中能论坛丨加强能源消费绿色转型政策引导

来源：《中国电力报》 时间：2023-05-24 16:35

加强能源消费绿色转型政策引导

　　核心提要

　　●深度发展电气化，拓宽氢能、生物燃料等替代能源在钢铁、化工等高耗能行业的清洁化应用，在具备条件的行业和地区推进电能装备替代

　　●扩大全国碳交易市场的行业覆盖范围，尽快纳入化工、建材、钢铁、有色金属等高耗能行业交易主体，提升市场活力和交易流动性

　　●优化农村能源消费结构，因地制宜挖掘风能、太阳能、地热能、生物质能等可再生能源资源潜力，推进可再生能源试点工程

　　随着非化石能源占比逐步提升，消费侧用能方式需更加灵活，能源供需联系将更加紧密，这对提升能源消费弹性、智能化水平、自主供应能力等均提出更高要求。当前，我国能源消费侧仍面临体制机制制约，需以主要用能行业消费结构转型为牵引，加强能源消费和生产协同转型，多措并举以政策引导能源消费绿色低碳转型。

新型能源体系下能源消费侧变化趋势

　　能源消费电气化和智能化水平不断提升。电气化是促进能源结构调整和绿色低碳转型的重要途径，是支撑新型能源体系和构建新型电力系统，助力实现碳达峰碳中和的重要举措。随着能源系统数字化和智能化的快速发展，涌现出智能微网、虚拟电厂、综合能源服务、能源大数据中心等新型供电技术，这些新技术新业态主要布局在消费侧，改变了传统供能模式和用能行为，其商业化应用将有效提高新型电力系统的运行控制、决策调控、资源配置、风险预警能力和水平，进一步丰富电力消费应用场景，加速终端能源消费的电能替代。

　　能源消费空间流动更加复杂。未来，由大型风电光伏基地和分布式能源协同发展的趋势已成必然，相较于传统的集中供能模式，新型能源体系下消费侧能源渠道更加多样化，既包含来自新能源大基地的远程消纳，也包含来自屋顶光伏、小型风电、生物质能发电、新型储能等多种分布式能源的就地消纳。能源消费者和生产者的界限将变得模糊，供需流向趋于复杂，一方面配电系统的承载压力增加，亟待升级并配套新型储能设施；另一方面能源消费的需求预测和及时消纳的不确定性增大，对能源系统规划和运维管理提出挑战。

　　能源消费与供给互动性增强。随着经济社会高质量发展、人民生活水平不断提高，以及极端天气趋多趋强，全国用电负荷逐年上升，呈现尖峰值高、峰谷差大、夏冬双峰等显著特征。以可再生能源为主的能源供给稳定性受季节和极端天气影响较大，能源系统将不可避免面临供给波动性和随机性的增加，短时能源时空错配导致的供能过剩或短缺矛盾将进一步凸显，亟须改变能源供需调节反馈模式。在长时储能获得商业化应用之前，供需两端应双向发力，除了能源供给侧的发电能力调节，能源消费侧也需要探索更为灵活的用能方式，根据电力供需季节、时段特征和供需紧张状况主动改变自身用电习惯，提高能源消费弹性，主动适应新的能源供应模式，对供应量动态变化作出快速响应，调整消费量或消费来源以尽快恢复供需平衡。

我国能源消费面临的体制机制制约

　　减排消纳责任落实有待细化，绿色能源消费动力不足。一是部分行业碳达峰实施方案仍不明确。自2020年9月“双碳”目标提出以来，建材、科技、有色、建筑等高耗能领域已陆续发布行业碳达峰实施方案，但能源、钢铁、石油石化行业的碳达峰实施方案尚未出台，且对已发布政策的执行力度没有建立明确的披露和考核制度。二是可再生能源电力消纳责任分配机制仍需健全。目前，可再生能源电力“保量保价”的分省消纳保障机制已走向落地，但考核约束和权重指标分配仍需完善。考核约束方面有待加强，当前政策对未达配额指标要求的责任主体仅规定了限期整改和列入不良信用记录、予以联合惩戒等较为笼统的措施，未设立罚金机制；权重指标分配方面有待细化，省级权重除落实到各地电网企业外，还应将责任逐级分解至售电公司和电力终端用户，并将分布式电源纳入其中，充分发挥市场的资源配置作用。

　　分布式能源配套政策有待完善，绿色能源消费应用场景有限。分布式能源系统能够针对消费侧用能需求和当地能源禀赋进行定制化设计，可广泛用于工业园区、办公楼宇、居民区等多种应用场景，但我国规模化商业应用较少，仍以试点项目为主。目前，分布式能源的发展面临三大体制机制挑战。一是分散上网主体的监管。不同于传统集中供电的单向流动，分布式能源使得能源生产和消费的界限进一步模糊，政策方面需捋顺双向市场行为下的生产消费关系，规范散点上网的电费收支管理模式。二是数据信息的监测披露和隐私保护。随着分布式能源比例增加，电力生产和消费要在更短时间内达到更高程度的协同平衡，监管部门需对电力供需动态变化进行实时监测，并将数据披露给系统运营商，同时还需通过加密技术和权限控制手段优化数据安全和隐私保护。三是多方主体的协调。分布式能源项目涉及利益相关主体众多，包括用户、建筑产权人、电网企业、发电企业、燃气公司、数据和金融服务公司等，跨部门协调难度高于传统集中式项目，需在政策引导下进一步明晰商业模式。

　　电力市场化改革有待深化，绿色能源消费成本竞争力较低。电力价格市场化能够有效促进电力资源优化配置，推动电力产业上下游协同发展。近年来，我国电价体制改革已进入深水区，下阶段政策需根据实际运行中发现的问题动态调整，以适应市场环境变化。一是逐步放开煤电以外的其他类型电源，探索研究新能源和其他类型电源参与电力市场的模式及问题，完善各种类型电源参与电力市场竞争的市场机制，鼓励参与电力市场交易竞价，充分释放各类型电源的潜力。二是进一步完善电力市场功能，推进电力现货市场建设，深化电力辅助服务市场建设，建立健全电力辅助服务市场工作机制，推动电力现货市场和电力辅助服务市场有效衔接，以灵活的市场价格引导电力生产和消费。三是建立健全配套的电力市场监管机制，强化监管部门的职责和权力，规范电力市场中各参与主体的行为，加强对运营的监测和分析，防止市场垄断和不正当竞争，确保电力市场公正、透明和有效。

能源消费绿色转型政策引导的重点方向

　　加强用能领域基础设施升级。一是在工业领域，深度发展电气化，拓宽氢能、生物燃料等替代能源在钢铁、化工等高耗能行业的清洁化应用，在具备条件的行业和地区推进电能装备替代，提高综合能效和绿色用能水平，研究“氢能+CCUS”等技术手段，打造一批可推广、可复制的清洁示范工程。二是在建筑领域，提高建筑绿色节能排放标准，研究制定绿色零碳建筑改造方案，应用清洁可持续的建筑材料，鼓励推广建筑屋顶光伏、分布式能源和储能系统，促进分布式供能与外部能源系统双向互动。三是在交通领域，推动交通工具电气化、清洁化、智能化升级更替，积极扩大电力、天然气、生物液体燃料等清洁能源的应用，在城市交通领域适度超前推动新能源汽车、配套电网、加注（气）站等绿色配套基础设施建设。

　　拓宽绿色金融体系服务范围。一是扩大全国碳交易市场的行业覆盖范围，尽快纳入化工、建材、钢铁、有色金属等高耗能行业交易主体，提升市场活力和交易流动性，激励重点行业领域节能增效，提升绿色能源消费比重。二是推出面向高耗能领域的转型金融服务原则和标准，满足企业节能减排设备升级和电气化改造融资需求，着力化解阻碍高耗能企业绿色转型的重点难点问题。三是鼓励绿色产品生产制造，对绿色能源消费量高的产品核发节能减排标签，对相关生产商提供优惠费率的绿色贷款，减免生产流通环节税费，扩大绿色产品的市场占有率。四是推动循环经济发展，建立健全循环经济标准化体系，重点规范退役发电组件、动力电池的回收再利用渠道，明确梯次利用各阶段责任主体，加强再利用产品的安全和性能监管。

　　推动可再生能源高水平消纳。一是统筹协调绿证、绿电、CCER，避免减排项目的重复计算，加强与现有碳交易市场机制对接，简化项目审批流程，扩大适用和核发的技术类型，推动电力电量由分省分区平衡向全网平衡转变，实现电力资源跨省跨区共享互济和优化配置。二是改善可再生能源优势地区投资环境和市场条件，有序引导部分高耗能产业迁移或投资建厂，同时考虑资源环境承载力情况，遏制盲目发展，避免造成重大环境负面影响和生态失衡。三是优化农村能源消费结构，因地制宜挖掘风能、太阳能、地热能、生物质能等可再生能源资源潜力，推进可再生能源试点工程，加快替代散煤、薪柴等低能效高碳排能源，健全农村清洁取暖补贴机制，加快燃气管网向农村社区的延伸建设。

　　（作者：中海油研究总院规划研究院院长 张厚和）

责任编辑：高慧君