李俊峰：构建新型电力系统更需要法律制度的保驾护航

　　“对于这个新时代，有些人称之为第四次工业革命，也有人称之为人类从工业文明走向可持续发展的新时代，亦或是走向生态文明的新时代。其实称谓无关紧要，重要的是大家都在做同一件事情。当前，一场以碳中和为目标的竞赛大幕已经拉开，这场竞赛将推动全球范围内的绿色低碳转型和可持续发展。”

　　日前，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任、“扎耶德未来能源终身成就奖”获得者李俊峰在接受编辑部专访时，就我国经济发展与碳减排的内在逻辑、化石能源的退出路径，以及新型电力系统建设所需的制度安排进行深度阐释，同时他还表示：

　　“面对时代变革，我们不应以现在的思维去框定未来的发展，也不要把明天的问题放到今天来解决。碳中和实则是一场创新的竞赛，所有问题都需要通过创新来解决。在构建新型电力系统和实现‘双碳’目标的过程中，重要的是如何做好各类新型风险的防范，以适时出台的法律框架和制度安排，一步一个脚印地去摸索和实践。”

　　Q1：在“双碳”目标背景下，部分地区和企业纷纷出台了“减碳”措施和方案，但是也有部分地区出现了“运动式”减碳的苗头。在您看来，“十四五”“十五五”以及未来更长一段时间内，我国应该以何种碳减排的节奏，把握好经济社会发展与碳减排工作的节奏？

　　李俊峰：当前，中央经济工作会议、中央财经领导小组会议已经对做好碳达峰、碳中和工作提出了明确的要求，关键在于如何落实。

　　在中央提出“双碳”目标之后，直到目前，虽然不少地方和企业在空喊口号，形成了“运动式”减碳的苗头，但是，畏难情绪仍占主导地位，有不少地方和企业存在着疑虑和想法。其中一个观点是认为，大多数发达国家，尤其是欧盟国家，大都在上世纪70年代前后就已陆续实现碳排放达峰，这些国家经历的是一个自然的后知后觉过程，而我国的碳达峰、碳中和目标，则是人为决定的时间表，更像是一场与时间的赛跑，还要付出艰苦的努力。因此做好碳达峰、碳中和工作，不仅要避免喊口号、搞运动，更要消除畏难情绪，通过制度保障处理好发展与减排的关系。

　　事实上，从“十五”到“十三五”时期，由于采取了“能源双控”制度，我国的能源消费增量呈现逐年递减的态势，平均每5年下降1.7亿吨标煤。在2013年，我国的经济增长已经与煤炭实现脱钩，能源消费和碳排放出现拐点。但是在“十三五”后期，特别是2017-2019年，为了稳增长，各地加大投资力度，扩大基础设施建设，使我国二氧化碳排放总量出现了强力反弹。在这种情况下，有相当一部分人认为，我国实现碳中和难度太大，甚至会影响经济发展。也有一些地方和企业出现了先“摸高达峰”，增加了“稳中有降”的难度。

　　特别是在新冠肺炎疫情爆发后，一部分地区为了刺激经济复苏，安排了一大批煤电和重化工项目，“十四五”期间，这批项目还会积极落实，这将会导致在一些地区，使国家达峰行动计划成为突击“摸高”的新竞赛。初步估计，这些项目一旦投产，新增化石能源消费量将超过12亿吨标煤，二氧化碳排放增量超过20亿吨，给能源消费总量和二氧化碳排放总量都带来一个前所未有的反弹，二氧化碳排放总量也许会突破120亿吨。

　　因此，“十四五”期间，能源消费的增量可不可以沿着“十一五”以来形成的下降轨迹继续下降，将成为关系到能源转型和能源电力高质量发展的关键指标。如果今后十年新增能源需求主要以非化石能源来满足，到2030年，非化石的占比可以提高到30%以上，化石能源消费可以减少5亿吨标煤，二氧化碳排放量可以控制在100亿吨以下。反之，如果任由“十三五”后期的现象继续蔓延，2025年能源消费量就会突破60亿吨标煤，二氧化碳排放量有可能突破120亿吨，不仅我国的国家形象受到损害，也无法实现真正的高质量增长。

　　因此，我国必须采取有力措施，防止达峰行动成为排放水平的“摸高”和冲刺，尤其是要防止一些本来已经达峰或接近达峰的省份，二氧化碳排放量有较大幅度的反弹。建议总结北京达峰后实现稳中有降的经验，同时也要总结浙江、广东本来已经达峰，又出现强力反弹的经验和教训，提出精准的“双控”要求，在坚持能源消费“双控”的前提下，对能效高、可再生能源比例高的地区设计具有灵活性的政策。我们不仅要努力实现尽早达峰，还要努力实现低排放发展前提下的达峰，为2035年实现碳排放稳中有降和2060年前碳中和奠定坚实基础。

　　Q2：随着我国“双碳”目标的提出，煤电加速退出的形势逐渐明朗，但是业内对于未来我国电力系统中是否保留火电、保留多少火电、是否大力发展燃机等问题仍没有确切的共识，以目前煤电仍作为重要经济发展依托的现状来看，未来化石燃料机组的科学退出路径应该如何规划，才能有效摆脱我国高碳能源的路径依赖？

　　李俊峰：截至2020年底，全国大约有12亿千瓦的煤电装机，其中60%的煤电建成于2010年前。按照煤电机组平均40年的服役年限，到2050年将基本到达服役期。因此，煤电的退出路径是比较清晰的——是一个循序渐进的自然淘汰过程。简而言之，对于煤电今后的发展，要先“缓下来”，再“停下来”，最后“减下来”。其中，不论是缓下来、停下来，还是减下来，都指的是燃煤发电量，而非装机容量。

　　“缓下来”就是燃煤发电量从“十一五”到“十四五”期间，增量的逐年递减，实现“十五五”期间燃煤发电量增量的零增长，即“增容不增量”；2030年以后燃煤发电量总量开始逐步下降，届时煤电发电量占比将从63%降至50%以下。这样做，并不意味着一批煤电机组将面临淘汰，而是逐步降低煤电的利用小时数，从发电的主力逐步向非化石能源发电支撑和备用过渡。到2060年碳中和的时候，大体上保留约20%-30%的化石能源发电量占比，确保电力运行的安全。若以10万亿千瓦时的发电量为例计算，火电发电量仍需2-3万亿千瓦时，即，燃煤发电的年平均利用小时数从现在的4500小时，下降到2000小时左右即可。同时，一定要避免“十一五”期间小火电关停“一炸了之”的错误做法。这些火力发电能力的存在，也是电力供应安全的必要存在。

　　值得注意的是，目前我们还无法就具体的能源资源类型和发电技术占比作出准确判断。比如到2060年时化石能源发电量预估占比20%的预测，并不是技术层面的需求，而是从当前CCS和碳汇技术能够提供的支撑推导计算出的，其中存在很多的不确定性。

　　事实上，发电类型选择的前提是全寿命周期经济性的比选。目前来看，相较于煤电，在全球范围内天然气的接受程度更高，特别是考虑了CCS之后。英国目前煤电占比不足3%；美国从2005年煤电占比的50%降到了现在的25%，到2035年基本淘汰煤电；德国则明确，到2038年淘汰煤电。但是，这些国家淘汰煤电，其电力供应的安全是由天然气发电来保障的，因此不同国家，减碳的举措都是根据不同种类电源碳减排的经济的考量。

　　对于我国而言，不仅拥有当前强大的电力系统基础建设做支撑，还手握领先于世界的低碳发电技术，同时，碳中和的时间节点较发达国家稍晚。因此，我们还有充足的时间可以学习和借鉴西方的经验。更为重要的是，在制度优势和政策引领下，我国拥有更快达成碳中和目标的潜力。

　　我们不要以现在的思维去框定未来的发展，也不要把明天的问题放到今天来解决，最重要的是尽快统一思想认识。在漫长的历史进程中，非化石能源面临着蓬勃发展的机遇，化石能源也承担着支撑能源安全的使命，需要有序退出的政策安排和技术设计；同时，化石能源在支持非化石能源发展时要有扶上马再送一程的心态，共同解决发展面临的问题，而不是各说各话。这需要各方各面的共同努力，才能使“双碳”工作行稳致远。

　　Q3：2020年12月的气候雄心峰会上，巴基斯坦总理承诺不再支持新建煤电项目。包括智利、哥斯达黎加、新西兰等在内的“一带一路”沿线国家和地区，也相继作出了碳中和承诺。同时，在今年的G7峰会上，西方针对我国“一带一路”上布局的煤电项目也多有反对的呼声。在您看来，对于未来海外煤电项目的投资建设，应如何预防和把控相关风险？

　　李俊峰：2013年刚提出“一带一路”时，有关部门一直强调“产能置换”的概念，在这点上我是持反对意见的。过去我们习惯性地把煤电装备的产能称为“富余产能”，现在又改叫“优势产能”。但是，过去我们的煤电装备的产能超过1亿千瓦，没有任何地方可以消化这些产能。产能过剩就是过剩，淘汰是唯一的出路。

　　今年3月15日中央财经委员会第9次会议上，习近平总书记已经明确提出，国内要严控煤电发展，推动煤炭尽早达峰，并向国际承诺建设绿色“一带一路”。4月22日，我国又作出重要承诺—— “十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少煤炭消费。7月的G7领袖峰会上，7国领袖一致同意，今后政府资金不再支持煤电建设。

　　从金融领域来看，金融信号的体现则更加直观——2015年，欧盟的金融行业已经将煤电列为高风险投资行列，现在世行、亚行、亚投行都不明确不再支持煤电建设，而国内各家银行在没有中信保等保险公司担保的前提下，也不再为海外煤电项目提供贷款服务。

　　目前“一带一路”海外煤电的投资建设风险很高，主要体现在三个方面。一是区域经济不稳定，不适合大规模的投资建设；二是“一带一路”沿线国家、地区经济发展较缓，用电负荷不足，市场潜力较小；三是国际上淘汰煤电的呼声极盛，投资煤电存在极大的政治风险，荷兰海牙地方法院强制壳牌石油2030年减排45%的判决就是一个值得关注的警示。

　　所以对于目前国内政策和国际形势下的“一带一路”海外煤电项目，对于资金已经落实，或者资金来源相对稳定的项目可以继续开展建设工作，但不要再抱着盈利的目的去做投资。毕竟，政治、经济、社会环境都已经今非昔比。

　　Q4：目前，业内对于新型电力系统的建设路径探讨热度不减，观点百花齐放。其中既有技术层面的讨论，也不乏对于体制机制变革的争鸣。您是如何看待低碳转型赋予行业的积极变化？

　　李俊峰：就目前的技术发展阶段而言，我们定义未来的新型电力系统形态还为时过早。新型电力系统的建设是一个长期、循序渐进的过程，期间也许会出现颠覆性的技术，帮我们尽早实现电力系统的净零排放。但与系统构建路径相较，更值得业内关注的是系统建设过程中同步出现的“新型”风险。

　　目前，我国非化石能源发电量占比大约为35%左右，只有当其提高到70%甚至80%以上时，才可以称之以新能源为主体的新型电力系统。在国际能源署和国际可再生能源署的碳中和的方案，可再生能源发电量占比数字都要求达到90%及以上。而当未来新能源占比提高后，极端天气情况下电力供应的安全问题也会凸显，仍需要一定量的化石能源发电为系统做支撑。

　　目前，业内对于“新型”风险的防范也多有讨论。在新型的电力系统中，除了非化石能源发电占比较高之外，还有就是电气化程度也很高。传统的能源系统用战略储备、商业储备和技术储备联合运作，确保能源安全，比如OECD国家要求石油储备不少于6个月，天然气储备不少于90天。当电力作为主要的终端用能方式时，如何储备，以防万一？

　　一种思路是大规模的储能，这些需要技术上创新才能实现；另一种思路，则是从消费侧入手，一方面把电力用户按重要性分级，在电力供应紧张的极端情况下，仅保证诸如医疗、居民、商业、办公等较高优先级用户的正常用电；另一方面，则是安排钢铁、水泥等生产厂商错峰生产，以产量储备对冲可能出现的能源电力需求与供需错位的风险。当然，这些需要机制上创新才能实现。

　　因此不难看出，新型电力系统是一个涉及经济社会方方面面的系统性变革，在这个变化过程中存在很多种选择，也可能发生某些新技术的突破，这需要一步一个脚印的研发实践，一个百分点、一个百分点的经济性提升，同样，这也需要系统形态的变革和人们生产生活方式的转变。因此，没有技术和机制的创新，新型电力系统就是空中楼阁，风险极大。

　　对我国来说，由于幅员辽阔和能源分布的不均，新型电力系统的构建，既涉及配网改革的问题，也面临远距离输电的安全与经济性问题。其中，配网建设的力度，以及如何统筹好集中式与分布式并举发展，将是实现能源电力系统低碳转型的重要变量。

　　以往，我国的电源点大多是一个个独立的燃煤电厂，所以配网的概念比较清晰，一般指从电厂或骨干电网接收电能，通过调压逐级分配给各级用户的电力网。而当新能源发电占比提高后，尤其是大量的分布式发电系统接入电网之后，源与荷的边界将越来越模糊，传统的骨干电网和配电网的概念也将随之重构。

　　比如，在没有特高压输电前，500kV电网就是骨干电网，随着输电技术水平的提高，现在500kV电网也成了配电网；再比如河北、河南和山东等各区域间的网间互济，也可以看成是一个广义的配电网的概念。所以在新型电力系统下，传统的概念会被彻底打破，如何划分所谓的骨干电网和配电网已经不再重要，核心在于如何解决好网、源、荷、储的协调互动问题。

　　但是，任何新业态、新模式的萌发，都是基于充分竞争的市场和有利于激发市场活力的体制机制。从目前来看，全国范围内电力体制改革进程推动的并不顺利，比如很多增量配电网项目已经基本处于搁置状态，电力市场化改革的成本也更多地分摊到了发电侧。当初“放开两头、管住中间”的既定方针到现在都没有得到实现，电力体制改革的道路任重道远。

　　当前我国的电力供应充足，发电成本也比较合理，电价相对较高的部分也仅仅是政策问题，这些都是相对容易调整的部分。同时，相比西方的老旧电网，我国的输电系统85%建成于2000年以后，系统可靠性相对更高。唯一的问题就是生产的电能并不清洁、低碳，存在较为严重的环境负面性。

　　在“双碳”目标背景下，体制机制和系统设计，以及技术研发，都应充分考虑到时代的变化，不要仅停留在过去，而是着眼未来。这不仅需要我们重新认识电改的目的，也需要从根本上制定一套以非化石能源取代化石能源的法律框架。

　　因此，新一轮电改目标，需要调整为如何促进电力系统清洁化、低碳化发展。未来，要进一步推动《电力法》的修订，要在符合碳达峰、碳中和的新形势下，以法律效力支撑新能源为主体的新型电力系统的建设，为其发展壮大保驾护航。《能源法》的制定要在碳达峰、碳中和的大前提下，为构建清洁低碳安全高效的能源体系奠定法律基础。

　　总之，碳达峰和碳中和既需要技术的创新，也需要体制机制的创新，电力法的修改和能源法的制定，要体现这种思想。