党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，并特别强调要确保能源资源重要产业链、供应链的安全。目前，我国已建成世界上规模最大的电网，但化石能源仍占我国能源结构主体地位，能源转型窗口期短、任务重、技术挑战大。
我国能源发展现状
当前，我国能源总体呈现以下几个特点：化石能源仍占主体地位，二氧化碳排放总量大，风电、光伏增长迅猛，水电、核电稳步增长，建成世界上规模最大的电网，油气“全国一张网”格局初步形成，储能规模和占比不断上升，氢能产量居世界首位，消费端产业结构偏重工业，节能降耗难度高。
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近年来，我国对化石能源的清洁替代速度较快，但依然要清醒认识到，化石能源仍是消费的主体能源。据国家统计局数据，2021年我国煤炭消费29.3亿吨标准煤，占能源消费总量56%，占世界煤炭消费总量53.8% ；2021年，我国原油消费总量6.8亿吨，占能源消费总量18.5%，对外依存度高达72%；2021年，我国天然气消费总量3690亿立方米，占能源消费总量8.9%，对外依存度44.3%。
据《中国电力发展展望2022》（简称电力展望报告）发布数据，我国碳排放总量大，比美国、欧盟、印度碳排放量的总和还高——2021年我国二氧化碳排放总量超过108亿吨，约占全球排放总量的32%；全球碳排放86.9%来自能源系统，而能源系统碳排放中83%来自化石能源，我国发电行业碳排放占其中的44%。以上数据充分说明要抓住主要矛盾，而如何实现能源电力系统的清洁化就是这个主要矛盾。
新能源发展方面，我国风电、光伏增长迅猛，均为全球装机第一。电力展望报告数据显示，截至2021年，我国累计并网风电装机约3.3亿千瓦，占总装机13.8%，发电量6526亿千瓦时，占比4.8%；截至2021年，我国累计光伏装机约3.1亿千瓦，占总装机12.9%，发电量3259亿千瓦时，占比2.4%。与英国、德国等新能源发电占比高达40%以上的国家相比，我国虽然进步快、空间大，但新能源发电占比相对值还比较低。
水电和核电发展方面，电力展望报告统计数据显示，我国常规水电技术可开发量6.9亿千瓦，经济可开发量约4亿千瓦；2021年常规水电装机容量达到3.5亿千瓦，约占我国总装机14.9%，发电量为9507亿千瓦时，占总发电量7%；2021年我国核电总装机容量0.53亿千瓦，约占我国总装机2.2%，发电量4071亿千瓦时，占总发电量3%，平均利用小时数达7802小时。目前，随着转型成本的提高，水电可开发量有望实现更大突破。除检修时间外，核电基本实现了“多发满发”。
电网方面，据电力展望报告，从2010到2021年，我国电网规模增长近一倍，是目前世界上规模最大的电网（220千伏及以上输电线路84.3万千米，变电设备容量约50亿千伏安）；截至2021年底，我国“西电东送”规模约2.9亿千瓦，占总装机量12.2%；2021年，全国省间交易电量约14844亿千瓦时，占总用电量17.9%。
储能方面，2021年我国储能累计装机约4600万千瓦，占全球总量的22%。其中抽水蓄能装机容量为3639万千瓦，占电力总装机的1.5%；2021年我国电化学储能在总储能中占比12.5%，但我国锂矿和钴矿资源仅占全球6%和1%，从资源上难以支撑未来电化学储能大规模发展需求。对于目前流行的“新能源标配储能”模式，电化学储能的主要发力点在于负荷侧，源侧应仅作为辅助。需要特别强调的是，锂矿资源是有限的，不应把转型变成另一种约束。电化学储能未来何去何从尚未有定论，但对于物理储能、压缩式储能，尤其是压缩空气储能等其他新型储能方式，要大力支持、加快发展。
氢能方面，我国氢能产量居世界首位，但以灰氢为主，绿氢还有待发展。据中国能源大数据报告(2022)，2021年我国氢能产量达3300万吨，居世界首位，其中煤制氢和天然气制氢占比近八成；2030年氢能在终端能源消费中占比达5%，2050年可达10%；2050年，燃料电池发电装机量将达到5.28亿千瓦，占总发电装机8.5%。氢能发展的关键问题在于核心技术没有取得突破，尽管有巨大的市场空间，但还是要靠核心技术创新降低成本。未来，跨周跨季节长时储能主要靠氢能。氢燃料电池方面，还有技术瓶颈需要克服，理论上效率可以达到80%，但关键在于产量能否上去。
能源消费方面，我国城镇聚集了63.89%的人口，能源消费总量占比达85%，产生75%碳排放；2020年生产了全球57%钢铁、57%铝、58%水泥和32.5%汽车，我国单位GDP能耗约为经合组织国家3倍、世界平均水平1.5倍；2020年，我国工业终端用能折合为18.3亿吨标煤，占总能耗38%（同一数据美国<20%、日本<30%）。近年来，我国也开展了产业调整工作，包括在全球钢铁、铝产能占比有所下降，但绝对值并没有下降，这涉及产业结构、人员就业等一系列复杂问题。因此，将来的重点还是要实现清洁能源替代。综上所述，我国工业结构偏重、转型难度大，呼吁工业领域要大力推进“以电代煤、以氢代煤”。
能源转型路径
总体而言，世界能源转型呈现出一条较为清晰的转型路径——“煤炭-石油天然气-可再生能源”。我国目前仍处在以煤炭为主导的第一阶段，由煤炭最终向可再生能源转变，需要借助一定必要的石油天然气，这是不可逾越的发展规律，但我国也不可能转到以石油天然气为主导的第二阶段。当前，欧美西方国家都是以石油天然气为主导，所以他们也正经历着痛苦的转型过程。
以美国为例，为了实现能源独立——2005年美国页岩油气革命成功，目前能源对外依存度低于4%。而且页岩气还是一种清洁能源，因此美国的能源独立也在一定程度上影响其军事布局和对中东策略。
欧盟的低碳发展走在了全世界的前列——推进“去煤化”，发展可再生能源，2020年非化石能源占比28.8%。俄乌冲突，包括最近俄罗斯三个核电站的关闭，对欧盟整体能源转型节奏也没有造成太大的影响。即便去年寒冬出现天然气极端高价引发一定的能源危机，大方向也是支持能源转型的，这一方向从未改变。
而日本则以节能作为优先事项——2020年日本能源对外依存度96%，其单位GDP能耗仅为世界平均水平的54%。
我国能源转型的总体思路是构建清洁、低碳、安全、高效的现代能源体系：能源生产加速向清洁低碳转型，能源消费方式更加灵活多样，能源传输系统根本性变革重塑。
能源生产方面，要实现可再生能源发电规模与占比快速提升，化石能源消耗逐步降低并实现清洁转型。此外，在加快构建新型能源体系过程中，多能广域时空协调互济需求日益凸显。总之，实现煤炭的清洁化利用是关键。
能源消费方面，终端负荷不确定性显著增强，能源消费方式与模式日趋多元化，能源与数字深度融合。
能源传输方面将发生根本性变革重塑，能源平衡范围增大、平衡方式复杂化，新型电力系统同步稳定机制改变，电、氢、气多能流紧密耦合，交直流电网拓扑嵌合方式复杂化，能源系统结构发生根本性改变，电力系统电力电子化程度进一步提升。
能源转型路上，需要切实推进以下六项关键工作：
一是快速开发和提升风光资源占比。目前，我国风光装机全球第一、但发电量占比不够，在英国、德国，新能源已经是第一大电量主体。我国风光装机预计到2030年将超过火电，占比约39%，成为第一大装机主体，2045年占比超50%。风光发电量到2040年后超过火电，占比超33%，成为第一大电量主体，2055年占比约50%。在风光占比快速提升的推动下，预计非化石能源装机和电量到2030年占比约63%和46%，2060占比约91%和94%。按此测算倒推，我国风光发电2030年总装机容量将要远超过12亿千瓦的原定目标。
二是稳步推进电源结构转型。我国火电2030年装机容量达峰，约15.8亿千瓦，其中煤电2030年装机容量达到峰值，约13.7亿千瓦，之后将快速下降，气电2040年装机容量将达到峰值，约3亿千瓦并趋于稳定。常规水电的经济可开发资源将在2030年之前开发完毕，总装机容量约5亿千瓦。积极稳妥发展核电，预计2050年装机容量达峰，约2.3亿千瓦，若考虑内陆核电则2060年可增至4亿千瓦以上。笔者此前在中广核调研时了解到，中广核已长达6年没有新项目获批，如果类比电网或其他发电企业，6年没有新项目企业可能将面临淘汰、倒闭。核电发展速度远未达预期，行业从业者急切希望提高或者稳定发展预期，从而保障核电设备国产化进程和产业链上下游的生存与发展。
三是加强油气增储上产。深地、深水、非常规油气是我国油气的战略接替资源，可采量大于89亿吨（常规油气3倍）。2035年，我国非常规石油产量将超过5000万吨，约占全国石油总产量25%；非常规天然气产量可达到1300亿立方米，约占全国天然气总产量50%。煤制油气是保障国家安全的战略性技术，煤制油气产品的经济化、规模化、多元化是重要发展方向。
四是提高大规模远距离输电和电网柔性互济能力。东中部2060年用电需求约达9.4万亿千瓦时，跨区输电在2030年和2060年分别约2.7万亿千瓦时和6万亿千瓦时，跨区输电规模将扩大4倍以上；“西电东送”在相当长时间内仍将存在。未来跨省跨区电力流将逐渐增大，潮流由单向变为双向，柔性调节能力增大，以充分发挥电网的间接储能作用。目前，我国大规模远距离输电主要是“西电东送”，而西南水电在高温下的反向送电、双向潮流等互济工作还存在不足。电网跨区、跨省、“西电东送”的联络线发展不平衡问题也较为突出。也正是由于跨区调剂互济能力不足，我国在电源装机规模已经如此之大的基础上还需要不停地开发新电源。柔性互济能力是未来加强电网结构的重要发展方向。
五是构建以电为中心的终端能源消费格局。2060年社会用电量增至15.7万亿千瓦时，电能在终端用能占比将从目前27%提高到2060年接近70%。随着电能替代进度加速，交通、锅炉、制冷等领域原来大量使用的煤炭、油气等能源，将逐步由绿色的电能所替代。
六是加强多种能源互联互通。加强“西气东输”“南气北上”“东北入关”等油气管网建设，构建天然气“全国一张网”，消除输气瓶颈、强化资源灵活调配和互供互保能力，提高设施资产利用效率。实现西部能源基地、东部海上电能、天然气、氢气、液态储氢载体（液氨、甲醇）等多种介质融合输送和能源互联互通，以及超临界/密相二氧化碳管道输送，提高系统整体效率。
能源转型面临的挑战
能源转型路上，还存在诸多挑战和瓶颈需要突破：
第一，如何发挥煤炭的兜底保障作用？我国富煤、少油、贫气的基本国情，决定着我国不可能走欧美能源转型之路，必须充分发挥煤炭在能源转型全过程兜底保障的作用。新型电力系统背景下，要“让煤电逼近气电特性”，2060年7亿千瓦的燃煤发电需要从兜底保供向灵活调节电源转变，必须提升机组的调节幅度和调节速率。我国原有燃煤机组普遍为额定负荷50%~100%设计，变负荷速率仅为2%/分钟，与国际领先水平还有较大差距。
第二，如何开发油气这一战略接替资源？我国要保障2亿吨原油产量“红线”，非常规油气是上产增收的主力军。美国在上世纪50年代就开始布局非常规油气理论创新和技术研发，助力实现能源独立。我国非常规油气地质研究起步较晚，旋转导向和随钻测量、致密气分层压裂、“甜点区”综合地质预测等技术与国外差距较大，核心装备尚需进口。
第三，如何降低二氧化碳捕集与封存成本？美国在25年前就开始布局碳捕集与封存技术。二氧化碳捕集成本占CCUS全链条成本的70~75%，降低其成本至关重要。我国碳捕集材料、关键设备、系统优化与国外差距较大，导致机组发电净效率大幅下降。陆地封存方面，我国在勘探选址、运移模拟技术等方面与国外存在较大差距；海洋封存方面，深海海水中二氧化碳水合物固化与监测技术尚属空白。到2060年，我国有10~15亿吨二氧化碳无法削减，保障基础负荷的火电必然产生一定的碳排放，因此CCUS是唯一出路。目前，我国在这一领域进行了一些探索，但科技研发和投入还远远不够。
第四，如何提升风光发电效率、降低发电成本？目前，硅基电池占有90%以上市场份额，已达效率瓶颈；新型光伏发电技术成熟度低、产业化进程较慢，钙钛矿光伏电池尚存在大面积组件制备效率低、衰减快等问题。我国风电技术与国外相比差距较大，6兆瓦以上风电机组核心零部件国产化率较低，其中轴承国产化率仅为16%，偏航和变桨轴承尚处于研制阶段，齿轮箱轴承和发电机轴承国产化率分别为0.58%和0.2%。
第五，如何适度加快核电发展？我国是少数拥有完整核燃料循环和核工业体系的国家之一，但与国外发达国家相比仍存在一定差距，例如闭式核燃料循环一体化处理技术受制于人，需要加快突破第三代核电及下一代先进核能技术；反应堆研发手段、堆芯及安全性系统设计能力还存在明显短板；核燃料增殖、耐强辐照材料、防护与核应急等核心关键技术不能自主可控；先进快堆、高温气冷堆、小堆等技术尚需探索。
第六，如何构建新型电网形态、开发先进输电技术？因缺少气电等灵活电源，我国对新型电力系统形态及其发展路径的探索更加迫切；变革电源并网方式、电网拓扑结构和调节能力，构建新型电力系统，这是国际空白、世界性难题。先进输电技术不仅要满足新能源灵活高效送出，同时还具有主动支撑、故障快速隔离等能力。与之相关的高压电力电子器件、高端的电介质材料、电工绝缘材料、电工磁性材料及元件、新型绝缘气体、高性能电气功能材料等基本上都属于“卡脖子”问题。
第七，如何发掘多元灵活调节电源？目前，我国灵活调节电源以气电、抽水蓄能为主，预计2030年抽水蓄能装机将超过1.2亿千瓦（目前0.32亿千瓦），2060年可能超过6亿千瓦，成为重要的灵活调节电源之一。未来，灵活煤电、气电、新型储能（含氢能）将得到快速发展，占比快速提升（约30亿千瓦），为可再生能源消纳提供强有力的支撑。
第八，如何打造氢能技术体系？制氢、输氢及燃料电池发电体系与国外差距大，整体落后10年左右时间。亟需突破电解水制氢用多孔隔膜微观结构及性质调控机理，高稳定性催化剂结构设计方法，燃料电池催化剂电位循环的电化学衰退机理和优化设计方法。亟需实现氢能、储能的催化剂、电极等关键材料的开发，实现规模化绿氢制备和电力存储，满足新型电力系统削峰填谷、消纳可再生能源的需要。
第九，如何更好地发挥需求侧管理价值？供需互动方面：2030年，在无序充电情景下，国家电网峰值负荷将增加1.53亿千瓦，相当于区域峰值负荷13.1%，我国缺乏规模化车网互动、调控与需求响应优化的整体解决方案。信息交互方面，海量多元用户与电网双向信息交互不足，灵活资源利用水平低，分布式能源消纳受限；数字孪生、人工智能算法等与国外差距大，电力专用芯片、元器件等“卡脖子”问题和短板技术仍然需长期攻关。电力市场方面，跨省跨区备用、调频、储能、峰谷差、火电调峰等电价形成机制均有待完善。
能源转型重点技术方向
能源转型路上，需要加强下面几个重点技术方向的攻关、探索和成果转化等工作：
一是化石能源高效开发与清洁利用技术。开发煤炭高效燃烧和灵活调峰、煤炭与绿氢耦合转化制油气、非常规和深地油气勘探开发、低成本二氧化碳捕集封存等关键技术，为保障我国能源安全和实现“双碳”目标提供技术支撑。
二是大规模清洁能源开发技术。开发变革性光伏发电、深远海大容量风力发电机组、先进核能技术、清洁能源广域时空互补等关键技术，支撑清洁能源的大规模开发和高效互补利用。
三是多能流柔性传输与安全运行技术。开发新型电力系统形态构建、先进输电技术与装备、源传输系统安全防御、油气氢电多能流转换和柔性传输等关键技术，大幅提升系统柔性传输和资源灵活调配能力，实现大规模新能源安全可靠消纳，保障能源传输安全。
四是多能融合与能效提升技术。开发多元用户大规模供需互动、多能源协同高效利用、能源系统数字化赋能、工业流程再造节能减排等关键技术，实现源网荷储之间的协调互动，同时大幅度提升终端能效水平。
能源转型过程中，无论是现有技术的升级替代，还是新型、变革性技术的研发，都面临一系列重大挑战。开展碳达峰、碳中和行动，要打造国家战略科技力量，集中优势资源开展有组织攻关，支撑构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。（汤广福）
责任编辑：张栋钧
