2050非石油发电占比（非化石能源发电量占比）
本文目录一览：
21世纪能源 课文理解
中国现代化面临的能源问题
我国作为世界上最大的发展中国家，面临人口、资源和环境的巨大压力。能源和这三个
制约因素密切相关。从可持续发展的观点看，能源是我国实现现代化的一个长期制约因素
，需要几代人的努力才能解决。主要问题如下：
1.1 人均能耗低而能源强度高
我国拥有世界第三大能源系统，1998年一次能源产量1240Mtce（百万吨标准煤），其中
煤炭1250Mt，原油161Mt，天然气223.2亿m3；发电量1167TWh。一次能源消费两居世界第二
位。但人均能耗水平很低。1997年商品能源人均消费量1150kgce，仅为世界平均值的55%，
OECD平均值的1/6。人均能耗与生活质量的关系比人均产值更为密切。另一方面，我们的能
源强度远高于世界平均水平。
能源消费的这种两重性，是我国能源问题的症结所在。
1.2 人均能源资源不足
1997年末，我国煤炭可采储量为114500Mt，石油可采储量3300Mt。人均煤炭可采储量仅
为世界平均值的1/2，人均石油可采储量只相当于世界平均值的1/10。
1.3 农村商品能源短缺
1996年，农村居民生活用能仍有60%靠柴草，有7000万人还没有用上电。消耗薪柴83Mtc
e，秸秆120Mtce。薪柴消耗超过合理采伐量，造成大面积森林植被破坏，水土流失加剧；
大量秸秆不能还田，导致土壤有机质含量减少，地方下降。
1.4 以煤为主的能源结构面临严峻挑战
我国是世界上少数几个能源以煤为主的国家之一，也是世界最大煤炭消费国。1997年，
煤炭消费量达1392.5Mt，占一次能源总消费量的71.5%。
以煤为主的能源结构给环境和运输造成愈来愈大的压力。1998年，燃煤排放的SO2和CO2估
计分别为17.8Mt和731Mt-C，占SO2总排放量和化石燃料燃烧排放的CO2总量的85%。
2 转型期的中国能源
1997年开始的改革开放，特别是1992年确定建立市场经济新体制的的目标，对能源发展
产生重大影响。
2.1 能源供需关系发生转折型变化
1990年以前，能源一直是制约我国经济增长的“瓶颈”。目前，能源短缺局面已基本扭
转，出现前所未有的相对过剩。主要原因首先是需求变化，市场机制产生明显的节能效应
，经济结构由重工业转向轻工业和服务业，终端能源需求转向优质能源，石油和能源密集
产品进口大幅增长。深层次的原因是结构矛盾和体制障碍。
2.2 能源促进社会进步
能源的发展对减少贫困、增加就业机会和提高生活质量起了重要作用。1980年至1997年
，农村无电人口从450百万人减少到60百万人，城市居民（非农业人口）燃气普及率从16.
8%上升到75.7%；全国居民生活人均用电量从10.7kWh增至101.4kWh；能源工业就业人数达
1500万人。
2.3 推进体制改革
1993年以来，经济体制改革取得突破性进展，价格、财税、投资、外贸体制改革措施的
实施，推动受计划经济束缚最深的能源部门走向市场。
2.4 扩大对外开放
扩大海洋和陆上石油对外合作区域；1990年至1997年，石油进口量从6.9Mt猛增到59.3M
t，煤炭出口量从17.3Mt增至30.7Mt；到1997年，电力、石油和煤炭工业累计利用外资262
亿美元。
3 未来能源系统情景
3.1 2050年经济社会展望
3.1.1 人口
2050年总人口将达15.3亿人，2040年前后，总人口、劳动年龄人口和老龄人口都将达到
高峰。这是我国可持续发展的关键制约因素，也是能源战略的最大难题。
3.1.2 经济发展前景
我国正处于工业化的起飞阶段，为实现21世纪中叶达到中等发达国家的水平，必须保持
较高的经济增长速度，1990年至2020年为高速增长阶段，GDP年均增长率7.8%左右。2020年
至2050年为稳定增长阶段，年均增长3.5%左右。按高速增长方案，到2050年，GDP可增长到
1990年的27倍，人均GDP为1990年的20倍。若按购买力平均计算，到2020年，我国经济规模
可居世界前列，2050年达到中等发达国家水平
3.2 能源需求预测
中国社科院数量经济研究所构建系统动力学和投入产出模型，采用分部门终端需求分析
方法，进行长期能源需求预测，假设条件考虑了人口增长、经济增长和结构变化、技术进
步、环境影响和能源安全等因素。
预测结果如下：
能源需求总量巨大，结构明显改善。到2050年，一次能源需求将达3440Mtce～4150Mtce
。这是假设采用已经或可在下世纪实现商业化的最先进技术，达到很高的能源强度下降率
的条件下预测的结果。能源结果明显改善，按基础方案，煤炭占一次能源消费量的比重，
将由1990年的60%（不计生物质能为76.2%）下降到2050年的47.7%（51.9%），石油和天然
气从14.8%（18.7%）上升到26.3%（28.6），水电由4.0%（5.1%）上升到6.6%（7.2%），核
电由0上升到6.3%（6.8），新能源和非水电可再生能源由21.2%（0）上升到13.1%（5.5%）
。
* 终端能源趋向优质化。固体燃料的比重将从1990年的66.3%下降到2050年16%,液体燃料
从18.2%上升到27%,气体燃料从4.5%上升到17%，电力从8.1%上升到36%，热力从革命利益出
发2.9%上升到4%。
* 国民经济电气化程度大大提高。发电用能源占一次能源消费量的比重将由1990年的21
%，上升到2050年的57%；电力占终端能源消费量的比重由8%提高到36%。
* 人均能耗仍将很低。2050年人均能耗约2.3TCE～2.7TCE，大致相当于目前世界平均水
平。在这样低的人均能耗条件下，要使全国人民过上富裕的生活，必须大大提高能源效率
，并寻求适合国情的低能耗生活方式和消费结构。
3.3 能源供应能力分析
3.3.1 国产能源供应能力
采用系统分析和系统模拟方法预测未来国内各种能源的供应能力。
预测结果是：国产一次能源供应能力可从1990年的1302Mtce增至2050年2980Mtce～3740Mt
ce，其中：煤炭2500Mt～2700Mt，原油100Mt～200Mt，天然气1200亿m3～1400亿m3，水电
760TWh～850TWh（260GW～290GW），核电720TWh～1440TWh（120GW～240GW），新能源和非
水电可再生能源447Mtce～654Mtce。电力供应能力将从1990年的621.31TWh（137.9GW）增
至2050年的6830TWh（1560GW），其中煤电占50.0%，核电7.7%，油电3.2%，天然气发电9.
6%，水电16.7%，新能源发电12.8%。
3.3.2 供应能力分析
到21世纪中叶，国产化石燃料仍将是一次能源的主要来源。
未来国产一次能源供应能力，在经济适度增长条件下，可基本满足需求，供需缺口可控
制在2%～4%左右。
煤炭仍将是最重要的能源，2050年煤占一次能源供应量的比重可降至50%以下，2050年国
产煤供应能力上限为2700Mt。2050年后，煤炭主要用来发电和生产合成液体燃料，到2050
年，将有70%的煤用于发电，15%的煤（300Mt以上）用来生产液体燃料。
油、气工序缺口急剧扩大。2010年、2020年、2050年石油需求低限分别为250Mt、300Mt
和400Mt，国产油需求缺口分别为70Mt、100Mt和200Mt～300Mt。这样我国未来能源供应面
临的最大挑战。
核电的前景，取决于其他电源满足电力需求的潜力，核电设备国产化步伐，快中子增殖
堆商业化时间，核燃料的可获得性，以及环境和社会可接受性等多种因素。估计2010年、
2020年、2050年核电供应量分别达20GW、40GW和120GW～240GW。
——新能源和可再生能源开发利用有很大潜力。生物质能仍将是仅次于煤炭的第二大能
源来源，2050年供应量可达275Mtce～310Mtce，其中新技术利用（发电、制沼气、气化、
液化等）占90%，经济可开发能源基本上全部开发利用，太阳能、风能、生物质能、地热和
海洋发电可达170GW～340GW。
4 可待续发展能源战略选择
4.1 能源效率
8 0年代以来,我国的节能工作取得很大成效.1980年至1990年,能源强度年均降幅为3.6%,
1991年至1998年达4.7%.目前,全国能源加工\转换\贮运和终端利用效率约30%,比国际先进
水平低10个百分点左右。
分析表明,我国存在巨大的节能潜力,1990年至2010年,能源强度平均下降率约3.8%,2010
年至2020年为3.5%,2020年至2050年为1.9%.
为实施节能优先战略,需研究制订适应市场经济的节能政策和法规,并强化政府的管理,包
括:能源价格合理化,实行企业能源审计,采取经济和财政刺激手段促进节能,推行需求侧管
理(DSM)和综合资源规划(IRP).
4.2 能源安全
我国的能源安全问题主要是对进口石油的以来日益增大.从技术角度来数,确保石油供应
有多种战略选择。
提高石油加工、转换和利用效率。
开发重质油、焦油砂、油页岩等非常规石油。估计到2050年，非常规石油产量有可能超
过常规石油。
发展替代产品和技术。利用丰富的煤炭资源生产水煤浆和合成液体燃料，估计到2020年
，水煤浆可代油30Mt，生产煤基合成燃料20Mt，2050年分别达到50Mt和100Mt。
建立战略石油储备
分析表明，开发非常规石油以及替代产品和技术，可使石油进口依存度控制在30%以下。
4.3 洁净能源
4.3.1 洁净煤技术（CCT）
我国可持续发展能源系统的前景，在很大程度上取决于CCT的发展，分析表明，发展CCT
减排SO2的潜力，远远超过替代能源和强化节能。
4.3.2 核能
核能在我国未来能源系统将占重要地位。发展核电的战略，首先是加快核电设 备国产化
和经济规模批量生产工具的步伐；同时，使核电安全与国际接轨，并加强研究与开发。
4.3.3 水电
1997年，水电发电量194.6TWh，仅占经济可开发水能资源的15.4%，还有很大的潜力。为
加速其发展，应制订适当的经济政策，改革管理体制，实行综合开发。
4.3.4 新能源和非水电可再生能源
按以下优先次序发展新能源和非水电可再生能源；生物质能新技术利用
4.4 能源环境
能源生产利用对环境的损害，是我国环境问题的核心，受到国际社会的高度民主关注，
环境已成为能源决策的关键因素。
能源环境战略选择是：利用市场力量改善环境质量，政府进行有效的管理和调控，发展
洁净能源技术。
4.4.1 室内污染
目前,全国仍有80%的居民靠固体燃料生活,室内污染导致高比例的呼吸系统疾病.对策是
发展洁净能源和先进炉灶.
4.4.2 城市大气污染
1998年，全国排放烟尘14.5Mt，SO2 20.9Mt，其中烧煤排放的分别占70%和85%。近年烟
尘排放总量已基本得到控制，但TSP浓度要达到国家标准仍是一项十分艰巨的任务。减排S
O2的战略选择，主要是强化节能，推广CCT，发展替代能源。
利用市场力量和加强政府调控的政策措施有：
征收足以补偿减污成本的燃料税费或排污费，使环境成本内部湖州。
划定SO2和酸雨控制区，在控制区内实行严格的控制。
限制高硫煤开采，禁止采用严重污染环境的生产工艺和设备。推广型煤、城市燃气、集
中供热、高效照明和无铅汽油。
4.4.3 CO2排放
1995年，我国化石燃料碳排放量约820Mt。如不进一步采取措施，2050年将 增加一倍左
右。减排CO2的战略选择，主要是强化节能、替代能源和植树造林。
4.5 能源科技
从总体上看，目前我国能源技术大约比国际先进水平落后15年至20年，而且正在拉大。
按照适合国情、市场导向的原则，选择节能技术、CCT、新能源技术和贺电技术作为国家关
键技术。加速科技进步的政策保障主要是：加强统一领导和协调，加大科研投入强度，使
企业成为技术创新的主体，促进产、学、研联合，制订鼓励科技进步的经济政策。
中国发电来源占比是多少？
占比如下：
中国的电力90%来自火电和水电，其中火电占72%，水电占18%，未来清洁能源逐步替代火电，这是大趋势，三峡新能源长期持有。
简介：
发电即利用发电动力装置将水能、化石燃料(煤炭、石油、天然气等)的热能、核能以及太阳能、风能、地热能、海洋能等转换为电能。20世纪末发电多用化石燃料，但化石燃料的资源不多，日渐枯竭，人类已渐渐较多的使用可再生能源（水能、太阳能、风能、地热能、海洋能等）来发电。
中国水力发电与火力发电各占全国多少比例
北方以火力为主，南方以水利为主
核电主要集中在珠三角和长三角地区
之前有在一个军事群里谈到这个问题，这次就干脆把我的想法和观点总结一下拿来坛子里跟大家分享和探讨。
首先，我需要声明的是，我本人的意见是坚决反对中国大量建设核电站的。不过是否建核电站不在本帖的讨论范围内，因为，我个人的意见左右不了这个国家，而且，国家已经开始重启和上马了大量核电项目，国家必然有国家的难处。现在讨论是否建核电已经没有意义了。
那么我现在想跟大家讨论的是如果无法避免建核电站，那么既然要建，就要怎么建才更好，更有价值，更符合国家安全和战略需要。
我此前曾在网上看到过一个大致的中国核电站建设分布图。 除了西北边疆等少数地区外，中国的核电建设项目基本上是一个省一座核电站。 我觉得这个决策实在是太愚蠢了。
核电站这种东西，大家都知道，是一种不容易出问题，但一旦出了问题将是后果极为严重的灾难性问题的东西。也就是说，风险低，但危险很高的东西。而且一旦核泄漏事故发生，其放射性物质看不见，摸不着，将随着自然界的空气，水流动而影响非常大的范围，并且影响非常长的时间。将给这个国家和社会带来极为惨重的后果。如果把核电站当做炸药来举例。中国现目前这种各个省区分散式布局的核电站就好比在阵地上到处放炸药一般危险。
而且核电站在四川重庆等长江上游都有建设，一旦出了问题，放射性物质将顺江而下，整个南中国都将损失惨重，后果不堪设想。（核电站需要大量的水来冷却，所以是内陆核电站是必然靠江靠河的）
再一个核电站分散建设，一个省一个核电站的平均建设法，其实对能源需求并没有多大的价值和意义。因为中国的经济发展是不平均的，对能源的需求也是不均衡的。对于像甘肃这样的内陆地区，对能源的需求并不高，临近地区的煤电就足够供应了，完全没必要建设核电，而像上海附近的长江三角洲，对能源需求巨大，建设一座两座核电站又根本是杯水车薪，除了增加核电风险外，没有任何价值。
我建议国家，如果无法避免建设核电站。那么能不能将核电站都集中起来，并最好建设在沿海地区，洋流丰富地区。而不是如同现在这样分散建设在全国各地，一省一个核电站。 尤其是四川重庆甘肃等长江黄河上游地区，一定要避免建设核电站这个极为危险的东西。
从核电建设的必要性和对经济好处来谈。集中建设核电站才是真正发挥核电价值的方案。首先，正如同前面所阐述的一样，全国分散建设核电，往往一省一个核电，那么单独的一个核电站所能提供的能源对于一个省的能源而言，其实根本就是杯水车薪，没有多大帮助。这就使得建设核电的价值大大降低了。 倒不如在经济发达地区附近，能源需求大的地区附近，其他能源贫乏的地区附近，成规模的集中建设核电站。如此才能成规模的提供电能给附近需求地区，充分发挥核电站的经济价值。 其次，只有集中建设核电站，才能形成成规模的相关核电产业，与核电相关的一些如核原料加工，相关人才培训学校，核电站建设工程，安全保卫等等相关产业，配套设施才可以就近集中建设和调配，减少了许多不必要的中转环节，从经济性上来讲，也更合算。打比方说，核电站所需要的铀原料。如果是集中建设核电站，那么就可以只在附近建设一座原料加工厂，其生产的原料分配供应核电站的时候，也可以就近运输，就近分配。 但如果是全国分散布局建设核电，那么就可能需要建设多座原料加工厂，并且铀原料生产出来后还需要往全国各地去分散运输和分配。这中间铀的运输成本和运输风险都大大的提高了。还有安全保卫，如果是集中建设的核电群，那么附近只需要驻扎一支专职的保卫部队就行了，如果是分散的，那么每个核电附近都需要驻扎一支专职保卫部队。完全就是吃力不讨好的事情。
新能源行业的前景怎么样？
你好，我国新能源光伏发电新能源行业前景非常的好！
在最近召开的十四五计划会议中，明确出要：“推进能源革命”、“构建生态文明体系，促进经济社会发展全面绿色转型”和“加快推动绿色低碳发展”、“全面提高资源利用效率”等要求，为能源产业的持续健康发展指明了方向。
而光伏发电光技术降本空间大、技术进步快、产业化确定性强，是未来主要发展的低成本节能发电方式之一。
未来，我国很多城市农村家庭房屋、建筑的屋顶都会安装光伏电站，来推动清洁能源产业的发展。
按照我国2050年近零排放，深度脱碳的愿景目标，“十四五”能源转型的步伐还需要进一步的加快。大家可以看到，煤电基本要关门了，煤炭提前达峰是大概率的事件。另外，我们要力保非化石能源占比不低于20%的比例，是非常关键的一个指标，风电和光伏就要担当主力了。光伏发电在“十四五”期间，至少要新增2.5亿千瓦，要达到累计装机5亿千瓦。这样我们才能为2030年光伏累计不少于8亿千瓦，实现25%的非化石能源打下基础，进而再一步实现到2030年和2050年非化石能源占到35%和70%的高比例目标。所以我们要坚信并且看见光伏发电将成为未来最重要的发电电源。
所谓，新能源光伏发电的发展前景非常好！
而且，国家在推动光伏发电普及上，每年都会有补贴政策发布。
2020年3月10日，国家能源局发布文件《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。即是户用补贴总额为5亿元，工商业与地面竞价项目位10亿元。
2020年4月2日，国家发改委共同发布权威文件，明确说明里2020年光伏补贴政策。明确到：纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。即是，户用电站每发一度电的补贴是0.08元。
由这两个政策可以得出，2020年的户用补贴规模为：
按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。
当户用光伏度电补贴强度为每千瓦时0.08元时，5亿元÷1000小时÷0.08元/千瓦时=625万千瓦。向下取整为600万千瓦。即6GW。即是2020年可纳入补贴的容量为6GW。
根据国家能源局的解读，2020年纳入规模的户用项目为：2020年1月1日~并网截止日。需要重点强调是：国家不允许提前抢户用指标，先建先得的行为。
所以，整个资本市场和社会对新能源发展非常看好，值得期待！
资讯来源：碳银网 碳盈协同
国家发改委王仲颍：能源转型是否成功 政策执行是关键
“尽管近十年来我国可再生能源实现了巨大增长，但当前我国能源体系距离清洁、高效、安全、可持续的发展目标仍有很大距离。”王仲颖说，依据CREO2017研究，我国能源系统存在如下几方面亟待解决的问题及挑战。
其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。
“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。
化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。
其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。
“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。
其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。
王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。
其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。
王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。
既定战略必须更加坚定地深入实施
“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。
记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?
王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局;“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践;我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。
记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?
王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。
记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?
王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。
记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?
王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。
记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?
王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。
要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码
“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。
记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?
王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。
记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?
王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。
记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?
王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。
记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?
王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。
记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?
王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。
从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源
CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动;二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。
记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?
王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。
2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。
由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。
两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤;既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。
记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?
王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。
记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?
王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。
记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?
王仲颖：总体上要注意四方面。
一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。
二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。
三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。
四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。
记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?
王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%;太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。
记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?
王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计;二是提高京津冀可再生能源发展的协同性;三是加大政策支持力度;四是创新市场化机制体制;五是加大宣传提高公众认识。
国家可再生能源中心2017～2020年行动建议
依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：
可再生能源和非化石能源目标
“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦;生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。
2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。
加大削减煤炭力度
即刻停止批准新建燃煤电厂;努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右;加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度;地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。
加快电力行业改革
开展批发市场试点和区域协调市场试点;市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒;预防双边交易合同锁定高碳型电力生产;制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。
实施碳排放权交易制度
加强中国碳市场活力;制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。
深化经济激励机制改革
提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求;实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度;更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。
