中国能源转型现状与前景

刘　强

摘　要 本文回顾了“十四五”以来中国能源转型的进展，并指出目前面临的问题和未来发展的要求，在此基础上提出了三项针对性的政策建议：①发展低成本天然气发电，提高电网灵活性和绿色能源比例；②建设适应新型能源体系要求的电力交易体系；③发展绿色能源技术，引领我国产业技术再次升级。

关键词 新型能源体系；韧性；电力灵活性

能源消耗是主要的温室气体排放来源，迫切需要加速全球能源转型。中国正在探索一条全新的绿色低碳增长之路，持续下大力气推进化石能源转型。截至2023年底，全国可再生能源发电装机容量已突破14亿千瓦，约占全国发电总装机容量的50%；新能源汽车产销量已经连续8年稳居世界第一，保有量超过全球的50%；充换电基础设施全球数量最多，服务范围最广，品种类型最全；燃煤发电、电解铝等重点行业能效水平已进入世界先进行列。

2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出了“四个革命、一个合作”能源安全新战略，也是中国能源转型的指导思想，即推动能源消费革命，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，建立多元供应体系；推动能源技术革命，带动产业升级；推动能源体制革命，打通能源发展快车道；全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。

党的二十大报告提出“加快规划建设新型能源体系”，是中国能源转型的具体化措施。这是推动实现经济社会高质量发展的重要支撑，是保障国家能源安全，力争如期实现碳达峰、碳中和的内在要求，也是顺应发展大势、把握能源转型变革的必要条件。

一、“十四五”以来能源转型取得的重要进展

（一）《“十四五”现代能源体系规划》发布

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）。《规划》指出了“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标：一是能源保障更加安全有力。到2025年，国内能源年综合生产能力在46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量在2300亿立方米以上，发电装机总容量约30亿千瓦。二是能源低碳转型成效显著。单位GDP二氧化碳排放5年累计下降18%。到2025年，非化石能源消费比重提高20%左右，非化石能源发电量比重在39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重在30%左右。三是能源系统效率大幅提高。节能降耗成效显著，单位GDP能耗5年累计下降13.5%。到2025年，灵活调节电源占比在24%左右，电力需求侧响应能力为最大用电负荷的3%～5%。四是创新发展能力显著增强。新型电力系统建设取得阶段性进展，“十四五”期间能源研发经费投入年均增长7%以上，新增关键技术突破领域在50个左右，人均年生活用电量在1000千瓦时左右，天然气管网覆盖范围进一步扩大。

从各环节来看，国家将大力推进大型风光基地项目建设，全力提升风电、光伏在新能源发电量中的占比，预测“十四五”期间风电及光伏装机增量将超过6.5亿千瓦，年均新增装机容量超过1.3亿千瓦，风机大型化、光伏高效化将成为技术发展主线；大力推进新型电力系统建设及特高压大规模投资建设，柔性直流输电将成为重要输电方式，有序推进电网智能化和数字化，进一步提高配电网自动化的程度；加快新型储能技术的规模化应用；规划氢能成为未来我国能源体系必不可少的一部分；因地制宜开发大水电和核电；积极推动新能源汽车的发展，配套充电桩的建设速度将进一步加快；煤炭在“十四五”期间托底保供并向清洁化转型。

（二）清洁能源快速增长

《2023年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算，2023年中国能源消费总量达57.2亿吨标准煤，较上年增长5.7%。煤炭消费量增长5.6%，原油消费量增长9.1%，天然气消费量增长7.2%，电力消费量增长6.7%。

煤炭消费量占能源消费总量的比重为55.3%，较上年下降0.7个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量的比重为26.4%，较上年上升0.4个百分点。

随着风电、光伏大规模建设的推进，“十四五”期间非化石能源实现了快速发展。非化石能源发电装机首次超过煤电，可再生能源装机规模突破10亿千瓦。2023年我国新增电力装机容量约3.3亿千瓦，总装机容量达到29.20亿千瓦、同比增长13.9%，再创历史新高，尤其是可再生能源成为保障电力供应的新生力量。截至2024年3月底，全国可再生能源装机容量达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机容量的52.9%。其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。

从可再生能源发电量来看，2024年第一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%。其中，全国规模以上水电发电量2102亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为555小时；风电发电量2636亿千瓦时，同比增长16%；光伏发电量1618亿千瓦时，同比增长42% ^［1］ 。

风电和光伏发电装机容量均突破3亿千瓦，风、光发电量占总发电量的比重超过10%。2023年，风电、光电完成投资额同比增长超34%。光电完成投资额超6700亿元，河北、云南、新疆3个省份的集中式光伏完成投资额同比增速均超100%。风电完成投资额超3800亿元，辽宁、甘肃、新疆3个省份的陆上风电投资加快释放，山东、广东2个省份的新建大型海上风电项目投资集中释放。我国已成为世界清洁能源发展不可或缺的力量。2023年，全球可再生能源新增装机容量5.1亿千瓦，其中我国贡献超过50%。

能源新业态投资增势强劲。综合能源完成投资额快速增长，西北地区一批源网荷储一体化和多能互补项目加快推进。山东、湖南、广东、重庆、甘肃、新疆6个省份的电化学储能投资高速增长。内蒙古、新疆2个省份的一批绿电制氢项目有序推进 ^［2］ 。

2023年，新能源汽车国内销量829.2万辆，同比增长33.5%，桩车增量比为1∶2.4，基本满足新能源汽车快速发展的需求。

充电服务网点密度持续增加，充电便利性大幅提升。我国充电基础设施新增338.6万台，同比增长30.6%；截至2023年底，我国充电基础设施累计达859.6万台，同比增长65%。我国已建成世界上数量最多、辐射面积最大、服务车辆最全的充电基础设施体系。换电基础设施建设加快，2023年，我国新增换电站1594座，累计建成换电站3567座 ^［3］ 。

（三）电力市场改革提速

2015年，我国发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，启动了新一轮的电力行业改革。改革最基本和最重要的内容是构建一个“公平、规范、高效、竞争、开放、非歧视”的电力批发市场，实现电力市场化交易。它还包括建立相对独立的电力交易所、完善电力系统发展的整体规划和政府监管的关键领域等方面的内容。

2021年10月，经历了夏秋相交季节的电力短缺之后，电力市场改革进一步提速。国家发展改革委宣布了对燃煤发电上网电价的市场化改革（第1439号文件），并扩大了电力交易覆盖范围。第1439号文件规定煤电必须通过电力市场实行市场化交易，并扩大了市场化电价的波动范围，从以前的+10%和-15%扩大到±20%。这使得煤炭价格进一步传导到电价上，并部分抵消燃煤电厂的亏损压力。燃煤发电全部市场化交易，所有工商业用户直接或通过电网公司从市场购买电力。这极大地扩大了电力交易的覆盖面。

2021年11月，我国出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，为我国的电力部门改革制定了明确的路线图，旨在建立一个由中长期市场、现货市场和辅助服务市场组成的多层次电力市场体系，并逐步将省级和区域电力市场纳入全国市场，鼓励跨省和跨区域电力资源的市场化配置，大幅增加绿色电力交易。这一过程将分两个阶段进行，在2025年前建立体系，并在2030年前完成建设。

与此同时，监管机构正着手扩大现货交易试点。2022年，14个现货交易试点省份开始了连续交易。在未来几年，将持续推进现货交易试点的深化和进一步推广工作。同时，至少在2025年前，中长期交易仍将是主要的交易类型，现货市场将在2030年前全面发展。电力市场化改革的推进将促进各省份更有效地利用发电资源和电网，建立脱碳电力系统，并激励清洁能源的发展。

2023年2月15日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，明确稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值。该通知规定，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。绿电交易产生的溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。这意味着此后会有更多的绿色电力参与到市场化交易中来，绿电交易规模将呈几何级增长。

2022年12月23日，国家发展改革委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，提出要逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。随着制度的健全完善，百万数量级工商业电力用户将全部进入市场。

随着售电侧改革的不断深入，在未来的顺价模式下，售电企业不再扮演仅赚取差价的“中介”角色，售电企业差异化服务将成为主流。随着市场化改革的不断推进，供应侧的成本压力必然会传导给用户侧。在售电市场竞争愈加激烈、价差空间透明化的当下，同质化的盈利模式将难以为继。此外，电力用户日益增长的多样化需求也迫使售电企业必须尽快开辟新的业务，为客户提供精准的服务，如开展负荷聚集、虚拟电厂建设、绿电交易、综合能源服务等，这些服务都将成为新的效益增长点。

（四）调节能力、储备能力增强

在“双碳”背景下，随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，支撑光电风电大规模并网，被视为新型电力系统的必要环节。

中国的新型储能逐步从研发示范进入商业化发展初期，新型储能的市场应用规模稳步扩大。2021年，中国新型储能的装机规模已超过400万千瓦，新型储能技术在提高效率、降低成本、延长寿命以及提高安全性方面都取得了长足的进步，对能源转型的支撑作用初步显现。新型储能的应用场景和商业模式不断拓展，新能源加储能、基地电源配储能、“互联网+储能”“分布式智能电网+储能”等多元化的应用场景不断涌现。新型储能的政策体系和市场机制初步建立，政府在创新规划、应用项目管理、参与电力市场和调度运行等方面，出台了一批有利于储能发展的新机制、新政策。

《规划》从三个方面推动建设现代能源体系。一是增强能源供应链安全性和稳定性。从“十四五”时期开始，中国从战略安全、运行安全、应急安全三个维度加强能源综合保障能力，预计到2025年中国的一次能源综合生产能力将达到46亿吨标准煤，以满足经济社会发展和保障民生的需要。二是推动能源生产消费方式绿色低碳变革。“十四五”是中国实现碳达峰的关键期、窗口期，中国将重点做好增加清洁能源供应能力的“加法”和减少能源产业链碳排放的“减法”，推动形成绿色低碳的能源消费模式。到2025年，非化石能源消费比重将提高到20%左右。三是提升能源产业链现代化水平。“十四五”时期，中国进一步把科技创新作为能源发展的第一动力，增强能源科技创新能力，加快能源产业数字化和智能化升级，推动能源系统效率大幅提高，全面提升能源产业基础高级化和产业链现代化水平。

随着储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。所谓新型储能，是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其他新兴储能技术，具备独立计量、控制等技术条件，被接入调度自动化系统且可被电网监控和调度，符合相关标准规范要求，具有法人资格的独立储能主体。发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。对此，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中要求，新型储能可作为独立储能参与电力市场，且鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，为储能参与电力市场提供了多种可能性。

2022年6月，国家发展改革委等九部门发布《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》。该通知明确了新型储能独立市场主体地位，完善了储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准。

2022年12月，国网经营区《新型储能主体注册规范指引》发布。该规范指引适用于国家电网有限公司经营区内新型储能主体的市场注册、信息变更、注销等业务管理工作。这是电力交易机构首次从实施层面统一，明确将新型储能作为独立于发电企业、售电公司和用户的注册类型。这意味着新型储能参与电力市场将成为常态。

随着政策层面打通了储能商业模式，储能运营商可参与电力现货市场交易，通过峰谷价差等方式扩大盈利空间。

目前，独立储能电站收入主要来自三个方面，即现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。以山东为例，山东新型储能参与市场，以独立主体身份参与现货交易，通过充放电，获得电价差收入；此外，在现货市场，以发电身份为系统提供可用容量，收取容量费用或补偿。

未来，将有更多省份对储能的市场地位明晰和政策加持，促进新型储能公平参与电力市场，储能参与电力市场将成为常态。

“十四五”以来能源发展主要成就见表1。

在可再生能源跃升式发展背景下，我国亟须通过市场机制创新，推动能源电力生产方式绿色转型。

我国加快全国统一电力市场体系建设，多层次统一市场体系已基本形成，适应新能源高比例发展的市场机制逐步完善。中长期、辅助服务市场已实现全覆盖。电力现货市场建设稳妥推进，23个省份启动电力现货市场运行。

据国家能源局统计，2023年全年市场化交易电量达5.67万亿千瓦时，同比增长8%，占全社会用电量的61.3%，通过辅助服务市场挖掘调峰潜力超1.17亿千瓦、增加清洁能源消纳1200亿千瓦时。

二、“十四五”以来能源转型面临的挑战与发展要求

（一）大规模发展波动性可再生能源对系统韧性提出了更高的要求

一方面，以新能源为主体的能源供给结构将提升总体安全保障水平。根据发展规划，未来风能、太阳能、生物质能、地热能、核能等新能源将成为供能主力，到2050年发电装机将占总装机的78%，发电量将占全国用电量的75%，新能源总量占一次能源总量的比重达51%。煤油气等化石能源及水电等非化石能源将作为重要能量补充来源和供应能力保障来源，根据自身特点在平时储备、响应尖峰负荷和应急供应保障上发挥作用。2050年石油进口量有望降至2亿吨，较当前水平下降60%；天然气进口量有望降为1500亿立方米左右，能源总体对外依存度降至10%以下，大大缓解了进口安全保障压力。

另一方面，波动性的风能、太阳能装机快速增长将给能源体系带来巨大的挑战。传统的靠电网控制火电和水电机组出力的调度模式，需要面临更为复杂的出力与负荷之间的匹配难题。现在的技术方案是通过源网荷储协调互动来平衡电网，对储能提出了很高的要求。新型能源体系中，分布式发电与供热、用户侧储能、智能微电网、主动配电网、氢储能等新业态不断发展，产销者、聚合商、电热冷气一体化能源服务等新商业模式不断涌现，系统供需平衡将由以传统集中供能的源随荷动模式为主向多能源网荷储协调互动转变。

未来极端天气和极端事件发生的频率和强度都可能上升，这对能源系统韧性提出了更高要求。在单个风电和光伏电源出力不稳定、易受天气影响的现实情况下，整个能源系统灵活调度、协调运行对保障能源供应安全将发挥越来越大的作用。同时，能源系统与数字技术深度融合后，通过建立主被动防御结合的防控体系，系统常态化运行安全和极端情况下运行稳定得到了有效保证。

（二）新型能源体系必须综合平衡电能与非电能的比例

根据相关规划，我国将大幅提高电气化比例，提高电能在能源消费形式中的占比。新能源的主要利用方式是转换为电能，有些还可进一步转换为氢能作为燃料。为适应能源利用方式的转换，电和氢在终端能源中的比例将持续提高。2050年，我国终端电气化率需提高到50%以上，氢能占比需提高到10%以上。

电能无疑是最适合传输的能量形式，在消费过程中无疑也是最清洁的形式。然而，电能在生产、传输过程中都会有能量损失。相较之下，清洁的液体能源（如生物柴油、绿色甲醇等）和气体能源（如氢、天然气）在能量密度和能源效率上也有很强的竞争力。新型能源体系建设中的储能会降低整个能源体系的能量效率，比如用电制氢再用氢发电，势必有大量的能量消失在转换过程中。在发电过程中，单纯依靠风、光能源是不可行的，发电需要的稳定的基础电力容量只有煤电或者天然气发电能提供，水电与核电并不能提供。这是因为水电受季节性和气候条件的制约，而核电本身也需要燃煤或燃气作为备用电源来保障运行安全。

（三）新型能源体系要求高度智能的数字化控制能力

新型能源体系建设需要数字化全面赋能。数字化是促进系统集成的重要技术手段，推动数字技术深度赋能源网荷储各环节，实现电、热、冷、气多网融合、多能互补、全局调度优化，可显著提升能源资源综合利用率。数字化还可将能源网络上的高价值数据转化为生产要素，培育新产业，创造更多经济价值，利用数字技术的正外部性抵消部分传统能源系统转型成本。

2023年3月，国家能源局发布《国家能源局关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，提出能源领域加快数字化智能化发展，以数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型，以数字化智能化电网支撑新型电力系统建设，核心在于提高传统能源的灵活性改造和新能源的消纳水平。主要内容包括：发展新能源和水能功率预测技术，统筹分析有关气象要素、电源状态、电网运行、用户需求、储能配置等变量因素。加强规模化新能源基地智能化技术改造，提高弱送端系统调节支撑能力，提升分布式新能源智能化水平，促进新能源发电的可靠并网及有序消纳，保障新能源资源充分开发。加快火电、水电等传统电源数字化设计建造和智能化升级，推进智能分散控制系统发展和应用，助力燃煤机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，促进抽水蓄能和新型储能充分发挥灵活调节作用。推动数字技术深度应用于核电设计、制造、建设、运维等各领域各环节，打造全面感知、智慧运行的智能核电厂，全面提升核安全、网络安全和数据安全等保障水平。推动实体电网数字呈现、仿真和决策，探索人工智能及数字孪生在电网智能辅助决策和调控方面的应用，提升电力系统多能互补联合调度智能化水平，推进基于数据驱动的电网暂态稳定智能评估与预警，提高电网仿真分析能力，支撑电网安全稳定运行。推动变电站和换流站智能运检、输电线路智能巡检、配电智能运维体系建设，发展电网灾害智能感知体系，提高供电可靠性和对偏远地区恶劣环境的适应性。加快新能源微网和高可靠性数字配电系统发展，提升用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平。提高负荷预测精度和新型电力负荷智能管理水平，推动负荷侧资源分层、分级、分类聚合及协同优化管理，加快推动负荷侧资源参与系统调节。发展电碳计量与核算监测体系，推动电力市场和碳市场数据交互耦合，支撑能源行业碳足迹监测与分析 ^［4］ 。

“十四五”以来，能源体系尤其是电力体系的数字化水平取得了长足进步。南方电网已经开始探索“车网互动”，在深圳等地实现电动汽车向电网的反向售电。但是目前的数字化水平远不能适应新型能源体系建设的要求。未来需要提高数字化发展水平，通过数字化更好地匹配不同区域、不同时段的生产者和不同特点负荷消费者的电力行为，有效降低对储能的需求，实现能量效率和经济效率的最优化。

（四）新型能源体系要求完备的新能源装备产业链

以新能源为基础的新型能源体系越来越接近于制造业，它高度依赖新能源装备和数字化的上下游产业链。建设新型能源体系会减轻对化石能源资源禀赋的依赖，同时会对技术领先、链条完整的新能源装备制造业提出更高要求。“十四五”以来，我国初步建成了全球布局的新能源装备产业链。从产业发展客观规律看，全球新能源产业进入快速发展阶段。构建既可服务好国内大市场，又可参与国际市场竞争的新型能源体系，是我国能源产业未来发展的重点方向，也是最终达成能源强国目标的必由之路。

三、政策建议

（一）发展低成本天然气发电，提高电网灵活性和绿色能源比例

提高绿色能源电力消纳，目前采用的手段主要有燃煤发电灵活性改造、抽水蓄能和其他各种储能建设、风光富余电力制氢、燃气电力和核电的灵活性调峰、分布式和微网电力、虚拟电厂等。近年来，“弃风弃光”现象大幅减少，风光电力利用率和发电小时数有了较大幅度的提高。

为了顺利实现碳达峰碳中和目标，有效实现绿色能源转型，需要进一步建设好能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对绿色能源的接纳、配置和调控能力。其中，提高电力系统的灵活性是问题的关键所在。

受资源禀赋等因素限制，煤电是我国当前调峰辅助服务的“主力军”。随着我国新能源大规模快速发展，对电力系统的灵活调节能力要求越来越高，煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型的步伐加快，“压低谷、顶尖峰”的“担子”越来越重。我国煤机深调能力“先天不足”，即使做了灵活性改造，其调节能力也有限。西北地区为解决绿色能源电力外送搭建了较多的火电机组，实际上并没有提高绿色能源电力的比率。

与欧盟、澳大利亚等先进国家和地区相比，我国的绿色能源电力总体比率仍然偏低。我国电力消费中，2023年风电和光伏电力的比例为12.3%，而欧盟、澳大利亚风光电力合计在30%以上。要实现碳达峰碳中和的目标，仅靠目前的燃煤电力灵活性改造和储能设施建设是远远不够的，必须有更高灵活性的电力容量来提高新能源电力的总体比率。

随着现货市场的深入推进，诞生于21世纪初、具有明显行政特色的灵活性电力容量已不能支撑新型电力系统建设的需要。厘清煤电深调之因，推动灵活性电力容量融入现货市场，才能更好地规划设计建设我国新型电力系统。

从技术和经济两个角度来看，大规模储能并不现实，成本也高。因此，灵活性改造是提高绿色能源电力消纳的首选方向。从主流机组的技术特性看，燃气轮机发电机组无疑是最好的灵活性电力模式（见表2）。

由于我国天然气产量做不到像美国那样充裕，目前尚需进口45%左右的消费量。因此，关于燃煤机组还是燃气机组提供灵活性电力的争论一直存在（见表3）。从我国煤炭、天然气、水电和风光电力的综合禀赋看，在开采成本较低的西部天然气产地附近和东部沿海能够承受较高气价的地区建设燃气电厂作为灵活性电力容量，可以有效地降低灵活性调节电力的成本，并大幅提高西部地区的风光电力上网和外输能力。

目前国内的天然气价格，各省份每立方米天然气最高门站价格由高到低依次是上海、广东2.88元，浙江2.87元，江苏2.86元，安徽2.79元，河南、广西2.71元，北京、天津2.70元，辽宁、河北、山东2.68元，湖北、湖南、江西2.66元，山西2.61元，吉林、黑龙江2.46元，云南、贵州2.41元，四川2.35元，重庆、海南2.34元，宁夏2.21元，甘肃2.13元，陕西、内蒙古2.04元，青海1.97元，新疆1.85元。很明显，西部的川渝地区、陕甘宁青新地区天然气成本较低，如果采用井口价，就更有成本优势。如果以井口价1.2元每立方米计算，9F燃气机组的发电成本降为0.375元/千瓦时，低于相对应的燃煤机组发电成本。因此，本文建议，掌握川渝和西北地区天然气资源的中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司可以参与燃气调峰电厂的建设，从而为能源行业开辟一条油气产业参与绿色能源电力发展的道路，同时能够有效提高绿色能源电力消纳的能力。

（二）建设适应新型能源体系要求的电力交易体系

近年来，全国统一电力市场体系建设取得积极进展，目前已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，电力市场化交易正在成为配置电力资源的最主要方式。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《意见》），目的是实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。《意见》明确提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省、跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

在构建适应新型电力系统的市场机制上，《意见》强调要提升电力市场对高比例新能源的适应性，因地制宜建立发电容量成本回收机制，探索开展绿色电力交易，健全分布式发电市场化交易机制。

对于电力系统，区域电力调配和互济能力是电力市场的主要作用点。随着第一批、第二批电力现货试点先后在14个省份展开以及省间现货工作的推进，市场化交易电量明显提升，全国统一电力市场体系的构建进入新的阶段。

为助力新能源消纳，华东能源监管局建立健全华东区域内绿电交易规则，明确绿电交易价格由发电企业与电力用户或售电公司通过市场化方式形成。积极衔接区域内外绿电资源，推动扩大跨省绿电交易规模。2023年前9个月，长三角区域共有2382家企业购买可溯源绿电交易电量108.8亿千瓦时，是上年同期的4倍 ^［5］ 。

新能源发电方面，其特点是预测难度大、出力波动性大，对市场供需双方而言，以年为单位的中长期电力交易合约不适合新能源品种，因为它无法反映出力的波动性和电价峰谷差。交易周期短且灵活的现货市场更有利于新能源从中获利。但是在实操层面上，当前新能源入市后面临的市场电价波动影响着新能源入市的积极性。省内新能源各电源出力曲线雷同，同一性导致零电价甚至是负电价，对电网产生逆调峰的影响，山东省级电网2022年全年负电价出现概率为48%。未来需要从市场机制角度扩展新能源省间现货交易，利用不同地区负荷曲线的差别，包括跨时区特性，从更大时空层面平滑新能源发电曲线，实现尖峰时刻余缺互济。

煤电方面，全国统一电力市场体系可以更好地挖掘煤电存量机组调峰潜力。新能源入市已是大势所趋，新能源品种特性将拉低平均电价，对于实施现货市场的省份，新能源大发时市场电价降低甚至为负，刺激本省及外省火电降低出力，挤压煤电的利润空间。未来煤电亟待转向顶峰出力，需要通过参与辅助服务和容量机制/市场获得合理的收益。这需要针对煤电机组进行大量灵活性改造。目前市场化改革缓慢，缺少成本疏导机制，使得发电企业当前对灵活性改造积极性不高。未来需要通过市场价格信号更好地激发存量煤电机组的积极性和潜力。

目前，电力市场最大的结构性问题是东部电力负荷区各省份的电力消费曲线过于相近，即电力富余的时候都富余，而电力紧张的时候又都紧张，所以即使从全年总量上看部分省份貌似存在互补，但是仍然无法建立有效的交易机制。因此，电力市场的建设除加强交易机制外，还应从根本上解决问题，建设从电力生产大省到消费大省的输电通道，同时保障生产大省在冬夏两个用电高峰期有足够的备用电量。目前来看，北方的蒙东地区和黑龙江可以与辽宁、吉林，蒙西和山西可以与北京、天津、河北、山东建立这样的交易机制和路线。建议有关部门开展相关的政策研究和传输能力建设，并研究相应的交易机制。

（三）发展绿色能源技术，引领我国产业技术再次升级

当前，新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球气候治理呈现新局面，新能源和信息技术紧密融合，生产生活方式加快转向低碳化、智能化，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。能源是人类生活与生产活动的基础性需求，更是工业文明产生的基础性产业，融合新质生产力的绿色能源将是未来人工智能、数字经济、高端制造、智慧交通等所有新生业态的基础性支撑。

绿色能源发展与国际竞争力的基础是制造业，在绿色能源技术和数字技术的带动下，能源产业尤其是绿色能源产业与制造业日益深度融合，共同推动了新质生产力的形成与发展。2023年，作为新能源产品的新能源汽车、太阳能电池产量同比分别增长35.6%、44.5%；太阳能工业用超白玻璃、单晶硅等绿色材料产品产量均增长30%以上。

在中国制造提质增效、转型升级的过程中，能源绿色化和经济数字化互为补充、相互促进。一方面，能源本身在绿色化的同时日益依赖数字化技术；另一方面，绿色能源需求推动了相关组件制造业的快速发展，形成了能源行业与制造业的良性互动。

经过持续攻关和积累，我国多项绿色能源技术和装备制造水平已全球领先，建成了世界上最大的清洁能源供应体系，“新三样”（新能源汽车、锂电池和光伏产品）还在国际市场上形成了强大的竞争力，绿色能源发展已经具备了良好基础，我国成为世界能源发展转型和应对气候变化的重要推动者。

我们要看到，这一切的基础是技术进步，能源行业逐渐摆脱资源约束的同时，对技术的依赖日益加深。我们要瞄准世界能源科技前沿，聚焦能源关键领域和重大需求，合理选择技术路线，发挥完整产业链的规模优势，加强关键核心技术联合攻关，强化科研成果转化运用，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点，促进绿色能源新质生产力发展。重点绿色能源产业技术链条包括燃煤与燃气电力灵活性改造、绿色氢能技术、绿色甲醇技术、燃料电池核心材料、固态和化学储能技术、智能电网控制技术、分布式与微电网、气象大数据预测系统建设与应用、建筑等多场景多能融合、油气田与风光电力集成、能化共轨技术、高温超导电力传输等。

参考文献

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［2］中国政府网.2023年能源投资保持快速增长［EB/OL］.［2024-02-23］.人民日报，https://www.gov.cn/lianbo/bumen/202402/content_6933537.htm.

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