BOB体育深入推进能源革命、加快规划建设以新型能源系统为目标的能源强国，已成为中国经济高质量发展与绿色低碳转型的重要任务。

　　经过40年的努力，中国已经建成了全球最庞大也是最有效的能源系统之一。目前全球性的能源危机对中国的影响不是很大，只要中国煤炭不出问题，可以基本保障充足稳定的能源供应。但是，碳中和对能源强国提出了新的要求和挑战。二十大报告对于实现“碳中和”路径做出了明确规划，为后续“碳达峰”“碳中和”的开展奠定了总基调，即“先立后破”。

　　中国碳中和进程中的主要矛盾有：一是经济需要大幅度增长；二是能源电力消费集中在工业；三是资源禀赋和能源消费结构相对高碳；四是消费者支付能力较低。碳中和的主要抓手是建设清洁电力为主体的新型能源系统，政府要求2060年能源结构中非化石能源占80%以上。那么，在全球能源危机背景下，中国如何打造能源强国？

　　二十大报告指出，要“积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理”。深入推进能源革命、加快规划建设以新型能源系统为目标的能源强国，已成为中国经济高质量发展与绿色低碳转型的重要任务。

　　建设新型能源系统和能源强国，首先需要关注碳中和进程中的能源安全问题。中国的能源安全包含多维度多层次的内涵，“供给短缺是最大的能源不安全”，能源独立是一个需要从战略上追求的目标。中国能源安全面临结构性矛盾，随着此次全球能源危机爆发，地缘政治风险将对中国油气资源的进口产生潜在威胁。中国能源安全短中期和中长期面临的挑战存在很大差异。

　　短中期来看，需要依靠新型能源系统和电动汽车逐步替代传统化石能源。目前中国能源系统中84%依赖化石能源，石油对外依存度达72%，天然气对外依存度约45%，一般认为碳中和就是能源结构调整。然而，2030年碳达峰的峰值既取决于清洁能源发展，也取决于能源电力需求增长，需要通过平衡清洁能源发展速度与能源电力需求增长速度来控制峰值。

　　碳中和背景下的高质量经济增长要求尽可能和尽快实现“双脱钩”：一是GDP增长与化石能源增长脱钩，二是GDP增长与能源电力需求增长脱钩，使新能源增长量可以基本满足能源需求增量。因此需要将碳中和作为一个倒逼机制，提出一个系统性解决方案，兼顾需求侧和供给侧，以及系统成本。从二十大报告中可以看到，碳达峰行动应该是有计划、分步骤地进行实施。短中期减少石油对外依存是能源安全的关键，需要依靠新型能源系统和电动汽车替代石油，既满足碳中和目标要求，又可以立足本土，减少能源对外依存。

　　中长期来看，需要保障能源系统的安全稳定供应。我国电力结构以火电为主，BOB风电、光伏发电占比不足10%，但在2060年碳中和目标下，预计未来四十年内风电光伏等新能源发电占比将达到65%以上，甚至将近70%。由于中长期以风电、光伏为代表的可再生能源装机容量将迎来爆发式增长，届时风电光伏在新型能源系统中的占比很高，电动汽车普及且规模庞大，化石能源和燃油车消费都处于稳步下降态势，此时能源安全将主要体现在能源系统的安全稳定供应。按照二十大要求，应加强煤炭清洁高效利用，确保能源安全。在中长期通过庞大先进的煤电系统为碳中和“保驾护航”，提供稳定性和应对极端气候。

　　党的十八大以来，我国可再生能源迎来快速发展，清洁能源消费占比从14.5%提高到了22.5%。目前中国可再生能源装机规模已突破11亿千瓦，水电、风电、光伏、生物质能发电装机规模均居于世界第一。在“双碳”目标约束下，中国的能源转型必将是从煤炭时代直接迈向可再生能源时代的跨越式演进和迭代式发展。当前，全球第三次能源转型在碳中和背景下加速推进，新冠疫情冲击造成的能源供需错配尚未恢复，国际地缘政治冲突引起的国际油气市场切换正在进行。多重因素交织叠加下，全球能源体系正迎来大变局。中国应抓住可再生能源发展的时代机遇，积极推动可再生能源产业跨入高质量跃升发展阶段。

　　目前，我国发电装机容量约24.4亿千瓦，BOB其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，太阳能发电装机容量约3.4亿千瓦，但可再生能源发展仍然面临着市场成熟度不高、政策体系不完善、技术创新能力不足等问题。作为战略性新兴产业之一，新能源产业要在保证国家能源安全的前提下加快发展步伐。应积极推动西北部大新能源基地建设（风电、光伏），通过大运输（特高压和氢能）和大电动汽车的战略，做大做强新能源产业，使能源发展立足于国内产能，同时满足低碳发展战略和保障国家能源安全的客观要求。

　　中国电力系统从2002年启动第一轮电力机制改革至今，能源供给能力和质量均取得了显著提升，2021年，我国全口径发电装机容量达到23.8亿千瓦，清洁能源发电装机容量突破10亿千瓦，能源装备规模和技术水平居于世界前列，但中国的电力市场化机制还处于起步阶段。随着电力市场化改革不断深化，新能源市场体系逐渐完善，绿色电力证书交易有望成为电价机制中的重要一环。发展绿色电力证书可以通过市场化的手段，缓解可再生能源的消纳问题，促进可再生能源发电的量价齐升，改善可再生能源运营商的收益水平，进而提高可再生能源的竞争力。

　　我国新型电力系统建设面临着新能源发电比例逐渐增加、源网荷协调困难、用户侧供需互动需求加大、数字化水平有待提升等多方面挑战。

　　由于风电光伏的不确定性、不稳定性及不连续性，灵活性电源在未来的新型电力系统中发挥越发重要的作用。到2025年，我国灵活调节电源占比需要达到24%左右，但目前我国抽水蓄能、燃气发电等灵活性调节电源装机占比不足6%。由于风电光伏的不确定性、不稳定性及不连续性，灵活性电源在未来的新型电力系统中发挥愈发重要的作用。一方面，在应对全球气候变化的压力下，风电、光伏的建设步伐明显加快，电力系统不稳定性随之提升；另一方面，气候变化导致的极端天气给人类生产生活带来的威胁越发严重，越来越不稳定的气象条件将进一步放大风电、光伏的不稳定性。随着电力系统发电侧和消费侧的可控性和可测性逐渐下降，亟须规划提出兼具稳定性、安全性与经济性的新型电力系统建设方案。

　　为保障能源供需双侧的协同发展与动态平衡，未来以新能源为主体的新型电力系统，将不仅包括风电光伏、智能电网，还应包括支撑性的火电及CCUS、储能系统、氢能等。在生产侧，应该综合利用储能、CCUS、氢能、数字化、智能化等手段，加大储能配比的提升力度，推动煤电逐步由电量型电源向电量和电力调节性电源转变，为风电光伏提供稳定保障；在消费侧，逐步推进电价机制改革，引导更多市场主体参与保障电力稳定供应。加快完善电力现货市场和辅助服务市场建设，BOBBOB以充分体现储能技术价值和加快可再生能源消纳。电力消费的演进趋势正呈现数字化、市场化、低碳化特征，需要通过市场化机制积极引导全社会参与新型电力系统建设，利用数字化智能化技术推动工业、建筑、交通等行业的系统性升级改造。

　　中国近一半的煤炭用于发电，提供了近60%的电力供应，煤炭在中短期仍然是满足能源消费的主要来源，长期可能也难以被完全替代。现阶段还需要立足煤炭，清晰认识到现存庞大煤电机组在助力能源清洁转型上所具备的经济性和可靠性优势。通过保留布局合理的煤电系统，未来可以灵活应对极端气候对以新能源为主体的新型电力系统的威胁和冲击，为实现碳中和目标“保驾护航”。

　　从成本的角度看，煤电退役除了需要固定成本归零，还需要投入拆迁费用以及其他职工安置再就业等成本，这个就是煤电的“退役预期”。如果“煤电+CCUS”技术经济性评估纳入煤电“退役预期”，即仅包含发电的变动成本和CCUS改造配置成本，其成本竞争力相对于“风电光伏+储能”方案会大大提高。目前我国CCUS仍处于发展早期，已建成、在建及拟建的CCUS项目数量占全球总量的7.7%，其中有88.9%的CCUS项目捕集规模在30万吨/年以下，捕集规模超过60万吨/年的项目仅占3.7%。因此，需要积极布局CCUS技术的规模化发展，以期在大比例风电光伏并网的背景下，降低对储能系统的依赖，以较低成本支持“双碳”目标实现。

　　近年来，我国风电与光伏装机规模实现了大幅度增长，投建成本逐渐下降，但风电、光伏发电量仅占全社会用电量的11%，消纳利用水平更低。如何通过储能、氢能、BOB数字化、智能化等综合性手段，构建和优化以新能源供应为主的新型能源基础设施，将不稳定的风电光伏转变为稳定可靠的电源，将是新型能源体系建设的最大挑战。鉴于在交通、工业与建筑等高碳排放部门具有广阔的应用前景，氢能有望成为减少碳排放和保障能源安全的低碳转型综合性解决方案。因此，需要积极探索氢能终端应用场景，实质性推动氢能全产业链和规模化发展。数字化和智能化作为新一代信息技术，将在新型能源系统中发挥重要作用。能源领域的数字化可以将大数据、云计算等数字技术应用于能源生产消费的全过程，而智能电网则是配备了包含数字技术等新技术在内的新型电网，能够在预测或感知系统不稳定的前提下快速做出科学决策，保障电网安全稳定供电。

　　1.完善政府政策措施，弥补市场失灵。深入推进能源体制改革，以保障能源体系的低碳转型能够兼顾能源安全稳定供应、经济性、低碳环保、能源公平的“能源三角”。加强供给侧和需求侧的政策顶层设计，比如重点培育与发展可再生能源、储能、氢能、CCUS等关键产业，推动煤炭和新能源优化组合；引导终端部门开展电气化改造，积极推动电能替代和电动汽车应用。

　　2.引入市场化机制，优化资源配置。充分发挥市场在新型能源体系中优化资源配置的积极作用，通过健全能源市场化机制，使政府、企业、民众等各方持续形成合力，以满足新能源安全有效消纳和电力系统运行安全。二十大报告提出，构建全国统一大市场，深化要素市场化改革，建设高标准市场体系。加速电力现货市场建设，完善电力辅助服务市场，逐步提升新能源市场化交易比重，以及容量成本回收机制的推广应用将是未来全国统一电力市场体系发展的重点。需求侧响应资源的市场化开发与价格形成机制创新将是未来政策关注的重点，需要引导用户积极参与到新能源消纳、系统调节之中。