電力消費量全鏈條信息追蹤，是建立新增可再生能源電力消費量統計核算體系的科學依據。綠證市場將電力市場未能體現的綠電清潔價值通過價格機制體現，實現綠電消納責任權重市場化流轉。綠電交易可實現從計劃體系下的定量定價轉向由市場決策下的量價構成，通過市場機制分擔補貼，緩解補貼缺口壓力。綠證和綠電交易有助于盤活環境價值市場化流轉，緩解財政壓力，引導綠電健康可持續發展。

黨的二十大勝利召開，為推動我國能源綠色低碳轉型指明了發展方向，擘畫了宏偉藍圖。能源發展將全面貫徹習近平新時代中國特色社會主義思想，認真落實關于實現碳達峰碳中和的戰略部署和規劃建設新型能源體系的指示精神，以滿足經濟社會發展和人民對美好生活的需要為根本目的，全力推動新型能源體系建設，為實現中華民族偉大復興貢獻澎湃動力。

作者：張益國姜海馬實一