观点｜从“双碳”战略进程看能源转型的“立”与“破”

党的二十大报告提出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和。这也表明，中国在“双碳”目标上一直并将继续保持战略定力，“实现碳达峰碳中和目标要坚定不移，但不可能毕其功于一役，要坚持稳中求进，逐步实现。”

另外，报告所出现的新表述“中国式现代化”，还将促进人与自然和谐共生作为中国式现代化的本质要求之一。要建设人与自然和谐共生的现代化，就必须更好应对气候安全问题。这一表述站在人与自然和谐共生的高度谋划发展，将积极参与应对气候变化全球治理与中国的现代化发展紧密联系起来。同时，积极参与应对气候变化全球治理，也是致力构建人类命运共同体的必然要求，是一脉相承的。

按照党的二十大精神，实现“双碳”目标的方向不变，力度不减。积极稳妥推进碳达峰碳中和，就是要按照“先立后破”的基本次序，用系统的解决方案，充分考虑转型带来的风险和代价并采取切实的措施予以应对，将转型带来的效益发掘到极致并尽早实现，以积极进取的态度深入推进能源革命，最终实现能源结构的转型——在30-40年左右的时间里从以煤油气为主的能源结构转换到以非化石能源为主的能源结构。这个转型不能急躁，不是一夜发生、一蹴而就；同时也不能目光短浅、故步自封、消极等待。千里之行必须从眼下就明确并坚定方向，积极做出安排，采取行动，迈出足下之步。必须从是否能够实现中国式现代化和是否真正推动构建人类命运共同体的高度认识实现碳达峰碳中和目标的现实和历史意义。

为了保证经济社会发展对能源已有和新增的需求得到充分及时和不间断的满足，能源转型必须平稳有序进行，这就要求能源转型“先立后破”。“先立”就是要保证非化石能源体系先行到位投入有效使用；“后破”就是在“先立”的新型非化石能源足够满足新增能源需求甚至足够依次有序替代现有非化石能源存量的前提下，逐步取代、淘汰化石能源存量。这个转型的过程，是一个在给定的三四十年时间框架中保持非化石能源持续增加、严控向化石能源的新增投资以使其增量逐步减少直至在2030年甚至更早之前为零、现有化石能源存量经历从接近20年的稳定运营到逐步被取代淘汰的漫长但能动的过程。从资产运营的角度讲，也是分别对现有化石能源资产存量进行管理及对新增化石能源和非化石能源资产增量进行管理且安排好替代的过程。

这一转型过程对应的战略和政策是跨周期的，但需要与当下恢复经济增长、保障能源安全紧迫的逆周期战略、政策相一致、衔接，求得将增长政策、能源安全政策和减缓温室气体与其他污染物排放的几个政策目标相协调。研究表明，这三个战略和政策目标的协调和融合已经具备现实的理论与实践基础。

所谓“先立”，就是要全面综合地发展风光水等可再生能源和核电、地热、生物质能等非化石能源。其中从技术经济成熟程度、比较优势和应用潜力看，首先是要立可再生能源的发展。积极发展可再生能源，实现其安全稳定的规模化供应，是能源结构转换的重中之重。

立电源，要逐年增加可再生能源的电源。过去几年，我国在三北地区大力发展基地式集中风光电源和积极推进分布式光伏，开启了开发利用广袤荒漠、戈壁滩空间资源优势、风光产业链上中下游全面加速发展的起飞进程，2020、2021、2022三年在疫情干扰不利情况下分别实现新增风光装机1.2亿、1.01亿、1.25亿千瓦，2023年计划实现新增1.6亿千瓦，“十四五”末年2025年达到新增2亿千瓦装机已经完全可以想象。就算保守预计“十五五”期间每年保持2亿千瓦装机增量不变，到“十五五”末年（2030年）的累计风光装机大概率接近甚至超过24亿千瓦，实现对现有12亿千瓦目标的加倍。这背后是中国制造业在风光全产业链的强大支撑。这也是借势于国家逆周期调节的产业和投资政策窗口，能源基础设施相关项目在一些重点地区（2022年光伏增量主要在河北、山东、河南、浙江；风能主要在河北、内蒙、陕西和广东等）如火如荼展开。国家通过扩大投资来支撑经济增长，其中基础设施的投资，特别是能源基础设施、基地式集中可再生能源的投资都被纳入国家的重点投资方向，取得很好的发展成果。目前，我国每年新增的风、光、水电的装机量总和已经远超煤电的新增装机量，并且非化石能源发电量占比也在稳步上升， 在2022年8.6万亿千瓦时用电总量中，风光发电量达到1.19万亿千瓦时，同比增长21%，占总用电量的13.7%，接近全国城乡居民生活用电量。纵观我国发电的能源占比已经发生巨大的变化：煤电占总发电量的比重已从多年徘徊在65-70%之间跌至2022年的58.4%，2022年非化石能源发电在发电量的占比已经达到36.2%，比2021年提高了1.7个百分点，且非化石能源占比上升的变化趋势已经处于往前提速的状态。

立储能。提高非化石能源的质量，让供电更持续平稳。当前为了保证电力平稳，部分地区会通过建设煤电厂来形成基础负荷并支撑尖峰负荷，以此克服可再生能源供电的间歇性。然而储能的发展，将极大地摆脱对煤电基础负荷的依靠，逐步支撑高比例可再生能源条件下连续平稳的电力供应。眼下，储能发展方兴未艾，目前主要以供给侧的抽水蓄能为抓手。中国有星罗棋布的水库，在几大流域的上游都有梯级电站，通过这些电站来实现风、光、水、煤的互补，可以减少波动性。例如，位于青海共和县的风光基地就已经和龙羊峡水电站形成风光水互补的工程和技术突破，向外输送相对平稳的电流。中国是世界上拥有水库最多的国家之一，投资改造这些水库变成抽水蓄能的电站是一种具有比较优势的储能方式，是中国式的“资源禀赋”。因此，在十四五期间，我国投入巨额投资进行大规模抽水蓄能的建设，改造水电站和水库。从长远来看，来会变成能源基础设施的组成部分。此外，国家已经制定了储能的“十四五规划“和行动方案，假以时日作为新型能源系统组成部分的储能体系将在未来高比例可再生能源的现代能源体系中发挥稳定电力供应的重要作用。

立电网。加强电网调配能力。电网的建设主要关注如何运输“远方的电”。比如，从青海到河南驻马店的特高压直流工程、从四川白鹤滩到江苏常熟的输电线路和新的西电东送的输电线路（例如从内蒙发出替代煤的绿电）布局等。与此同时，大量“绿电赋能”的新实践也在涌现，比如在内蒙古实行用绿电替代部分煤电，或是绿电制氢替代煤制氢等。此外，针对不同地区用电负荷的不同特点，还要加强配网的建设，支持用电侧提高电气化水平和用电模式演变的最新趋势，其中电网提前布局满足交通电动化充换电需求的迅速上升十分迫切。利用现代数据信息技术并进行体制机制改革强化跨区域调电能力也是需要持续推进的一项工作。

立绿电消纳。着眼于在具有比较优势的地区优先构建绿能绿电支撑的产业链和基于绿能绿电优势的产业集群。逐步以低成本绿能绿电廉价充足供应和化石能源消费量控制等优势和政策引导黑色有色冶金、化工、建材等高载能产业向绿能绿电富集且廉价的地区转移集聚，以此促进三北和西部绿能绿电富集地区的产业承接并同时实现高载能产业的绿色升级。

立技术研发和装备制造。依托中国完备强大的制造业体系，围绕非化石能源的发展，投资打造支撑新型能源体系的产业链，从原材料开采运输提炼加工，到零件组件制造，到相关装备制造安装运行调试要在整个产业链上全面布局发展。

总之，“先立”要立系统，包括电源、储能、电网以及电网的调度能力，还有需求侧用户端的调节能力，利用现代的信息技术和数字技术实现智慧电网和智慧调节，这是一个系统工程，要通过国家的规划、产业政策和市场机制，统筹兼顾，协调各个环节，全面均衡发展。围绕发展可再生能源，我们立新型能源系统大概需要花20多年的时间，将系统的规模、质量和功能发展起来，让可再生能源更稳定、成熟和可靠。在这个20多年的时间里将以“立”充分准备好“破”的条件，最终完成能源转型。

除此之外，我们还可利用好分布式的可再生能源。国家能源局已经在推进整县分布式光伏，我们有更超前的光储直柔技术，还有诸多实践，都展现出在广大农村推广分布式光伏的潜力。同时，海上风能在近两年成长速度也非常快，2021年，中国已超越英国，一跃成为世界上海上风能装机规模最大的国家。沿海经济富裕的大省如山东、江苏、广东等，逐渐具备开发能力，由此掀起一波海上风能的投资热。海上风能的发展将使作为用能中心的沿海地区受益：一是距离近输电成本低，二是可以与电解海水制氢相结合解决氢的来源，在工业发达、基础设施发达的地区从源头开始发展氢产业链。

长期来看，“立系统”的整个过程将伴随中国2035年初步建成现代化目标的进程，每一项工作都是看得见、摸得着，都有抓手，这也为未来的能源领域投资、能源结构转型建设、技术研发提出了任务。

为什么我们“立系统”大概需要花20年的时间？我主张以三个循环周期的概念为基础来探讨：

第一个周期是煤电机组的寿命周期。现役煤电机组平均运行年龄约13年，其设计的寿命周期是30年，那么距离机组退役还有17年（将近20年）。如果提前退役，将会造成煤电资产一定的经济损失。基于经济性的的考虑，我们可以按设备的寿命周期来决定退役时间。当这些煤电机组彻底淘汰的时候，非化石能源也在这20年间发展起来了。20年之内，现有的大部分煤电机组存量资产可以保持稳定运行并继续按照一定比例完成固定资产折旧的计提，收回投资且实现内部收益率。20年左右的时间后大部分煤电机组所剩残值无几，寿命周期结束，现有机组存量进入相对集中的退役期，这时则是大规模由已经“先立”的非化石能源电力系统替代现有煤电系统的时期。这里有一个先决条件，就是从现在起就严格控制新增煤电装机并尽快实现煤电装机和发电的峰值以减少煤电沉没资产的风险。

第二个周期是技术周期。技术周期，即技术迭代的周期，主要是指非化石能源领域，特别是风、光、水、电网技术，以及绿色赋能和需求侧管理等领域的技术迭代周期。过去10年，可再生能源的发电成本有了大幅降低，光伏降低了80%，陆地和海上风能分别大概是40%和30%, CSP是50%。展望未来20年，风光的技术会有一个更大更系统的迭代，而且规模也将扩大，装机量和发电量不断上升，外送电网通道不断畅通，就地消纳用于绿电制氢和高载能创业的绿色赋能，应用场景将越来越多。通过不断的迭代，技术趋于成熟、可靠，成本逐渐下降。回顾本世纪之初中国入世后制造业的技术发展历史，我们完全有信心再重现另一个20年的技术迭代，而且这一领域的技术迭代显示大概每十年会有一个显著变化，包括成本、技术性能、发电效率等。综上，我们有坚实的技术发展历史经验认为，未来20年“先立”的可再生能源会飞速长足发展。

第三个周期是经济周期。具体所指的是投资周期。综合我国的经济发展情况，基本上是每七八年到十年为一个周期，即从投资的高潮到投资的低谷、经济从繁荣到面临下行压力。本世纪以来，从第一个十年的繁荣甚至于过热的投资高潮以四万亿收尾，到进入第二个约十年的新常态调整期，包括“三去一降一补”、供给侧结构性改革等。如今，在克服经济下行压力的“逆周期”政策背景下，我们面临一次新的投资周期，进入了非常关键的机会窗口期。随着新的投资高潮到来，经历短暂的调整期后，国内经济改革继续推进，我们至少在未来十年里面可以抓住机会，加速、加倍对可再生能源进行投资和研发，完成产业升级。在未来十年里，将“逆周期”政策与“跨周期”路径衔接起来做出无悔行动，对于提高发展质量和最终实现中国式现代化至关重要。

基于以上对三个周期的判断，再加上跨周期和逆周期的协调衔接，中国是完全有可能、有潜力在未来20年将可再生能源的“先立”做起来，并且赋予其丰富、具体的内容，通过投资拉动经济，保证能源安全平稳供给，同时也能够为能源转型创造前提条件。

从煤电、煤炭采选两大指标看，中国目前并不缺产能。2021年的“电荒”源于煤价的上升导致发电成本和电价倒挂，而当时煤价上升实际上则主要是国际超发货币驱动并传导的金融现象，是国际能源价格被美联储的无底限量化宽松救市政策所引起的通胀现象。我们所看到的“供不应求”表象，实际是市场力量进行煤炭价格博弈的后果。因此，满足电力需求，关键在于合理解决煤炭和电力价格调控问题，而非增加产能。展望2023年以及更长期的趋势，新增电力需求可由逐年增加的可再生能源发电来满足，而不是用增加煤炭和煤电的产能来弥补，这将是一个大前提、大方向。

据统计，我国每年开采的煤炭资源中约有60%用于发电领域，且这个比例还在上升。中国煤电装机已达13亿千瓦以上，2022年煤电机组利用小时数大约4600小时，离5500小时的设计值还有很大空间。业内普遍认为煤电机组利用小时数从中长期看将呈现下降趋势。由此可见，大部分发电机组并没有满负荷运转，而是处于不完全工作的状态。煤电机组装机过剩，也意味着沉没资产风险的出现。未来在能源转型对碳排放量的限制下，随着煤电机组的发电小时数进一步下降，经济效益将受到更大影响。而要解决煤电机组存量的经济效益改善问题，可以通过灵活性改造的方式来提高其调节作用，也就是将原来用于发电的机组转为调峰电源，而功率相对较小的亚临界和超临界机组则更加便于实施灵活性改造。至于对“淘汰的煤电机组是否要提前退役”这一争议问题，建议“关而不拆”，转为灾备电源。经过灵活性改造的机组其调峰服务可以纳入“综合服务市场”范畴，使其所提供的调峰服务通过服务市场交易实现成本的补偿。

总而言之，要为煤电机组找好出路，使得煤电在20年内有序退出，这就是“后破”。整个过程要坚持的大原则是，存量要稳住，增量要严控，这样才能真正“端牢饭碗、夯实压舱石，避免未来资产沉没风险”。

煤电的退出，将会影响到煤电行业的职工就业。因此要从现在起安排好转岗培训，在行业劳动力市场上要做出妥善处理，尽早未雨绸缪地解决好就业安置、社会保障、劳动关系等问题。

金融方面，在能源结构转型过程中，煤矿和煤电行业“稳住存量、严控增量”是防范煤炭煤电行业性金融信贷风险的基本解决方案，在金融方面需要提前做出安排、处置，让这些资产在20年内稳定的发电卖电，并逐步有序退出，保证现金流平衡，避免引起金融震荡。

最重要的是同时开启需求侧市场化的改革，即电价与需求挂钩。通过这样的机制来控制需求侧的电力使用量，降低用电高峰负荷，减少因电力供应紧张而新建电厂的应对现象。

具体到2023年，我们可以从以下几方面行动：

一是加大可再生能源的源网荷储用整个产业链条的全方位均衡配套的投资力度。继续加速加倍投资建设，支撑经济复苏，保持“先立”的势头。对于投资，除了电源，要特别注重电网。电网建设有两类，一类是外送绿电通道，送到主要的能源密集地区，主要是北京、山东、江苏、浙江、上海、广东等沿海用能负荷中心，为用绿电替代煤电创造条件；另一类是针对缺能地区，特别是经常电荒地区（如浙江、江西、湖南和湖北、安徽等省区），要优先加强电网投入，提高调电能力降低未来风险。

二是为引导投资要做政策上的改革。这些政策无论涉及哪一方面，都必须要保证向可再生能源的投资能够比向其他能源领域投资更加盈利，给予投资者信心和鼓励。比如，项目审批、银行贷款、债券额度、上市注册登记排队等方面予以更多便利，进而使更多投资投向可再生能源领域。在煤炭煤电领域，要在近中期保证存量产能的流动资金供应，但在“十四五“时期要严控甚至进入“十五五”时期逐步减少和禁止增量投资以避免路径依赖、排放锁定效应和资本沉没的风险。

三是电力市场的改革。电力市场改革不能议而不决，要让电价与用电负荷联动的试点尽早推开，通过需求侧与供给侧的协同来鼓励错峰用电，减少大量扎堆用电现象。目前，技术上、管理措施方面都已经能够支持试点工作启动。当然，还需要考虑通过参与综合服务市场尽早形成调峰、储能、灾备等综合服务成本的分摊机制，帮助解决电网公司与电源公司和用户的利益分割问题。

最后是商业模式的探索。比如一些省区建立整体提供储能服务的公司参加电力综合服务市场在储能公司和电力用户之间对储能服务进行交易，通过市场机制来来保证平稳用电；建立电价随用电峰谷实时对应调整的用电监测、计量、计价机制，以此从需求侧调节峰谷用电，削峰填谷。这些机制的理论探索已经很多，需要在重点地区加快试点的步伐并择机尽快推广。

“实现双碳目标”的千里之行，始于“衔接跨周期与逆周期目标”的足下。利用当下机会窗口加速加倍系统发展可再生能源和其他非化石能源，在未来二、三十年中实现”先立“并持续以”先立“的非化石能源有序梯次的替代化石能源，推进”后破“，最终实现能源转型，是中国实现经济增长、能源安全、气变减缓一举多得的战略选择。