能源產(chǎn)業(yè)變革專題研究報告：能源革命與產(chǎn)業(yè)變遷

能源產(chǎn)業(yè)變革專題研究報告：能源革命與產(chǎn)業(yè)變遷一、全球能源革命：四次重大轉(zhuǎn)型歷史回顧當下全球一次能源消費結構：煤炭、石油、天然氣三大化石能源消費為主。2020

年，根

據(jù)

BP能源統(tǒng)計，全球一次能源消費中，煤炭占比

27.2%、石油占比

31.2%、天然氣占比

24.7%、核能占比

4.3%、水電占比

6.9%、可再生能源（包括生物燃料、風電與光伏）占

比

5.7%。

風電與光伏的消費占比接近

5%。根據(jù)

BP能源統(tǒng)計中可再生能源的發(fā)電情況，2020

年，

風電與光伏的發(fā)電占可再生能源發(fā)電之比為

77.7%。則，風電與光伏占全球一次能源消

費總量之比大概是

4.4%。全球能源轉(zhuǎn)型歷史回顧：有四次大規(guī)模的能源轉(zhuǎn)型。（加拿大科學家瓦科拉夫·斯米爾認

為，開始轉(zhuǎn)型的標志是其消費占比達到

5%，完成轉(zhuǎn)型的標志是其成為第一大消費的能

源1）。第一次，煤炭代替?zhèn)鹘y(tǒng)的生物燃料（木炭）。典型國家是英國，最早可追溯到

1560

年之

前，當時煤炭就已在英國能源消費總量中達到

5%。到

1619

年，英國基本完成第一次能

源轉(zhuǎn)型。彼時，煤炭消費占其一次能源消費之比高達

49.1%。荷蘭、美國、德國完成第

一次能源轉(zhuǎn)型的時間點分別在

1865

年、1885

年、1853

年。就全球情況看，1840

年左右，以煤炭為主的礦物能源開始占全球能源消費總量的

5%，全球能源轉(zhuǎn)型至此開啟。70

年

之后，也即到

1910

年左右，全球向煤炭時代的過渡才告完成。第三次，天然氣代替石油/煤炭。典型國家是荷蘭。1971

年率先完成第三次能源轉(zhuǎn)型。彼

時天然氣消費占其能源消費的

51.3%。全球能源消費向天然氣轉(zhuǎn)型始于

1930

年左右。第四次，朝向可再生能源的轉(zhuǎn)型。典型國家是德國。2000

年通過《可再生能源法》，建

立系統(tǒng)的光伏和風電上網(wǎng)支持政策。2010

年制定國家可再生能源行動計劃，目標到

2020

年年底可再生能源消費量占德國能源消費總量

18%。二、全球能源革命與產(chǎn)業(yè)變遷：案例分析（一）第一次能源轉(zhuǎn)型代表：英國能源轉(zhuǎn)型（從木炭→煤炭，轉(zhuǎn)型時間是

1560

年之前→1619

年）

轉(zhuǎn)型背景：英國的城市化而非工業(yè)化首先激發(fā)了煤炭革命，煤炭的廣泛應用首先是作為

燃料直接燃燒為家庭供熱取暖。

原因包括：1）煤炭資源豐富，尤其在

16

世紀前半葉，煤炭價格不斷下跌，成了窮人家

庭的流行選擇。2）木材的價格不斷上漲，促使消費者產(chǎn)生了采用其他類廉價燃料的動機。

3）在

16

到

18

世紀，英國國際貿(mào)易日益興旺，倫敦城的城市規(guī)模在這一時期不斷擴大，

城市取暖需求增加。

煤炭革命與英國的工業(yè)化進程相輔相成：產(chǎn)業(yè)層面，煤炭先是用在需要低熱供應的生產(chǎn)

行業(yè)（打鐵、釀酒、染色，以及鹽、石灰和肥皂的生產(chǎn)），繼而是玻璃。隨后，得益于

蒸汽機的發(fā)明、城鎮(zhèn)照明燃氣（煤氣）的生產(chǎn)、焦炭的使用，煤炭不斷獲得新的應用市

場。（二）第二次能源轉(zhuǎn)型代表：美國能源轉(zhuǎn)型（從煤炭→油氣；根據(jù)石油消費占比，轉(zhuǎn)型時間是

1910

年前→1950

年）

轉(zhuǎn)型的背景：供給側，大型油氣資源被發(fā)現(xiàn)與開采，天然氣長距離輸送技術得到完善：

1）油：1860年開始，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)大型油田。1860

年時，美國石油產(chǎn)量占世界總產(chǎn)量的

98.4%。

1900

年，美國有

7

座大型油田，到了

1925

年，大型油田數(shù)量增至

75

座，1950

年則達到

220

座2。石油開采不受資源不足的限制。

2）氣：1916

年至

1922

年美國發(fā)現(xiàn)了兩座大型氣田，給美國的天然氣產(chǎn)業(yè)帶來了質(zhì)的飛

躍。據(jù)統(tǒng)計，1921

年美國的天然氣產(chǎn)量已達

184

億立方米，1925

年則為

342

億立方米，

1930

年達到了

540

億立方米。

3）管道建設：20

世紀

20

年代，美國天然氣長距離輸送技術逐步完善，1925

年，美國建

成了第一條長達

1000

千米的跨州輸氣管道。（三）第三次能源轉(zhuǎn)型代表：荷蘭能源轉(zhuǎn)型（從煤炭/石油到天然氣/石油，轉(zhuǎn)型時間是

1963

年前→1970

年代）

轉(zhuǎn)型背景：主要是供給側的原因：1）大型氣田資源的發(fā)現(xiàn)。1959

年，荷蘭在斯洛赫特

倫附近發(fā)現(xiàn)巨大格羅寧根氣田。該氣田徹底改變了荷蘭的能源供求情況。它能夠給所有

工業(yè)、家庭提供能源。2）出售天然氣盈利豐厚，彼時，核能被認為會很快占據(jù)主導地位，

因而應當盡快生產(chǎn)和銷售天然氣。

轉(zhuǎn)型過程：不再開采煤礦：1965

年

12

月，荷蘭政府決定在

10

年內(nèi)全部淘汰林堡省內(nèi)的

煤礦開采業(yè)務，關停這些煤礦讓荷蘭人口最稠密地區(qū)的

20

萬人失去了工作基礎，影響了

大約

45000

個采礦工作和

30000

個直接相關的工作6。（荷蘭的煤炭主要在南部，關閉煤

礦涉及到荷蘭南部

30%就業(yè)和

45%的收入）

1958

年，天然氣占荷蘭一次能源供應的

1%，1965

年，占

5%，到

1971

年，上升至

30%，

1975

年，到

46%。在同一時間段，煤炭的占比從

26%下降到了

2.5%。（剩余的小部分

用作冶煉焦炭）。（四）第四次能源轉(zhuǎn)型代表：德國能源轉(zhuǎn)型（2000

年開始，從化石能源、核能向可再生能源轉(zhuǎn)型）

1、德國可再生能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展概況

在德國政府

20

多年持續(xù)的政策支持下，德國可再生能源消費量在能源消費總量的占比從

2000

年的

2.6%增至

2005

年的

5.5%，進入能源轉(zhuǎn)型的“理論啟動點”（5%）。2013

年，

可再生能源占比達

11.4%，2018

年這一占比又提升到

16.6%。

電力領域是德國推動能源轉(zhuǎn)型的關鍵。2020

年，可再生能源發(fā)電量占德國電力市場的近

50％，是十年前的近

3

倍。其中，風力發(fā)電做出了最大貢獻，占比

27.4％；光伏發(fā)電占

比

9.7％；其余的

12.2％則由生物質(zhì)能，水力發(fā)電和其他可再生能源構成。2、德國能源轉(zhuǎn)型的背景1）政策端：主動扶持可再生能源的發(fā)展德國可再生能源的發(fā)展主要是政府扶持的結果，而不是市場機制的推動7。2000

年，德國

頒布《可再生能源法》，為可再生能源發(fā)展打下法律基礎。此后，德國制定完善了一系

列促進可再生能源發(fā)展和利用的聯(lián)邦法規(guī)，如可再生能源發(fā)電可以享受長期的固定補貼，

降低可再生能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營風險。近十年來，德國政府開始調(diào)整政策思路，逐步調(diào)

減補貼，推動可再生能源市場化發(fā)展。但政策大的方向沒有改變，推進可再生能源使用

仍是其能源轉(zhuǎn)型的核心內(nèi)容。2）供給端：主要化石能源進口依存度居高不下，發(fā)展核能有輿論壓力德國在能源方面最大的特點是“富煤缺油缺氣”，因此石油和天然氣長期依賴進口。20

世

紀

90

年代以來，德國石油和天然氣對外依存度長期居高不下。1990-2013

年，德國石油

進口依存度在

95%-100%區(qū)間波動，同期天然氣進口依存度也維持在

75%以上的高位且

增加趨勢更為明顯。

出于能源安全考量，德國在

20

世紀

90

年代提出向核能和可再生能源轉(zhuǎn)型。但核能發(fā)展

長期受民眾反對，核電政策搖擺不定。2011

年福島核事故后，德政府宣布放棄核電，能

源供應壓力的加劇更加突出了可再生能源的重要地位。3、德國能源轉(zhuǎn)型過程中產(chǎn)生的問題德國采取的可再生能源固定電價補貼機制，造成了批發(fā)市場的低電價和零售市場的高電

價。政策規(guī)定，電網(wǎng)運營商必須優(yōu)先并以較高的指定價格收購利用可再生能源所發(fā)綠色

電力，多出的成本通過可再生能源附加費計算到零售電價中，從而轉(zhuǎn)嫁到消費者頭上。

對于傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)，由于風電和太陽能發(fā)電企業(yè)不斷涌入市場，導致電力供過于求，上

網(wǎng)電價下跌，傳統(tǒng)電力公司的利潤下跌；對于高耗能行業(yè)，部分企業(yè)（主要是中小企業(yè)）

未獲得可再生能源附加費“豁免權”，因為要承擔較高的用電成本，企業(yè)競爭力被削弱；

對于居民部門，其承擔了電價上漲的主要部分，2020

年居民用電價格比工業(yè)用電價格高

出

75%左右。1）對傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)的影響德國能源轉(zhuǎn)型對傳統(tǒng)電力企業(yè)的沖擊，主要體現(xiàn)在電價和發(fā)電量的下滑。

首先是批發(fā)市場電價的持續(xù)走低?？稍偕茉窗l(fā)電量大量涌入電網(wǎng)，使得批發(fā)市場電價

已從

2008

年以來的高點

80

歐元/兆瓦時降至

2015

年的低點

32

歐元/兆瓦時左右。德國傳

統(tǒng)電力供應企業(yè)的售電價格有時候會低于其發(fā)電成本。2）對高耗能企業(yè)（尤其是中小企業(yè)）造成沖擊工業(yè)部門中承擔高電價的主要是高耗能部門的中小企業(yè)。根據(jù)德國弗勞恩霍夫協(xié)會

（FraunhoferISI）的測算，高耗能行業(yè)（化學品、造紙、鋼鐵、鋁、銅和紡織品）中，

享有可再生能源附加費“豁免權”的大企業(yè)用電價約為

5

歐分/千瓦時，而沒有“豁免權”的

中小企業(yè)的電價達到了

14

歐分/千瓦時以上。中小企業(yè)的成本又難以通過產(chǎn)品價格轉(zhuǎn)嫁

到消費者身上，而是直接表現(xiàn)為利潤的下降。3）加劇了居民部門的負擔德國能源轉(zhuǎn)型的高電價主要由居民部門承擔。德國居民電價過去

21

年漲了

78%，2019

年德國居民電價

30.22

歐分/千瓦時，位居歐洲第二，同年工業(yè)部門用電價為

17.75

歐分/

千瓦時。這樣的漲幅使

690

萬德國家庭面臨電貧困的威脅，即電費支出超過家庭收入的

1/109。

電價中可再生能源附加費增長過快是電價飆升的主要原因。2012-2014

年，該費用從

3.6

歐分/千瓦時增至

6.24

歐分/千瓦時，不到

3

年時間就增長了

73%。目前可再生能源附加

費為

6.41

歐分/千瓦時，占居民電價的

21%。4、政府或企業(yè)給出的應對措施1）傳統(tǒng)電力企業(yè)積極應對能源轉(zhuǎn)型以意昂集團、萊茵集團、EnBW為代表的傳統(tǒng)能源企業(yè)給出的應對措施包括：ii）

企業(yè)間資產(chǎn)互換重組：2018

年

3

月，萊茵集團接手意昂集團的可再生能源，取得約

8GW的可再生能源發(fā)電容量，意昂集團則接管萊茵集團旗下的配電網(wǎng)和售電業(yè)務。重組

后，意昂集團專注于配售電等業(yè)務，而萊茵集團將成為德國綠色電力的最大供應商。iii）布局可再生能源領域：2021

年

5

月，德國四大傳統(tǒng)能源巨頭的之一的

EnBW與英國

石油天然氣巨頭

BP合伙投資

116.5

億歐元建設海上新能源風力發(fā)電項目，預計發(fā)電能力

為

290

萬千瓦。此前兩家公司還在英國聯(lián)合開展兩個海上風電項目，總潛在發(fā)電能力為3GW，可以為

340

多萬英國家庭提供清潔電力。2）政府針對電價上漲的政策調(diào)整針對電價上漲過快對居民和企業(yè)部門造成的影響，德國政府主要采取以下能源政策調(diào)整

措施：

i）逐步降低可再生能源補貼

一是以市場溢價逐步取代固定電價補貼。新能源上網(wǎng)電價水平為“溢價補貼+電力市場價

格”（注：是在電力市場價格的基礎上給予可再生能源相應的電價補貼，市場溢價補貼水

平固定不變）。2014

年，德國規(guī)定對

500kW以上新建設備采用溢價補貼機制，2016

年，

這一標準進一步降低至

100kW。

二是引入可再生能源發(fā)電項目競爭性招標制度，即通過招標方式確定可再生能源的補貼

額度。2014

年，招標機制僅針對部分地面光伏發(fā)電試點項目。2017

年開始，德國全面引

入可再生能源發(fā)電招標制度。

ii）抑制可再生能源附加費過快增長

針對可再生能源附加費增速過快的問題，《可再生能源法》（2016

版）在提出要限制陸

上風電擴建速度，規(guī)定可再生能源如風能、太陽能年度裝機上限，以抑制可再生能源附

加費過快上漲。三、中國能源革命：政策目標及產(chǎn)業(yè)變遷愿景（一）頂層設計：目標與過程綱領性文件：三個。1）2021

年

3

月，《十四五規(guī)劃和

2035

年遠景目標綱要》（簡稱“十

四五”）。2）2021

年

10

月

24

日，中共中央、國務院《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理

念做好碳達峰碳中和工作的意見》（簡稱“意見”）。3）2021

年

10

月

26

日，國務院《《2030

年前碳達峰行動方案》（簡稱“方案”）。目標規(guī)劃：1）到

2025

年，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比

2020

年下降

18%。2）到

2030

年，二氧化碳排放量達到峰值并實現(xiàn)穩(wěn)中有降，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比

2005

年下降

65%以上。3）到

2060

年，碳中和目標順利實現(xiàn)。

實施過程：宏觀層面是雙管齊下。一是能耗雙控。尤其是控能耗強度。要求到

2025

年，

單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗比

2020

年下降

13.5%。二是提高非化石能源占比。要求到

2025年、2030

年、2060

年非化石能源占比分別提高到

20%、25%、80%。產(chǎn)業(yè)層面包括多項內(nèi)容：1）能源：能源綠色低碳轉(zhuǎn)型行動。推進煤炭消費替代和轉(zhuǎn)型升

級，大力發(fā)展新能源。2）工業(yè)：工業(yè)領域碳達峰行動。實現(xiàn)鋼鐵、有色金屬、建材、石

化化工等行業(yè)碳達峰。3）交通：加快推進低碳交通運輸體系建設，推廣節(jié)能低碳型交通

工具。4）建筑：城鄉(xiāng)建設碳達峰行動。加快優(yōu)化建筑用能結構，推進農(nóng)村建設和用能低

碳轉(zhuǎn)型。（二）產(chǎn)業(yè)層面：四大領域，20

多個細分行業(yè)的遠景指引1、能源：綠色低碳轉(zhuǎn)型1）煤炭：“十四五”時期嚴格合理控制煤炭消費增長，“十五五”時期逐步減少。推動煤炭

生產(chǎn)向資源富集地區(qū)集中。推動重點用煤行業(yè)減煤限煤。2）油氣，保持石油消費處于合理區(qū)間，逐步調(diào)整汽油消費規(guī)模。有序引導天然氣消費。

加快推進頁巖氣、煤層氣、致密油（氣）等非常規(guī)油氣資源規(guī)?；_發(fā)。3）煤電（火電）：合理控制煤電建設規(guī)模和發(fā)展節(jié)奏。嚴格控制新增煤電項目，新建機

組煤耗標準達到國際先進水平，有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，加快現(xiàn)役機組節(jié)能升級和靈活

性改造。對供電煤耗在

300

克標準煤/千瓦時以上的煤電機組，“十四五”期間改造規(guī)模不

低于

3.5

億千瓦。存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成

2

億千瓦，增加

系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力

3000-4000

萬千瓦，促進清潔能源消納。4）水電（含抽水蓄能）：十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量

4000

萬千瓦左

右，西南地區(qū)以水電為主的可再生能源體系基本建立。到

2025

年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模

6200

萬千瓦以上（截至目前，中國已投產(chǎn)抽水蓄能電站總規(guī)模

3249

萬千瓦，在建規(guī)模

5393

萬千瓦）。到

2030

年，抽水蓄能電站裝機容量達到

1.2

億千瓦左右。5）核電：合理確定核電站布局和開發(fā)時序，在確保安全的前提下有序發(fā)展核電。至

2025

年，我國核電運行裝機容量達到

7000

萬千瓦（目前我國商運核電機組

49

臺，總裝機容

量

5102.7

萬千瓦）。到

2030

年，核電在運裝機容量達到

1.2

億千瓦，核電發(fā)電量約占全

國發(fā)電量的

8%。6）風電、光伏：到

2030

年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到

12

億千瓦以上。加快發(fā)

展東中部分布式能源，有序發(fā)展海上風電。7）電力系統(tǒng)：深化電力體制改革，加快構建全國統(tǒng)一電力市場體系。到

2025

年，新型

儲能裝機容量達到

3000

萬千瓦以上。省級電網(wǎng)基本具備

5%以上的尖峰負荷響應能力。

嚴控跨區(qū)外送可再生能源電力配套煤電規(guī)模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低

于

50%。8）氫能：到

2025

年，中國加氫站的建設目標為至少

1000

座，氫燃料成本下滑至

40

元

/kg；到

2035

年加氫站的建設至少

5000

座，氫燃料成本下滑至

25

元/kg。2、工業(yè)：節(jié)能增效與碳達峰1）節(jié)能：推進重點用能設備節(jié)能增效。以電機、風機、泵、壓縮機、變壓器、換熱器、

工業(yè)鍋爐等設備為重點，全面提升能效標準。建立以能效為導向的激勵約束機制，推廣

先進高效產(chǎn)品設備，加快淘汰落后低效設備。推動重點領域節(jié)能降碳，到

2025

年，通過

實施節(jié)能降碳行動，鋼鐵、電解鋁、水泥、平板玻璃、煉油、乙烯、合成氨、電石等重

點行業(yè)和數(shù)據(jù)中心達到標桿水平的產(chǎn)能比例超過

30%。2）堅決遏制“兩高”項目盲目發(fā)展：嚴格“兩高”項目環(huán)評審批，石化、現(xiàn)代煤化工項目應

納入國家產(chǎn)業(yè)規(guī)劃。新建、擴建石化、化工、焦化、有色金屬冶煉、平板玻璃項目應布

設在依法合規(guī)設立并經(jīng)規(guī)劃環(huán)評的產(chǎn)業(yè)園區(qū)。對能效水平低于本行業(yè)能耗限額準入值的，

按有關規(guī)定停工整改，推動能效水平應提盡提，力爭全面達到國內(nèi)乃至國際先進水平。

對能耗量較大的新興產(chǎn)業(yè)，支持引導企業(yè)應用綠色低碳技術，提高能效水平。3）鋼鐵：推動鋼鐵行業(yè)碳達峰。2025

年前，鋼鐵行業(yè)實現(xiàn)碳排放達峰；2030

年，鋼鐵

行業(yè)碳排放量較峰值降低

30%，預計將實現(xiàn)碳減排量

4.2

億噸。推進鋼鐵企業(yè)跨地區(qū)、

跨所有制兼并重組，提高行業(yè)集中度。嚴格執(zhí)行產(chǎn)能置換，嚴禁新增產(chǎn)能，推進存量優(yōu)

化，淘汰落后產(chǎn)能。大力推進非高爐煉鐵技術示范，提升廢鋼資源回收利用水平，推行

全廢鋼電爐工藝。4）有色：推動有色金屬行業(yè)碳達峰。鞏固化解電解鋁過剩產(chǎn)能成果，嚴格執(zhí)行產(chǎn)能置換，

嚴控新增產(chǎn)能。加快再生有色金屬產(chǎn)業(yè)發(fā)展，到

2025

年，再生有色金屬產(chǎn)量達到

2000

萬

噸，其中再生銅、再生鋁和再生鉛產(chǎn)量分別達到

400

萬噸、1150

萬噸、290

萬噸，資

源循環(huán)利用產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值達到

5

萬億元。

5）建材：推動建材行業(yè)碳達峰。嚴禁新增水泥熟料、平板玻璃產(chǎn)能，引導建材行業(yè)向輕

型化、集約化、制品化轉(zhuǎn)型。加快推進綠色建材產(chǎn)品認證和應用推廣，加強新型膠凝材

料、低碳混凝土、木竹建材等低碳建材產(chǎn)品研發(fā)應用。

6）石化：推動石化化工行業(yè)碳達峰。嚴控新增煉油和傳統(tǒng)煤化工生產(chǎn)能力，穩(wěn)妥有序發(fā)

展現(xiàn)代煤化工。調(diào)整原料結構，控制新增原料用煤，拓展富氫原料進口來源，推動石化

化工原料輕質(zhì)化。到

2025

年，國內(nèi)原油一次加工能力控制在

10

億噸以內(nèi)，主要產(chǎn)品產(chǎn)

能利用率提升至

80%以上。3、交通：綠色低碳行動1）推動運輸工具裝備低碳轉(zhuǎn)型。大力推廣新能源汽車，逐步降低傳統(tǒng)燃油汽車在新車產(chǎn)

銷和汽車保有量中的占比，到

2025

年，純電動乘用車新車平均電耗降至

12.0

千瓦時/百

公里，新能源汽車新車銷售量達到汽車新車銷售總量的

20%左右。到

2030

年，當年新增

新能源、清潔能源動力的交通工具比例達到

40%左右，營運交通工具單位換算周轉(zhuǎn)量碳

排放強度比2020年下降9.5%左右，國家鐵路單位換算周轉(zhuǎn)量綜合能耗比2020年下降10%。

陸路交通運輸石油消費力爭

2030

年前達到峰值。2）構建綠色高效交通運輸體系。“十四五”期間，集裝箱鐵水聯(lián)運量年均增長

15%以上。

到

2030

年，城區(qū)常住人口

100

萬以上的城市綠色出行比例不低于

70%。4、建筑：綠色低碳發(fā)展1）加快優(yōu)化建筑用能結構：推廣光伏發(fā)電與建筑一體化應用。到

2025

年，城鎮(zhèn)建筑可

再生能源替代率達到

8%，新建公共機構建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到

50%。

2025

年公共機構單位建筑面積能耗下降

5%、人均綜合能耗下降

6%，人均用水量下降

6%，

單位建筑面積二氧化碳排放下降

7%。2）加快提升建筑能效水平。提升城鎮(zhèn)建筑和基礎設施運行管理智能化水平，加快推廣供

熱計量收費和合同能源管理，逐步開展公共建筑能耗限額管理。到

2025

年，城鎮(zhèn)新建建

筑全面執(zhí)行綠色建筑標準。

3）推進農(nóng)村建設和用能低碳轉(zhuǎn)型。發(fā)展節(jié)能低碳農(nóng)業(yè)大棚。推廣節(jié)能環(huán)保灶具、電動農(nóng)

用車輛、節(jié)能環(huán)保農(nóng)機和漁船。加快生物質(zhì)能、太陽能等可再生能源在農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和農(nóng)村

生活中的應用。加強農(nóng)村電網(wǎng)建設，提升農(nóng)村用能電氣化水平。四、中國能源革命：應對挑戰(zhàn)，行穩(wěn)以致遠基本原則：能源轉(zhuǎn)型具有長期性復雜性，過于保守犧牲子孫后代的利益和過于激進犧牲

當代人的福祉都不是明智之舉。能源轉(zhuǎn)型過程中，應當把握如下基本原則——立足于中

國能源稟賦、立足于保障能源安全、立足于中國尚未完成城鎮(zhèn)化，實事求是，循序漸進。（一）著力解決新能源消納問題德國經(jīng)驗：德國可再生能源棄電產(chǎn)生的主要原因是能源消費中心和能源生產(chǎn)中心分布的

不一致性。在德國，風電主要分布在人煙相對稀少的北部和東部地區(qū)，而德國用能中心

則分布在人口較稠密的南部地區(qū)。根據(jù)據(jù)德國弗勞恩霍夫研究院的數(shù)據(jù)，德國部分地區(qū)

的棄風率達到

8%。

為解決該問題，德國推行電力市場自由的定價機制，努力提升電力市場運行效率；優(yōu)化

電網(wǎng)規(guī)劃、運行和建設，就地消納較難的地區(qū)，擴建長距離輸電線路；推動配電網(wǎng)的智

能優(yōu)化升級改造；減少電網(wǎng)運行的備用容量需求，挖掘和發(fā)揮系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)潛力。中國的情況與德國相似，電力負荷中心位于經(jīng)濟發(fā)達、人口稠密的東南沿海地區(qū)，而風

電主要分布在西北、華北地區(qū)。2020

年全國棄風電量

166.1

億千瓦時，風電利用率

96.5%，

同比提升

0.5

個百分點；棄光電量

52.6

億千瓦時，光伏發(fā)電利用率

98.0%，與去年基本

持平。（二）做好傳統(tǒng)能源的有序退出1、大幅提高煤電效率

能源轉(zhuǎn)型面臨的挑戰(zhàn)，第一要務是需要大幅提高煤電的效率。目前

100

萬千瓦及以上的

大功率煤電機組，國內(nèi)已經(jīng)可以做到供電煤耗量在

270

余克標準煤/千瓦時的水平，但中

小型機組還有很大的效率提升空間。我國

30

萬千瓦上下的中等機組大概有

4.5

億千瓦裝

機容量，還有大量

5

萬千瓦左右的小型電站和中石化、中石油等自備電廠。相比同等機

組

300

克標準煤/千瓦時左右的量，每度電能減少

30

克耗煤量。據(jù)工程院院士倪維斗測

算，如果每度電能降低幾十克的煤耗，國內(nèi)由此減少的二氧化碳排放量約為

10

億噸左右。2、理順傳統(tǒng)能源的出清順序，把握退出節(jié)奏

德國毫無疑問是氣候變化領域的旗手，主要原因有二：第一是政治因素，由于二戰(zhàn)后歐

盟國家實力普遍衰弱，再疊加

20

世紀七八十年代的石油危機，國際影響力下降，為重拾

國際號召力，大力倡導氣候變化治理；第二是經(jīng)濟因素（實際利益），德國的傳統(tǒng)能源

十分匱乏，無化石能源儲備，甚至冬季還需大量從俄羅斯進口，政府期望通過大力發(fā)展

可再生能源實現(xiàn)本國的能源獨立。（三）提升能源消費質(zhì)量，推動電力系統(tǒng)改造實現(xiàn)碳達峰、碳中和不單是能源供應方面的責任，需要從碳排放相關的消費端轉(zhuǎn)型做起。

包括改變消費方式，大幅度提高能效；改變依靠化石能源直接燃燒的各種工藝和技術路

線，實現(xiàn)高度電氣化的終端用能轉(zhuǎn)型。1、合理控制煤炭總消費量。可行的舉措包括，工業(yè)領域加快實施“雙替代”（天然氣代煤、

電代煤）；重點用煤行業(yè)減煤限煤；合理劃定禁止散燒區(qū)域，有序推進散煤替代，逐步

減少直至禁止煤炭散燒