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| 双碳目标下中国能源发展与能源安全若干问题思考 |
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□ 余国 姜学峰 戴家权 王利宁 彭天铎 中国石油集团经济技术研究院
碳达峰和碳中和目标的实现需要能源相关碳排放在尽快达峰后快速下降，加快煤炭减量和非化石能源替代，更好地统筹碳达峰和碳中和两个阶段性目标，同步推进终端用能电气化和电力部门低碳化。基于“世界与中国能源展望模型”对中国能源体系演变进行模拟后发现，实现“双碳”目标需要非化石能源规模化和化石能源清洁低碳化齐头并进。在此过程中，中国能源安全或将面临供需错配、能源电力系统不稳定、技术路线不确定等方面风险和挑战，需要协调处理好能源需求增长与绿色发展、化石能源与可再生能源发展、产业链上下游价格传导、绿色低碳技术与转型成本之间的关系。各地区各行业需有效落实并科学执行顶层设计规划，构建安全可靠的能源储备系统，建立统筹兼顾的利益平衡机制，并超前规划布局关键技术。
“双碳”目标的实现对能源体系变革提出“四大要求”
实现“双碳”目标的关键在于推动能源体系的非化石化和加快化石能源清洁低碳化发展，构建清洁、低碳、安全、高效的现代能源体系。中国石油集团经济技术研究院立足国家、行业需求，研究构建了“世界与中国能源展望模型”。该模型可定量化模拟分析能源气候政策和技术演变对能源转型及碳排放的影响。立足“双碳”目标实现、能源安全供应和高质量发展，运用模型对能源体系演变进行模拟后的结果表明，现代能源体系构建需满足以下几个方面的要求。
要求一 能源相关碳排放在尽快达峰后快速下降
在城镇化和工业化进程的推动下，中国一次能源消费总量和相关碳排放量持续上升。2020年，中国一次能源消费量为49.8亿吨标煤，约占全球的25%，消费量较2005年增长近85%；能源相关碳排放量达到100亿吨，约占全球的30%，排放量较2005年增长近80%。在“双碳”目标下，中国一次能源需求增速持续放缓，将于2030年后步入峰值平台期，约为60亿吨标煤，2060年逐步回落至58亿吨标煤。能源相关碳排放量将在2030年前达峰，峰值约为106亿吨，之后逐步回落，2050年降至27亿吨左右，2060年能源相关碳排放量被森林碳汇或者碳捕捉等形式抵消，实现近零排放。单位国内生产总值（GDP）碳排放强度下降较快，从2020年的8.6吨/万美元逐步降至2030年的5吨/万美元，2060年接近完全脱碳。
要求二 加快煤炭减量和非化石能源替代
以煤为主的能源消费结构是导致中国碳排放量和强度较高的主要原因。在“双碳”目标下，煤炭中短期消费稳中有降，未来主要发挥“兜底保障”作用，2035年前重点开展煤炭清洁高效利用，煤炭占一次能源消费的比重将从2020年的56.8%降至2035年的约40%，2060年占比需进一步降至10%以下。石油中短期消费仍将持续增长，未来回归原料属性。天然气作为清洁低碳化石能源，中长期将快速增长，成为与新能源协同发展的最佳伙伴。
随着非化石能源技术不断进步，非化石能源投资及使用成本也在不断降低，消费规模将持续增长。从发电量看，2030年非化石能源发电量将超过5万亿千瓦时，非化石能源发电占比将从2020年的34%增至2030年的45%，2040年超过50%，成为电力供应主体，2060年进一步增长至16万亿千瓦时，占比近90%。从消费量看，2030年非化石能源在一次能源消费量中的占比将增至27%，2060年进一步增长至80%，成为能源消费主体。
要求三 更好地统筹碳达峰和碳中和两个阶段性目标
2030年前为碳达峰的攻坚期，在这一阶段需要着力推进煤炭减量，加大煤炭清洁利用力度，加大石油替代、控制石油消费增长，继续加快天然气发展，并加大碳捕集利用和封存（CCUS）攻关示范；加快清洁能源（天然气和非化石能源）发展，力争实现一次能源需求增量全部由清洁能源提供。2030~2060年为碳减排的加速期和碳中和的关键期，在这一阶段非化石能源发展将提质提量，对煤炭和石油在发电、工业燃烧、建筑和交通等用能领域形成大规模的替代，推动存量结构的优化调整。
要求四 同步推进终端用能电气化和电力部门低碳化
终端电气化是工业、建筑、交通等领域实现脱碳的必然选择。未来终端电气化率将持续提升。根据测算，2030年和2060年终端电气化率将分别超过30%和60%，终端用电量在2030年和2060年分别达到11.3万亿千瓦时和14.6万亿千瓦时，人均用电量将于2035年超过日本等发达国家当前水平。可再生能源主要以电能为载体被终端使用的特点，决定了电力部门的低碳化将是整个能源变革的先导，非化石能源规模化将推动电力部门低碳化，2035年风能和太阳能装机容量将超过18亿千瓦，2060年将超过60亿千瓦。2060年，生物质发电+碳捕集利用和封存技术规模化应用将推动实现电力部门负排放。
转型期中国能源安全供应面临“四大挑战”
挑战一 面临满足能源需求增长与推进低碳转型的双重挑战
随着中国经济增长步入高质量发展阶段，潜在经济增长率将趋于下降，经济由中高速增长转向高质量增长，但对于能源的需求依旧较高。国际经验表明，当人均国内生产总值达到2万～3万美元时，人均用能达到峰值。中国人均国内生产总值刚刚达到1万美元，人均用能水平仅约3.5吨标煤，较欧美等发达国家5～8吨标煤/人的水平还有较大提升空间。据测算，2030年中国能源消费量将达到60亿吨标煤左右，较目前水平再增长约10亿吨标煤。
能源结构中煤炭占比高导致能源结构低碳化任务艰巨。从不同化石能源碳排放因子看，煤炭的单位热值排放量最高，分别是原油和天然气的1.2倍和1.6倍。受资源禀赋影响，煤炭一直是中国能源消费的主体，煤炭年消费量较长时期在40亿吨水平波动，消费波幅在±5%左右。近来年，大气污染环境治理推动煤炭消费加快集中化和清洁化利用步伐，但煤炭仍是主体能源，是中国碳排放量巨大的首要原因。
产业结构偏重使得产业转型升级面临挑战。制造业是国民经济的基石，用能总量大，碳排放量高。高耗能产品产量大是制造业能源消费多的重要因素，例如中国粗钢、水泥、电解铝等产量分别占全球的53%、60%和56%。加之中国制造业用能以煤为主（占比达一半），使得制造业能源消费总量占全国一次能源消费总量的56%左右，能源相关碳排放量占全国总排放量的比重高达36%。构建“双循环”发展新格局，需要建设完整的产业链和供应链，保持制造业比重基本稳定，不可能采取欧美等发达国家（第三产业所占比重达80%以上）将高耗能和高排放产业全部向外转移的模式。通过产业升级、能效提升以及循环经济深入发展，促进经济增长和能源消费脱钩的任务依然艰巨。
挑战二 近中期可再生能源仍受技术和系统成本制约，加剧了保障难度
电力供应从集中式数量相对较少的大型火电厂转向分散的、不稳定的风能、太阳能等可再生能源，系统出力波动性明显加大。在现有技术条件下，可再生能源的80%以上需要转化为电能进行利用，非水可再生能源（风、光）发电出力不确定性强，具有随机性、波动性特征，在遭遇极端天气时，这些脆弱性会加剧能源系统的安全风险。
随着新能源占比提升，极度稀缺和极度丰饶情况将频繁交替出现，电力负荷峰谷差大概率成为常态，电力系统不稳定性加剧。以欧洲为例，2020年，可再生能源发电在欧盟发电量中的比重达到38%，成为电源结构的主力。2021年上半年北半球天气反常，造成二季度欧洲部分地区新能源发电不及预期，风力发电量比5年平均水平低45%，英国风电出力由往年的25%降至2021年的7%，受天然气价格飙升影响的天然气发电积极性不足，导致电力供应紧张和电价大涨，对经济发展和居民生活造成明显影响。2021年9月，中国东北多地由于风电骤减，原本受煤价高企、电煤紧缺导致的电力供应缺口一度增加至严重级别，电网运行面临事故风险，为保证电网安全运行，不得已采取拉闸限电措施。
可再生能源发电大规模并网导致电力系统的可靠性维护成本大幅提升。尽管风能、太阳能等可再生能源发电成本较快下降，甚至达到平价上网，但电力系统的总成本并未下降。模型测算结果表明，如果独立电力系统中新能源电量占比达到40%，系统运行维护成本将与发电效益基本相当。
挑战三 推进转型过程中传统化石能源的“压舱石”作用易被忽视。
“减煤”被视为能源绿色低碳转型的主要措施，但煤炭在中国能源安全中发挥着主体作用。“减煤”速度过快、力度过大，将削弱煤炭对保障能源体系安全运转的“托底保供”作用。受能源转型和行业去产能影响，近年来中国煤炭产能规模收缩，2020年受疫情影响，产能一直处于低位震荡，行业产能利用率为69.8%，低于2018、2019年水平。但是，煤炭消费受经济复苏带动持续增长，煤炭供应跟不上需求的增长节奏与规模，导致煤炭短缺和煤价上涨。2021年下半年以来，中国多个省市重现供电紧张，采取“有序用电”“拉闸限电”手段，不得不启动煤炭阶段性增产增供措施。如果煤电退出操之过急，储能等电力峰谷调节技术没有大突破，今后更大范围、更深程度的缺电现象和电力价格波动将频频出现。
油气对外部资源的高度依赖较长时期内还不能从根本上改变。2020年，中国石油对外依存度超过72%。未来20年，中国石油和天然气的对外依存度将分别保持在70%以上和40%以上。在全球绿色低碳转型背景下，油气需求不被看好，企业投资积极性减弱，2020年全球油气勘探开发投资为3090亿美元，比上年减少1332亿美元，降幅为30%，供应能力较快下降的风险较大。与此同时，中国天然气需求季节性强，储备和调峰能力建设滞后，进口价格快速攀升，跨境长输管道进口气还存在着减量和断供风险，中国天然气一直面临较大的保供压力。此外，发达经济体贸易保护主义不断升温，逆全球化倾向加剧，将阻碍全球油气投资合作和贸易，油气产业链和供应链不稳定、不确定性因素增多。中美两国将在相当长时期内处于战略博弈态势，美国或将通过军事影响、经济制裁、金融霸权、长臂管辖以及操控油价等手段间接影响中国能源海外合作和稳定供应，可能对中国能源安全造成较大影响，包括存在着局部地区冲突造成海外项目、跨境管道以及海运风险。
挑战四 传统能源安全与新型资源供应安全和网络安全风险叠加。
在油气对外依存度居高不下的背景下，新能源产业链和供应链面临更加复杂的安全风险。锂、钴、稀土等战略性矿产资源是新能源产业链和供应链的重要物质基础。除稀土外，中国镍、钴、铜等矿物储量并不丰富。目前，中国电动汽车大规模发展所需的电池材料镍、钴对外依存度分别超过80%和90%。预计2040年中国电动汽车保有量将达2亿辆，届时动力电池产业镍和钴累计需求量将分别超过370万吨和39万吨，分别是目前可采储量的1.2倍和4.8倍。中国关键矿产资源储量相对匮乏，但加工规模巨大，铜、镍和钴金属加工量分别占全球的40%、35%、65%。在原材料高度依赖国际市场的情况下，国际原材料价格的大幅波动会对产业链和供应链造成严重冲击，例如2021年初以来铜和钴分别涨价64%和36%以上。未来，中国除了要应对油气供应保障压力，还面临关键矿产供应中断、贸易限制、价格波动或其他事态发展带来的风险。
能源系统互联性和自动化程度提升，受网络攻击的风险加大。随着能源生产和运输方式的信息化和智能化发展，能源行业遭受网络攻击逐渐呈现频次多、影响大的双重特征。例如，2012年沙特阿美石油公司遭到一次破坏性网络攻击，企业内部计算机网络完全瘫痪，对生产运行产生较大冲击；2020年欧洲大型能源企业Enel Group公司两次遭遇勒索软件攻击，窃取数据多达5TB。2021年5月，美国管道公司科罗奈尔公司（Colonial）因遭受勒索软件攻击，暂停其在美国东海岸的输送业务，对当地油气供应造成很大影响。目前，勒索软件还停留在个体化的锁定能源交易和运输环节的关键数据、破坏操作计算机、瘫痪能源运营系统等层面，尚未对管道运输等进行物理损害。一旦敌对力量通过网络系统延伸破坏管道压力和温度或篡改管输流向，则可能引发严重中断、泄漏甚至是爆炸等安全问题。
实现“双碳”目标需处理好“四大关系”
关系一 能源需求增长与绿色发展的关系
中国经济增长尚未与能源消费增长完全脱钩，实现第二个百年奋斗目标仍需大量能源支撑。控制能源消费总量和控制能源消费强度（简称“双控”）是实现“双碳”目标的重要手段，但需处理好其与经济发展的关系，避免限产式能耗“双控”让经济进一步承压，才能确保低碳转型可持续。能耗“双控”是地方政府常规考核项目，2020年，由于受新冠肺炎疫情冲击，该指标增长率较低，部分省市放松了警惕。2021年部分地区前期能耗指标管控较松，抢上高耗能、高排放的“两高”项目，部分省份甚至在一季度就用完了上半年的能耗指标，“双控”形势十分严峻，也给后期“双碳”目标的实现增加了难度。近期，国家发展改革委点名上半年能耗强度同比不降反升的省区，另外有10个省份的能耗强度降低率未达到进度要求，各地相继出台严格的限电限产举措对“两高”行业进行限产，直接影响经济发展。
关系二 化石能源与可再生能源发展的关系
在“双碳”目标下，以高碳能源为主体的传统能源产、供、储、销、贸格局将被打破，以可再生能源为主体的新的能源体系将逐步建立。构建清洁低碳安全高效的能源体系，需稳定化石能源保底供应，实现可再生能源增量替代，先立后破，有序转型。特别是要继续发挥好煤炭对保障能源体系安全运转的“托底保供”作用，加大国内油气勘探开发力度，尽快将原油年产量恢复到2亿吨，天然气年产量达到3000亿立方米以上。同时，应有序拓展可再生能源的消纳渠道，提升火电机组运行的灵活性，大力发展气电、抽水蓄能和新型储能等灵活性电源，支持风电、光伏发电等可再生能源快速发展。此外，化石能源产业链长、增值环节多、就业规模大，需要处理好传统能源基地新旧产业的接续。
关系三 产业链上下游价格传导的关系
能源转型需要新的投资，用能成本可能出现阶段性上升，建立成本疏导和分摊机制十分关键。以欧洲为例，随着绿色低碳转型进程加速，可再生能源占比快速提升，电力系统的输配成本显著提升，终端电价随之不断攀升。2007~2020年，欧盟27个成员国居民终端电价从166.8欧元/兆瓦时涨至217.5欧元/兆瓦时，年均增长2.1%。2021年部分国家电价创历史新高，下游用户成本明显提升，引发民众对欧盟激进减排政策的抵触。目前，中国政府对能源价格实行管控，市场作用还不充分，对于公众而言，能源转型带来的成本上升、供应压力等还不明显，但对能源生产企业的影响较大。2021年6月以来，“市场煤”“计划电”的价格机制导致上游煤炭成本无法有效疏导至电力终端用户，发电企业6月亏损面超过70%，煤电板块整体亏损。“双碳”目标推动经济发展方式由资源依赖转向技术依赖，需要形成能够反映能源资源稀缺程度、市场供求关系、生态环境价值和代际补偿成本的能源价格机制。
关系四 绿色低碳技术与转型成本的关系
能源转型最终要依靠技术进步，不同的技术路线选择将导致能源成本的较大差异。实现碳中和目标，需要商业化应用可再生能源发电、氢能、先进储能、碳捕集利用与封存以及其他碳汇等低碳（无碳）技术，能源基础设施和技术成本将增加。从现有技术趋势看，2025年后全社会用能成本将达到万亿元规模，考虑到新能源关键核心技术对外国依赖性较强，部分技术路线还不确定，技术投资和用能成本还将抬升。需要全面梳理低碳、零碳、负碳能源技术体系，明确技术成熟度、“卡脖子”技术清单及关键核心技术攻关重点，确立安全可控的新能源技术实现路径，确保实现低成本转型。
统筹能源发展与能源安全的相关建议
坚决有效执行顶层设计规划。中央已出台做好碳达峰、碳中和工作的意见和碳达峰行动方案，各地区和各行业需要完整、准确、全面贯彻新发展理念，有效落实并科学执行顶层设计方案。一是经济社会低碳转型应建立在技术可行、经济合理、社会可承受、安全有保障的基础上，建议以先控碳排放强度后控碳排放总量的思路有序推进低碳转型，在2035年中国基本建成社会主义现代化国家前，控制碳排放强度为主要约束指标，2035年后逐步加大碳排放总量约束。二是统筹考虑、科学分解国家减排总目标至各地区、各行业。三是坚持因地制宜，分清轻重缓急稳步推进各行业碳减排行动，例如能源行业要分阶段推进去煤化、天然气替代、煤油气退出等。
构建安全可靠的能源储备系统。坚持“立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备”，增强能源安全保障能力。油气核心需求依靠自保，夯实国内能源生产的基础性地位，加大油气勘探开发力度。不断完善石油应急管理协同机制，统筹建立国家战略储备、商业储备和企业生产运行库存动态监测体系，形成储备与生产、加工、运输和供应之间的联动应急能力。尽快建成一定规模的国家天然气战略储备，形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体，以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系，同时增加储气规模，形成地下与地上相结合的储库系统。加快建立战略性矿产资源“产、供、 储、循、替”新体系，提升调控市场供应、应对突发事件和保证资源供应安全能力。
建立统筹兼顾的利益平衡机制。在可再生能源发电占比快速提升进程中，需要高度重视新能源和可再生能源利用的综合成本上升问题，建立成本疏导机制，以市场化手段化解成本增加问题。建议在综合考虑各环节成本与收益的基础上，以用户可承受、各类电力生产与运营主体有合理回报为原则，形成分主体、分季节、分峰谷的电力价格形成机制，使电价在各个环节能及时反映成本与供求关系变化。
超前规划布局关键技术。科技创新是推动低碳转型和降低用能成本的根本动力。建议加强科技战略引领，制定新型低碳、零碳技术发展规划，围绕构建新型电力系统、二氧化碳捕集与封存/二氧化碳捕集利用与封存技术布局等，持续攻克新型清洁能源发电技术和新型电力系统规划、运行及安全稳定控制技术，以及新型先进输电技术、新型储能技术、电氢碳协同利用技术、二氧化碳回收和利用技术等。
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