以系统观念加快规划建设新型能源体系

 

（一）形成非化石能源和新能源多轮驱动、多能互补的绿色低碳供能新格局

 

统筹水电开发和生态保护，稳妥有序建设西南主要流域梯级水电，积极安全有序发展核电，因地制宜实施核能供暖，加快发展风电、太阳能发电，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，提升生物质能、地热能综合利用水平。

 

坚持集中式与分布式并举，统筹送端和受端地区能源电力供需形势、本地支撑性电源和应急保障电源建设进展，优化黄河流域和新疆以沙漠、戈壁、荒漠为重点的多能互补清洁能源基地、西南流域水风光储一体化多能互补清洁能源基地、沿海核电基地以及海上风电基地等各类大型清洁能源基地开发和送电时序，推动大电源与大电网协调发展，促进电力资源配置全局最优；加快推进东中部地区分布式能源高效开发、就近消纳，稳步推广屋顶光伏系统，因地制宜发展“光伏+”产业，建设分布式智能电网，积极推动分布式电源并网消纳，持续提升本地区绿色低碳能源供应能力。

 

（二）持续提升能源生产和消费弹性

 

在能源生产侧加强能源储备和调峰能力建设。完善煤炭应急保障储运机制，设置矿井弹性产能，建设一批大型全密闭煤炭应急储运中心；推动区域油气储备设施共建共享，积极推进获取更多更稳定的海外天然气资源，保障国内用气需求，扩大天然气储气库规模，提升天然气应急调峰能力；提高灵活调节电源占比，系统推进现役和新建煤电机组灵活性改造和灵活性制造，在气源有保障、气价承受能力较强地区合理布局天然气调峰气电，加快抽水蓄能电站建设，对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造，加快推动新型储能规模化发展，实现多重功能价值。

 

在能源消费侧完善能源消耗总量和强度调控。进一步完善新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制实施细则，重点控制化石能源消费，尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变；加快完善电力需求侧响应配套市场机制，开展区域级工业可调节负荷、楼宇空调、大数据中心、用户侧储能、车网互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范，支持负荷聚合商、虚拟电厂运营商作为独立市场主体参与系统运行调节；拓展以电能为主要供能形式的综合能源服务，推动电热冷气氢多元聚合互动，推动园区等典型应用场景能源梯级利用，推行合同能源管理，提升综合能效水平。

 

（三）加快重大前沿能源技术研发应用

 

大力发展压缩空气储能、储氢、储热等长时间尺度储能技术，积极开展电池储能、飞轮储能、小型空气储能等短时间尺度储能技术攻关，带动新型储能关联产业核心装备制造和系统集成技术升级；部署储能设施本体的安全预警、检测、评价、优化技术、梯次利用技术研究及控制平台开发；发挥储能示范工程引领作用，推广共享储能模式。

 

扩大氢能技术应用规模，加大可再生能源电解水制氢、氢气长距离输送、液氢生产和输送技术研发力度。在碱性电解水（ALK）制氢方面，开发长寿命、高效电极、复合隔膜材料及高性能电解槽；在质子交换膜电解水（PEM）制氢方面，针对规模化应用开展膜电极与重金属催化剂等核心材料设备、系统集成、耦合宽功率波动等技术研发，开展10兆瓦等级及以上示范应用；结合各类制氢技术应用场景，同步实施适配不同场景下的各类型氢储运技术推广应用，为低成本、安全稳定储运氢气创造条件；加大混氢天然气技术创新应用力度，加快形成商业化应用产业链。

 

大力研发高效低能耗的碳捕集工艺和碳循环利用技术。结合资源禀赋特色和技术进步，加强燃烧后碳捕集技术研发，降低二氧化碳捕集能耗水平，重点突破低能耗、大规模碳捕集利用与封存（CCUS）技术；积极推进一批石化化工、煤电机组和大型油气田应用低成本、全流程碳捕集技术示范项目建设，加快二氧化碳资源化利用布局。

 

（四）建设统一现代能源市场体系

 

推动建设全国用能权交易市场，推动用能权交易价格形成机制由政府指导价格向市场价格转变，充分发挥价格信号对企业节能增效的引导作用。加强新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策与用能权交易市场的衔接，提升企业使用绿色电力的积极性；促进用能权交易市场、碳排放权交易市场和电力市场协调发展，探索三个市场间的协同运行机制，在引导企业节能减排的同时，保障企业生产经营合理收益，支撑绿色低碳循环产业经济发展。

 

积极发挥碳市场低成本减碳作用。继续完善全国碳市场交易体系，分步有序推动其他重点排放行业纳入全国碳市场，充分运用市场机制，降低全社会碳减排成本；分阶段引入CCER、碳汇等交易产品进入全国碳市场，引导社会投资，提升碳市场活跃度；深入开展企业碳资产管理工作，积极推动发电企业自愿减排项目的开发。

 

加快推进全国统一电力市场建设，打破省间壁垒和市场分割，推动形成多元竞争的电力市场格局，包括丰富市场主体和交易品种，推动电力交易机构独立规范运行，加快培育合格售电主体，稳步推进市场准入标准放开；加快电力现货市场建设，加强电力辅助服务市场建设，建立健全发电容量补偿机制，逐步向容量市场机制过渡；推动各类电源全面进入市场，鼓励支持增量配电网、新型储能、虚拟电厂等新兴市场主体独立参与电力交易；落实分时电价政策，引导用户错峰用电、削峰填谷，做好市场交易与分时电价政策衔接。

 

（五）推动能源产业链数字转型和智慧升级

 

发挥能源全产业链数据的关键生产要素作用，构建能源大数据监测分析平台，充分运用数字化手段为能源规划、建设、生产、运营、管理全过程提供决策支持。持续推进能源数字基础设施、数字技术平台、数字应用场景建设，提高能源产业链全要素生产率，强化支撑能源高质量发展的超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力。

 

积极探索智慧能源管控平台与生态环境保护、新型智慧城市等融合发展，满足各类用户多元化用能需求。推动能源电力领域新型基础设施与云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、5G、区块链等先进信息通信控制技术实现耦合发展，培育新型商业模式，促进能源产供储销全环节智慧化发展；进一步完善“互联网+”智慧能源、新能源微电网、分布式智能电网等能源智慧发展新业态的技术标准体系，促进能源产业链国际竞争力不断提升。

 

规划建设新型能源体系，必将在整合优化科技资源的基础上，吸引各类社会资本投资能源科技创新领域，推动能源技术与现代信息、新材料、先进制造技术深度融合，培育形成一系列具有标志性的新产业，打造新能源、新型储能、氢能、智能配电网等多个万亿级市场。

 

（作者系中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长）