由能源危机看我国能源电力低碳转型的政策选择

全球能源供应紧张和市场剧烈波动对我国的启示

2021年下半年，全球能源供应出现紧张局面。源自欧洲的气价、电价飞涨，迅速蔓延至美洲、亚洲等地区，煤炭、石油等大宗能源商品价格轮番上涨，我国煤炭价格高位震荡，全球能源市场呈现剧烈波动局面，引发各国对能源转型背景下能源安全问题的思考。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：孙宝东 宁成浩 吴璘 张军）

全球能源供应紧张，能源电力价格大幅上升

全球主要经济体加速能源转型，天然气作为相对低碳的传统能源呈现结构性需求增加趋势，特别是随着欧洲碳价大幅走高，天然气发电较煤电的经济性更为凸显，天然气愈发供不应求。在能源需求增长、极端天气和货币增发等多种因素共同作用下，天然气短缺和价格飙升成为引发欧洲乃至全球能源市场震荡的重要因素。2021年年初至9月，欧洲天然气价格上涨600%，批发电价上涨200%，其中英国天然气期货价格10月初的最高点较上年同期增长700%（见图1），电价也同比增长了7倍。因担忧欧洲天然气短缺危机蔓延，美国天然气期货价格创12年以来新高（见图2），大幅增加了天然气取暖和发电成本。10月份，在俄罗斯表态增加对欧天然气出口后，欧洲天然气价格出现大幅回落，英国天然气期货价格从最高点下跌43%，此后又重拾升势，11月中旬回到了9月份高点。

图1 英国天然气期货价格变化（截至2021.11.30）

数据来源：洲际交易所

图2 美国天然气期货价格变化（截至2021.11.30）

数据来源：芝加哥商品交易所

我国煤炭电力供应紧张，煤炭价格超预期波动

煤炭和煤电是我国主要的一次能源和二次能源。今年前三季度，在全国经济持续恢复和出口高速增长拉动下，全国发电量累计同比增长12.7%，其中煤电增长12.3%，增发电量约4100亿千瓦时，折合增加原煤消耗约2亿吨；而煤炭产量增长3.7%、进口减少3.6%，合计增量仅0.96亿吨。煤炭供需之间的静态缺口和增速“剪刀差”，加剧了市场失衡，造成国内煤价大幅上升。煤炭主产地鄂尔多斯5500大卡电煤坑口价10月份最高涨至1775元/吨，较年初上涨2.5倍，秦皇岛港5500大卡动力煤现货平仓价一度达到2600元/吨，较年初上涨2.1倍。针对煤炭价格快速上涨引发的煤电生产经营困难、煤炭电力供应安全等问题，在国家一系列保供稳价政策引导下，我国煤炭价格快速理性回归，11月中旬，晋陕蒙主产区煤矿坑口价降至900元/吨以下，降幅达50%，秦皇岛港5500大卡动力煤现货平仓价降至1095元/吨左右，降幅超过1000元/吨。

图3 鄂尔多斯坑口煤价格变化（截至2021.11.30）

数据来源：中国煤炭市场网

重要启示

此轮全球能源供应紧张和市场剧烈波动中，欧洲因天然气对外依存度高（其中英国、意大利、德国分别为45.5%、94.3%、94.8%），成为能源短缺的重灾区，这给我们以两点重要启示，一是能源绿色转型要以提高自主供给能力为基础。我国依托主力能源煤炭的高度自给，使总体能源对外依存度维持在20%左右的较低水平；二是能源绿色转型需要立足于我国富煤贫油少气的资源禀赋，以保障国家能源安全和经济发展为底线，争取时间实现新能源对传统能源的逐渐替代，推动能源转型的平稳过渡。

统筹好能源安全保供与绿色低碳转型的关系

煤炭作为我国主体能源，在今后较长时间内仍是我国能源安全稳定供应的“稳定器”和“压舱石”

9月13日，习近平总书记在国家能源集团榆林化工考察并作出重要讲话，再次强调了煤炭作为主体能源的重要地位。此后，习近平总书记又在胜利油田视察时特别强调“能源的饭碗必须端在自己手里”，李克强总理在国家能源委员会会议上也指出“能源安全事关发展安全、国家安全。供给短缺就是最大的能源不安全”。

长期以来，煤炭作为我国的基础能源和重要原料，为我国经济社会发展作出了历史性贡献。2013年全国煤炭消费达到42.4亿吨历史峰值，之后一直处在40亿吨高位平台期小幅波动。2020年全国煤炭产量39亿吨、消费量40.5亿吨，分别占全国一次能源生产总量的67.6%、消费总量的56.8%。据我国权威机构预测，“十四五”期间我国煤炭消费仍将处于高位平台期，2030年煤炭消费约38亿吨，在一次能源消费中的比重仍将达到46%（见表1），未来十年乃至更长时间，煤炭作为我国主体能源的地位不会改变。

表1 我国煤炭需求及产能预测

注：此表源自国家能源集团技术经济研究院专报《碳中和目标下集团煤炭生产规模和布局分析》（2020年第14期）。

党中央、国务院高度关注能源安全问题，面对2021年9月下旬能源供应偏紧形势加剧的局面，国家发改委会同有关部门多措并举推动煤矿挖潜增产，产运需各方共同发力增加市场供应，煤炭保供稳价工作有序开展。10月中下旬以来，全国煤炭供需形势明显好转，全国日均产量连续数日保持在1150万吨以上，11月10日煤炭调度日产量达1205万吨，创历史新高，11月23日统调电厂存煤水平达到1.47亿吨，今冬明春煤炭安全稳定供应能够得到可靠保障。能源保供取得的重要阶段性成果，再次证明加强煤炭自主供应与保障，对于国家能源安全和经济社会发展至关重要。

实现能源绿色低碳转型，要着力提升煤炭清洁高效利用水平，统筹好能源保供和绿色转型的关系，避免运动式“减碳”，实现“安全降碳”

近期，党中央、国务院相继出台“双碳”工作意见和达峰行动方案两个顶层文件，首次提到“安全降碳”，分别提出要“立足国情实际”“立足我国富煤贫油少气的能源资源禀赋”。11月17日国务院常务会议再次指出，“我国能源资源禀赋以煤为主，要从国情实际出发，着力提升煤炭清洁高效利用水平”，为大型能源企业把握“双碳”工作节奏指明了方向。

一是要将煤炭清洁高效利用作为低碳发展的重要内容。煤炭转化利用碳排放强度大，要大力推进节能提效和结构优化。其中，发展先进煤电和低碳化现代煤化工技术是实现二氧化碳减排的重要途径。国家能源集团泰州电厂供电煤耗266.3克标煤/千瓦时，与全国平均水平（305.5克）相比，相当于减少碳排放12.8%。

二是要将能源保供作为绿色转型的重要前提。今年以来我国煤炭电力供应紧张、煤价剧烈波动、多地有序用电，表明能源安全是重要前提，只有立足于我国富煤贫油少气的能源资源禀赋，发挥好煤炭、煤电兜底保供的基础性作用，才能推动能源转型平稳过渡。

三是要充分把握绿色转型为能源高质量保供提供的新机遇。能源产业要继续发展，否则不足以支撑国家现代化。“双碳”目标将倒逼煤炭等传统能源转型升级，走绿色低碳、安全智能的高质量发展道路，要主动把握煤炭、煤电、煤化工与新能源、氢能、碳资源综合利用技术协同发展的重大机遇，探索煤基能源低碳、零碳技术路径，实现能源安全保供、绿色保供。

四是要为传统能源企业转型发展新能源创造良好的环境。特别是要形成政策激励机制，新能源指标配置向能源保供企业倾斜，向提供支撑电源的企业倾斜，实现能源保供和绿色转型在企业微观主体层面的有效融合。

构建以新能源为主体的新型电力系统，需要发挥好煤电“兜底、支撑、升级、备用”的作用

电力在能源供应和终端消费中发挥着越来越重要的作用，建设以新能源为主体的新型电力系统是推进“碳达峰、碳中和”工作的关键与核心。到2060年，非化石能源消费占比将达到80%，新能源规模化、跨越式发展是大趋势，但如何解决新能源出力不稳、实现电力系统安全稳定也是必须要面对的紧迫问题。对此，应该注重从三个方面入手，一是增强新能源出力稳定性预测，重点是在传统出力预测基础上深度耦合气象条件，准确预测出力，提高新能源可调度性；二是提升新能源发电智能化管控水平，融合深度学习、智能联想算法等AI技术，实现电厂电量平衡分析和智能经济运行；三是加强电力系统灵活性资源配置，提升电力供给的安全性和可靠性。

目前新型电力系统的构建正处于新能源占比快速提升阶段，更需要发挥好煤电“兜底、支撑、升级、备用”的重要作用。

一是兜底作用。2020年我国煤电装机占比为49.1%，发电量占比为60.8%，北方区域集中供暖主体是煤电。短期内煤电仍是维护能源安全、电力和热力稳定供应的可靠保障。随着新能源大规模接入，煤电将从目前的基荷电源转变为基荷、调节功能并重的电源，特别是在极端天气导致电力短缺等情况下，为新型电力系统安全可靠运行提供兜底保障。

二是支撑作用。新能源大规模发展面临调峰、调频、调压需求。经过灵活性改造，大容量先进煤电机组具备在20%低负荷水平稳定运行的能力。当前存量煤电机组灵活性改造综合成本为500~1500元/千瓦，远低于新建调峰电源成本（抽水蓄能5500~7000元/千瓦，电化学储能2000~3000元/千瓦）。煤电灵活性改造将是当前和未来一段时间内电力系统调峰经济最优、潜力最大的方案。

三是升级作用。煤电通过CCUS可以实现二氧化碳大幅减排，提高电力系统转型与减碳路径的韧性。目前我国约70%的燃煤机组具备碳捕集改造和源汇匹配的技术条件，按现有CCUS技术成本测算，二氧化碳减排成本在350元/吨左右，未来随着规模化应用、技术进步和碳价的升高，经济性会有所改善。

四是备用作用。碳达峰碳中和背景下，作为国内碳排放最主要的来源，煤电产业发展必须坚持全国一盘棋，在新型电力系统构建过程中，逐步放缓发展速度，发挥应急备用作用。

科技创新是能源绿色低碳转型发展的第一动力，要加强CCUS等低碳技术的研发示范

习近平总书记在视察榆林化工时强调，要把加强科技创新作为最紧迫任务，加快关键核心技术攻关。新型电力系统的构建，需要突破大规模储能、氢能及燃料电池、高效低成本新能源发电、CCUS、源网荷储协调运行、能源互联网、综合能源系统等一系列关键核心技术。其中，CCUS是立足国情、实现煤基能源可持续发展和能源绿色低碳转型的重要技术路径。国家能源集团在CCUS研究与示范方面走在国内前列，投产了鄂尔多斯煤制油10万吨级CCS工程和锦界电厂15万吨级煤电CCS工程，启动了泰州电厂50万吨级CCUS示范工程。初步测算，国家能源集团燃煤电厂规模化CCUS平均成本在300元/吨二氧化碳以内，现代煤化工规模化CCUS平均成本低于150元/吨二氧化碳，预计未来随着碳价的提高，从高浓度捕集到低浓度捕集，经济性将逐步改善。CCUS技术是各国实现碳中和的兜底技术，未来需要一定规模的CCUS项目作为终端减排手段，现阶段需要加强研发示范，积极探索大规模、低成本的CCUS技术路径。

有关政策建议

加强能源供需研判，建立能源市场监测预警平台

发挥趋势研判对能源有序供需的引导作用，有效规避能源安全供应风险。由国家能源主管部门组织力量，建立多因素驱动、多市场互动的能源供需预测分析和市场监测预警平台。抓好能源市场趋势预测工作，尤其是要加强重点区域、重要时段的能源供需预测预警，及时向全社会尤其是重点能源企业发布能源市场预警信息。引导能源重点保障单位及时调整生产经营策略、用能企业科学把控消费和采购节奏，保障能源供需平衡和市场稳定。

把握煤炭主体能源地位，增强能源安全保供能力

牢牢把握煤炭主体能源地位，多措并举提升煤炭兜底保供能力。适度提升煤炭资源开发力度，优化调整煤炭产能置换政策、置换比例，资源配置向开采技术优、保供责任大的大型央企倾斜，为先进矿区建设大型现代化智能煤矿创造有利条件，提升全国煤炭产能冗余度，增强煤矿生产弹性。建立煤炭应急产能制度，为一些具备条件的煤矿配置应急产能并实行产能置换指标减免，允许在保供期间释放应急产能。统筹好当前和长远、保供与转型的关系，尽快出台煤炭行业高质量发展指导意见和实施方案。

推动煤炭清洁高效利用，促进煤基能源绿色转型

鼓励实施存量煤电机组节能改造，提高机组能效、环保水平，进一步降低发电煤耗。深挖钢铁行业节能降碳潜力，鼓励钢化联产。推广建材行业节能技术设备，实施现有炉窑系统辅助技术改造。明确现代煤化工作为国家能源安全战略储备的定位，加强煤制油气战略基地规划布局和管控，在水煤组合条件较好地区有序推动煤炭深加工产业示范，促进煤化工高端化、多元化、低碳化发展。鼓励探索煤制油化工项目与绿电、绿氢、绿氧耦合，以及“绿电”协同储能直供电新模式。

保障煤电多种作用发挥，助力新型电力系统建设

新型电力系统建设过程中，煤电“兜底、支撑、升级、备用”作用的发挥有赖于电力市场体制机制的不断健全。为提高煤电兜底能力，还需鼓励适量建设应急顶峰煤电机组。同时还要继续深化电力市场改革，完善成本疏导机制，还原电力商品属性。进一步完善政策与市场机制，通过两部制电价、辅助服务市场、技改补贴等方式，逐步提高和体现灵活性改造及应急备用机组的电力辅助服务价值，使煤电有意愿、有能力支撑新能源发展，助力构建新型电力系统。

加大低碳技术研发支持力度，促进能源低碳转型

强化科技创新引领，推动能源低碳关键技术攻关。深化能源科技创新平台建设，构建政策引领、市场引导、企业为主体、政产学研用深度融合的低碳技术创新体系，集中攻关大规模储能、氢能及燃料电池、高效低成本新能源发电、CCUS等一批关键核心技术。从我国国情实际出发，有必要加大CCUS相关配套政策支持力度，将CCUS纳入国家重大低碳技术范畴，探索设立二氧化碳利用技术专项扶持资金，加大CCUS相关技术攻关，推进CCUS产业集群建设。研究制定相关的财税、金融、产业与科技政策，建立健全市场化机制，推动CCUS规模化商业化发展。