关于“构建现代能源体系，统筹推进碳达峰碳中和”的调研报告

                                                                                                                                                            —中国致公党中央委员会调研组—
 

中国致公党中央委员会调研组由全国政协副主席、致公党中央主席、中国科协主席万钢，全国政协常委、副秘书长，致公党中央常务副主席蒋作君，全国人大常委会委员、华侨委副主任委员，致公党中央副主席曹鸿鸣率队，主要成员有徐晓兰、卢国懿、郑业鹭、许光文、高吉喜、南寅、曹晓钟、高峰、林蔚然、白羽、胡德胜、吴孟强等。致公党中央也委托北京、上海、天津、重庆、广东、福建、广西、云南、四川、江苏、浙江、安徽、山东、辽宁、湖南、海南、贵州、湖北、陕西、河南、江西等地方组织开展委托调研，相关内容纳入本调研报告。报告执笔人：致公党中央参政议政部。

摘要：实现碳达峰碳中和，是以席大大同志为核心的中共中央经过深思熟虑作出的重大决策。在推进“双碳”战略中，能源问题始终是一个具有根本性的重大问题。通过调研，认为实现“双碳”目标需要深入推进能源革命、科技革命和经济转型，逐步以化石能源（如煤炭、油气）为主导的能源体系，转变为以非化石能源（如核能、可再生能源等）为主导的现代能源体系。而目前现代能源体系面临的最大难题是在现有技术条件和制度安排下，能源体系的清洁低碳、安全性与经济、可持续性存在一定矛盾。因此，从深化能源供给侧改革，推进能源需求侧转型，增强能源流通效能，推进现代能源电力市场体制改革，强化能源科技支撑，加强高水平能源国际合作六方面提出构建现代能源体系的发展目标、发展核心和发展路径。
关键词：现代能源体系；碳达峰碳中和；供给侧；需求侧；电力市场；国际合作

中图分类号：F206；TK-9  文献标识码：A

      实施“双碳”战略是以席大大同志为核心的中共中央经过深思熟虑作出的重大决策。碳达峰碳中和最终目标是为了满足人民群众更好的生产生活环境和经济社会高质量发展的需要。因此，实现“双碳”目标，不仅仅是“降碳”的问题，而更重要的是“发展”的问题，是发展转型的问题，要在高质量发展中实现碳达峰碳中和。而能源问题始终是高质量发展中一个具有根本性的重大问题。

      为深入了解目前国内国际构建现代能源体系现状、趋势走向和突出问题，统筹推进碳达峰碳中和，2022年3月至5月，受中共中央委托，全国政协副主席、致公党中央主席、中国科协主席万钢，全国政协常委、副秘书长，致公党中央常务副主席蒋作君，全国人大常务委员会委员、华侨委员会副主任委员，致公党中央副主席曹鸿鸣率致公党中央调研组就“构建现代能源体系，统筹推进碳达峰碳中和”主题先后在北京开展3次实地调研、1次广东线上调研，召开7场座谈会，并委托21个地方组织开展调研。同时还吸收了海外华人专家的意见建议。通过对比研究和调研分析全球能源体系发展态势和我国现有能源体系中传统能源与清洁能源各自发展情况，结合实现碳达峰碳中和目标，为构建现代能源体系建言献策。现将有关情况报告如下：

1实现碳达峰碳中和需要构建现代能源体系
      实现“双碳”目标需要深入推进能源革命、科技革命和经济转型，逐步从工业革命以来建立的以化石能源（如煤炭、油气）为主导的能源体系，转变为以非化石能源（如核能、可再生能源等）为主导的现代能源体系。
      通过对比研究，我们发现从全球看，二氧化碳排放主要来自化石燃料燃烧，2020年能源相关二氧化碳排放量约占全球二氧化碳排放总量的87%。目前，多数发达经济体GDP增长与能源消费已脱钩，二氧化碳排放量已经实现达峰，正在迈向碳中和之路，而多数发展中国家二氧化碳排放量仍不断增长。资源禀赋与技术优势差异，决定世界各国低碳转型路径不同，但总体呈现出“减煤、稳油、增气，大力发展可再生能源”态势。清洁能源占比不断提高是实现“双碳”目标的要求，美国、日本、意大利、法国等国家碳达峰时清洁能源占比均接近或超过50%。

      通过调研，我们看到：

      1.受产业结构偏重、能源结构偏煤、新兴产业短期难以接替、生活用能刚性增长等客观因素影响，我国单位GDP能耗和碳排放均高于全球平均水平，能源消费主要集中在第二产业，约占能源消费总量的70%左右，经济对能源消费的依赖程度较高。2020年单位GDP能耗3.4吨标煤/万美元，是全球平均的1.5倍，是主要发达国家的2～4倍；单位GDP二氧化碳排放量6.7吨/万美元，是全球平均的1.8倍，是主要发达国家的3～6倍。偏煤的消费结构和偏低的能源效率与我国化石能源富煤缺油少气的资源禀赋成为我国能源低碳转型面临的重大挑战。

      2.煤多油气不足的资源禀赋，决定了我国按目前的以化石能源为主体的能源体系将面临“立不住”“拿不到”“运不回”的风险。特别是近年来，美国长臂管辖、我国海外油气合作项目锐减、资源国或战争或受制裁，加剧了海外优质项目获取困难。2020年，我国石油对外依存度71.7%、天然气对外依存度41.4%，在国内油气需求不断增加而产量增长有限的情况下，油气安全风险将受地缘政治影响长期存在。

      3.受能源技术进步和政策引导影响，2000年以来，我国天然气、水电、核电、风电、光电等清洁能源消费占比正在快速提升。2021年底，全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，历史上首次超过煤电装机比重。同时，能源领域科技创新快速发展，在氢能制储运加全产业链上开展卡脖子核心技术的研发，相关产业基础雄厚。特别是北京冬奥会“用张北的风点亮北京的灯”为全国乃至世界绿色低碳应用树立了典范。这些都为我国能源低碳转型提供了良好基础。特别是国家近年来先后出台了《“十四五”现代能源体系规划》《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》等文件更是从顶层设计上夯实了能源转型的制度保障。

      综上，实现碳达峰碳中和需要构建现代能源体系，而我国已经具备能源体系转型的必要性和可行性。我们认为构建现代能源体系：

      在发展目标上，通过初始能源（一次能源）的多样化，摆脱化石能源的地缘限制，维护能源战略安全；通过利用高效低碳的能源载体，保护气候环境；通过能源科技创新，带动产业转型升级，实现经济社会可持续发展。

      在发展核心上，聚焦来源多样化、驱动高效率和运行零排放的绿电、绿氢等适用于多样化初始能源发展的清洁低碳能源载体；最大限度利用本土可再生能源，减少化石能源价格波动影响；适应数字经济和智能化科技进步，带动各类产业转型升级。

      在发展路径上，坚持能源战略属性，还原能源商品属性，优化“源网荷储用一体化”。发展以清洁能源为核心的综合能源体系，打破原有能源体制壁垒，实现多异质能源统筹协调、互补互济，形成涵盖电力交易、绿色交易、碳交易等多类型的市场机制。
2构建现代能源体系面临的困难、问题和挑战

      调研中，不少企业和专家反映，构建现代能源体系面临的最大难题是在现有技术条件和制度安排下，能源的清洁低碳安全与经济发展的可持续性存在着一定矛盾。

      一方面，水能、风能、太阳能等可再生能源发电具有波动性和间歇性，需要通过科技创新提高供电的可预期性和稳定性，满足大规模并网安全稳定运行的要求。

      1.可再生能源的短期预见能力不足，以风电、光伏为代表的新能源具有间歇性、波动性和不确定性的特征，其大量接入给能源的可靠保障、系统的安全运行带来巨大压力。我国风电功率短期预测的平均绝对误差多在6%～18%之间，高于欧美风电发达国家，葡萄牙、德国、美国等风电功率短期预测平均绝对误差在12%以下。

      2.需要解决“网源协调问题”，提高系统调节能力。目前新能源项目建设周期远远短于电网项目，如果不能做到电网和电源同步规划、同步投产，以及利用市场机制同步消纳，可再生能源消纳难的问题将进一步加剧。截至2021年底，我国传统灵活调节电源占比仅为6%，远低于欧美日等发达国家水平（2020年美国为46.6%、意大利为47%、日本为37%）。

      3.在电力系统的低碳转型过程中，短期内仍将存在电力供应缺口。如2021 年在煤价上升、新能源发电不稳定、双控等多重压力下，部分省份突击拉闸限电导致停产减产，影响居民和企业用电。

      另一方面，可再生能源成本与效益的价值体现出现错位，其当前主要以发电获利，低碳的价值没有充分体现，现行的制度安排不利于可再生能源产业发展。主要体现为：

      1.零碳情景下，各类电源尤其是新能源高速发展，电力投资将保持较高水平。新能源电量渗透率超过15%后，系统成本（不含场站成本）进入快速增长临界点。随着新能源渗透率的不断提高，其上网边际成本也将逐渐降低。

      2.目前的电价形成机制不能全面体现可再生能源的低碳价值。新能源的平价上网不等于平价利用。与常规能源相比，新能源的电能量价格比较低，但其有常规能源所没有的绿色溢价部分即低碳价值，而目前的能源电价形成机制不能很好地计算和体现出这部分价值。

      造成这对矛盾的直接原因在于电力市场机制不健全，未能充分体现不同初始能源的综合价值，交易规则不统一、跨省跨区交易有市场壁垒，分布式可再生能源尚难有效参与电力市场。另一原因在于，与电力市场相配套的碳交易市场、绿电市场仍处初级阶段，尚未形成适应“双碳”战略和符合中国国情的交易制度和体系，未发挥出市场资源配置的导向作用。全国碳市场仍处于较为初级探索阶段，业务模式不成熟，评估体系不完善。碳现货市场目前仅有电力行业参与，交易主体行业亟待进一步覆盖；市场碳排放权配额充沛，难以有效激发市场流动性，也难以对企业节能减碳起到刺激作用；碳配额交易价格低位运行，无法凸显碳排放权的稀缺性；产品单一，碳配额衍生品缺乏。总体看，目前碳市场活跃度尚处于相对低迷状态。

      与此同时，我国构建现代能源体系也面临着其他一些问题。

      一是能源消费绿色转型的引导机制不够健全。1.“双控”考核的合理性、准确性有待提高。地区生产总值的增速是预期目标，而能耗强度控制是约束目标，地方政府在如何协调能耗双控与经济增长之间的关系上矛盾突出。能源统计数据依赖于统计部门，能源部门缺乏校核、监控的手段，碳排放统计的规则和体系尚未在统计部门建立起来。2.工业精准控能水平还需提升。许多地方的控能考核未考虑到产业链上下游协同、尤其是跨区域上下游企业协同，终端产品常常因上下游产能供应不上而难以正常生产。3.部分地区存在“碳冲锋”影响“双碳”目标实现。一些地方认为现在处于到2030年前碳达峰是一个窗口期，在此之前是部署一些高能耗项目的最后时机，意在为经济增长尽可能留出空间，没有充分考量“碳冲峰”造成的碳排放总量增加给未来实现碳中和目标带来的难度和投入。

      二是关键技术亟待攻克，技术到产业的通道仍需进一步通畅。1.柔性直流关键技术，如直流断路器和直流变压器等成熟度和稳定性都有待进一步提高，直流电网运行准则和保护准则有待统一规范，总体来看要实现直流电网的大范围应用还需要大量科技探索。2.氢能产业整体上看目前仍处于市场导入期，在离子交换膜、碳纸、催化剂、空压机、高压储氢瓶等关键部件还需要从发达国家购买，相关技术有待进一步突破，亟待推动氢气的“制储运加用”全产业链技术的快速发展。3.绿色开采技术推广及资源综合利用需要加强。煤层气、矿井水等利用率不高，煤矸石保水开采、绿色开采技术和示范项目建设尚未取得有效推广。
      三是国际合作机遇和挑战并存，先进经验有待系统分析和借鉴。1.能源国际合作存在挑战。我国已成为全球最大的能源进口国，在国际能源市场中能源与金融的联系日益紧密，国际能源金融市场操控权基本掌握在少数大国手中。大国角逐、主权争端等给能源合作带来消极影响。2.“一带一路”绿色建设既是机遇也是挑战。国际政治环境日趋复杂，能源产业项目投资风险较大。能源国际合作联系协调机制尚不完善，项目推进进度低于预期。3.可再生能源电力消纳和新型电力系统建设需要系统分析和借鉴国际先进经验。欧盟国家在柔性输电网、应对发电波动的技术以及跨国电网协作共济方面进行了近20年摸索，相较之下我国存在较大发展空间。
3推进构建现代能源体系的建议

      构建现代能源体系，需要从供给、需求和流通，即源、网、荷、储、用等各环节多管齐下、优化布局，需要依靠科技创新和体制机制创新双轮驱动，需要加强高水平国际能源合作，统筹推进碳达峰碳中和目标。

3.1深化能源供给侧改革

      面向碳达峰碳中和目标，先立后破，立足我国自然资源禀赋，保障能源安全；立足清洁能源开发利用，逐步破除传统能源依赖，坚持优先发展和利用可再生能源，适度发展天然气、核能等低碳能源为辅的多元能源供给体系，以此消彼长的动态平衡向构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系转型。

      1.立足我国自然资源禀赋和国情，着眼煤电基础性作用，推动煤电减碳增效，有序减少煤炭消耗。持续提高煤炭综合利用效能，统筹煤化工产业上下游布局，耦合可再生能源与氢能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，加大污染物总量控制，推广清洁燃烧技术。

      2.立足清洁能源开发利用，聚焦电能和氢能，构建清洁低碳、安全高效、科学动态有预见性的能源供应体系。因地制宜开发水电、发展生物质能，加快发展风电、太阳能发电；适度发展核能，深化开发海洋能、地热能等，深入实施多能互补、与应用场景耦合（农村、岛礁、海洋牧场、高原等）的能源利用集成系统示范建设。推动可再生能源发电自然满负荷，实现可再生能源供给侧大规模、长时间储能，在光电、风电丰富的地区部署钠离子电池储能电站、压缩空气储能、制氢储能电站等项目建设。抓紧落实国家氢能产业发展规划，在交通、发电、储能、化工等重点领域，把氢能替代作为实现碳中和的重要路径。

      3.在持续提升水、风、光电效率的同时，针对其波动性、间歇性等问题，着力提高风、光电场的气象预报准确性和精益管理，同时配备一定的储能能力，以保障供电稳定性。
3.2推进能源需求侧转型

      以节能和高效利用为方向，推动性政策与约束性政策相结合，以碳足迹为抓手，扎实推进能源需求侧转型，并通过需求侧转型引导能源供给侧结构性改革。

      1.优化调整产业结构、降低单位GDP能耗和排放。通过提高环保要求抑制以规模求产值的高耗能高排放产业，增加半导体、电子信息、高端装备、绿色化工、数据服务等低能耗高科技等绿色低碳产业布局，优化产业结构。推进工业、农业绿色升级，提高服务业绿色发展水平，壮大绿色环保产业，加快外贸企业向绿色低碳经济转型升级。灵活采用合同能源管理等市场化手段推动节能减排项目的实施。

      2.以碳足迹和碳汇计量为抓手，构建适合现代能源体系的新型碳排放评估框架体系。一是依靠气象学地球遥感技术，监测产业链各环节碳排放情况，对碳排放量和空间分布、强度进行量化客观实时监测和溯源，加强碳排放统计核算的科技支撑。二是充分发挥电力数据为碳排放的计量、考核、碳交易方面提供信息和大数据赋能的作用。大力实施“5G+智能电网+储能”建设，加快打造覆盖电网全过程、生产全环节的数字孪生电网，实现能源配置全景看、全息判，提升能源配置效率。

      3.在产业转型升级中提升边际效应。我国新能源乘用车产能、销量和保有量多年保持世界领先，可充分发挥纯电动汽车用能和储能特性，通过车-网双向互动，为城市电网“削峰填谷”，提高电网调峰效率。我国商用车碳排放占道路交通碳排放的50%，建议拓展燃料电池汽车商用车示范应用，统筹氢燃料电池汽车和氢能制备、储运、加注体系研发，加强氢燃料电池商用车跨省市、城市间的区域联合示范应用，通过先立后破，推动道路交通在转型升级中率先实现碳中和。
      4.营造清洁低碳的社会氛围。推动消费终端电气化、智能化转型，引导居民精细化用能，节约用能，建立居民碳账户、碳积分制度，持续深化工业、建筑、交通运输、公共机构等重点领域节能，形成有效的节能降碳激励约束机制，推动新能源城市试点示范，营造绿色低碳的城市生活新形态。与“健康中国”建设相结合，开发运动式发电储能设备。加强绿色低碳科技知识、新发展理念和政策的宣传和普及，加强能源交叉学科的建设和人才培养，为助力“双碳”目标实现打好社会基础。
3.3增强能源流通效能

      加强能源流通环节基础设施建设，有效提高新能源的消纳、调控和服务保障能力，通过不断提高流通效能有效满足新能源用户需求，通过向供给侧传导需求信息有效引导新能源建设和合理布局，并通过流通环节提质增效有效带动能源供给侧改革和需求侧转型，整体推进构建现代能源体系。

      1.加大特高压和配套电网建设力度，推进特高压柔性直流和交流技术相融合，大电网、区域网、微电网互通共存的电力输配体系。优化电网基础设施发展布局，深挖跨区跨省通道送电潜力，保障电力电量平衡。以用户为中心对电力系统进行全面升级。加快城市电网和农村电网投资，注重主动配电网建设，强化“源网荷储一体化”互动与优化。以工业园区、城市新区等为重点，开展微电网的综合能源利用试点。

      2.加大网源协调能力，提升电网输送效能和智能化水平，提高可再生能源的消纳能力。一是加大适应能源电力数据实时性强、精细度高等特点的隐私计算技术研究，推动打通能源数据壁垒，促进能源数据的共享。二是加快推进国产工业级芯片及控制系统的研发与应用，深化研究和建立智能主动防御网络安全体系，提升能源网络防护能力。三是研发推广大规模低成本储能、智能电网、虚拟电厂等技术，构建水、风、光等资源利用-可再生发电-终端用能优化匹配技术体系，发展支撑实现高比例可再生能源电网灵活稳定运行的相关技术。四是发展数字能源技术，重点攻克电力专用芯片、微型传感器、边缘计算、先进电力通信、电力安全监管防护等技术，以数字技术提升能源系统可观、可测、可控水平，打造全业务链条自主可控的核心设备体系。夯实数字化基础设施，推进电力与算力深度融合，推动构建能源领域数据流、能量流、价值流“三流合一”的数字生态平台。

      3.加快发展新型储能，完善储能价格和市场机制。围绕储能在不同应用场景的不同服务功能，包括电力辅助服务、峰谷电价、现货市场、需求侧响应、容量电价、两部制电价等多方面创新储能电价，积极引导新型储能产业向市场化和规模化方向的发展。探索电网侧、用户侧和增量配电网改革试点园区的新型储能电站建设，提高系统灵活调峰调频能力。以电池制造业为纽带，互动发展新能源汽车产业和移动式/固定式储能装置产业，增强产业链的韧性。在能源依赖性较强的广东、江苏、浙江、湖北等省份大力推进固态锂离子电池储能电站、钠离子电池储能电站、抽水电站、制氢储能、压缩空气储能电站等项目建设和技术研究。
      4.结合乡村振兴推动农村能源变革和农村电网改造。多年来我国实施能源合同管理制度，有力推动了以新能源为主体的分布式微电网发展，在新农村建设中，加强生物质能、户用光伏、分散式风电和乡村区域微电网建设，助力乡村振兴。同时，要把乡村振兴和发展乡村可再生能源、发展乡村绿色电力基地以及碳汇基地结合起来，创新相应模式和业态，将农村打造成绿色电力、绿色燃料以及绿色材料的生产基地，进而反哺城市绿色低碳发展。
3.4推进现代能源电力市场体制改革

      改革开放以来，我国已逐步建立了煤炭、石油、天然气等能源市场，包括与国际接轨的期货和现货市场。当前的重点是创新适应于高比例消纳可再生能源的新型电力体制机制，使用电企业根据自身成本效益特征选择电力供应形式。通过发挥有为政府和有效市场的作用，形成构建现代能源体系的长效机制。

      1.在前阶段分布式可再生能源发电自用和余量上网、大用户直接购电等改革措施的基础上扩大范围，促进电力供、求、输三方对接，构建更加公开透明和统一开放的电力市场，扩大电力用户向电力企业直接购电的范围，使广大中小企业、现代服务业可以直接向发电企业，包括向可再生能源发电企业直接购买电力。加快建立现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制，尽快建立适应新能源发电特征的超短期日内电力交易市场，将交易周期缩短为15分钟、提前5分钟确定，保证交易的顺利进行。健全分布式能源交易机制。松绑配电领域的体制束缚，完善输配电价形成机制。支持园区增量配电网、局域电网、微电网以独立市场主体形态发展。注重结合配售电特点完善商业模式，支持使用不动产投资信托基金（REITs）等工具盘活配电资产，支持利用虚拟电厂方式组团参与市场竞争。

      2.在坚持能源战略属性的基础上，还原能源的商品属性，是一场深刻而长期的体制改革和制度创新，目的是建立以用户为中心、需求为导向的市场配置资源的制度体系。积极推进《能源法》的立法进程。同时，在实施的过程中，要重视探索电网企业与可再生能源企业的互惠机制，建立一套既鼓励分布式能源又兼顾电网企业利益的并网机制，鼓励电网企业、售电企业和电力用户相互支持、均衡利益，通过科技创新和体制改革实现现代电力市场的建设。建议采用先企业后居民的方式，保障基本民生需求。有条件地方也可以试点代购商机制，鼓励居民节约用电，逐步建立居民绿电采购和碳积分制度，倡导绿色低碳生活。

      3.建立绿电采购制度和加快碳汇市场扩容，鼓励用电企业通过使用绿电降低碳耗，激励新能源发电企业通过高效精准运营实现供电与降碳的价值，倒逼传统能源转型升级。推进碳交易市场全方位、开放式发展，加快碳汇市场扩容。一是以全国碳达峰碳中和目标下的碳预算为指导，切实做好碳市场的配额总量以及部门碳配额总量的设置，充分发挥市场机制推进节能减碳的重要作用。二是尽早启动碳配额有偿分配机制，体现碳排放空间的稀缺性，刺激企业通过提质增效技改，减少碳排放。三是以全国碳交易市场为载体，激活碳市场的价格发现功能，降低交易成本。四是推进碳金融业务创新，以碳排放配额与国家核证减排量两种产品为基础，探索开发对应的碳金融产品，提升碳交易金融产品化。
3.5强化能源科技支撑

      构建现代能源体系，不仅是一场能源革命，还是一场能源领域的科技革命，加强能源领域科技自立自强，是构建现代能源体系、保障能源安全和实现“双碳”目标的关键。

      1.有效提升数字气象预报能力。鼓励面向新能源企业气象服务需求创新创业，提升中短期至日前、实时至15分钟级的场站级气象预报精确度，为新型电力系统的优化运行保驾护航，努力实现至日前（期货）和日内（现货）电力市场交易。加强气象变化的理论研究，为了解气候变化的主要原因提供前瞻性思考。

      2.加强氢能科技创新研发，探索现代氢能体系构建。一是加强氢能科技创新研发。研究离子交换膜、碳纸、催化剂、高电流密度、低贵金属用量/非贵金属膜电极、双极板、多孔扩散层等（PEM/AEM）水电解制氢专用材料与高压高电流密度水电解装备、热解/光解等制氢新科技、电解直接制合成气/氨等新科技。二是推进城市（群）氢能能源保障基础设施示范。在重点城市（群）有序建设储氢设施与氢能应急供电设施，可以选择有一定氢能应用基础的城市先行示范，如北京、广州、成都、烟台等。三是开展多能互补零排供能试验系统示范应用、调压站箱供电示范应用、管道注氢示范应用，推广分布式供能应用。四是进一步推进交通领域的氢能替代，拓展氢能下游用户，如公交公司、物流公司、车辆生产厂家等。

      3.大力推动新型物理储能和电化学储能等前沿技术研发，推进多元化多领域的应用。加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术，完善电化学储能技术标准体系，构建“长效设计、低碳制造、安全运维、绿色回收”的可再生储能技术体系，建设区域化储能技术创新研究院、重点实验室，打造新型储能产业生态圈。

      4.加强新型输配电技术与核心装备研发。在可再生能源主动支撑电网科技领域，重点研究风光发电并网主动支撑和自组网、局域100%新能源电力系统等基础理论；在新型输电科技领域，重点研究交直流特高压输电、电网柔性互联关键科技，着力解决大型新能源基地远距离电力传输、远海风电新型汇集组网送出以及高渗透分布式电源友好并网技术需求，大力支持高端电力能源装备研发；在电网安全高效运行科技领域，重点研究“双碳”目标下新能源电力系统故障机理及动态安全控制、多层级源网荷储全景测量及灵活智能调控等基础理论。加大柔性直流输电网、配电网和各类用户直流供电系统的建设力度，依托重大工程，进一步推进国产化功率半导体器件在工程上的应用，推动功率半导体技术与产业发展。应用人工智能、大数据、云计算实现我国多样化电力系统和超大规模电网的低碳高效和安全稳定运行。
      5.加快二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）关键技术突破和工程应用示范，开发二氧化碳吸附捕获新材料、新工艺。大力发展生物质能碳捕集与封存（BECCS）技术，超前部署直接空气捕集（DAC）技术，加大支持第三代生物炼制（CO₂ to X）技术，大力研发推广煤基新材料，发展煤的清洁利用技术。
3.6加强高水平能源国际合作

      他山之石，可以攻玉，构建现代能源体系，国际上有一些先进经验和教训值得分析和借鉴。加强能源领域治理国际合作，尤其是倡导与“一带一路”国家共同绿色低碳发展，有利于增强我国在国际能源领域的话语权，参与和引导国际规则制定，促进我国现代能源体系构建。

      1.学习分析汲取德国等欧洲先进国家20多年来在构建清洁能源体系，尤其是市场机制建设方面的经验和教训，深化能源科技国际合作。一是碳中和与能源转型计划借鉴德国模式的绿色GDP可持续增长，不断提高能效，大力发展新能源、全面推广低能耗和高能效的绿色建筑，发展制热/制冷、交通和电力三大板块耦合系统，实施能源结构和消费行为革命等优点。二是电力市场构建方面，借鉴德国成立电力现货/期货交易市场，发展风力发电柔性化服务市场，发展基于大数据的智能电网和电力储存技术，以此来促进可再生能源产能比重的提高和减少弃光、弃风、弃水现象的发生。三是在可再生能源发展政策/补贴方面，通过并网电价投标等市场化方式逐步降低补贴额度，用市场手段使可再生能源更加良性竞争和可持续的发展，避免“一刀切”。

      2.加强共建“一带一路”国家的绿色低碳发展，开辟“一带一路”能源合作新空间。依托“一带一路”国家战略规划，帮助相关国家制定能源发展战略，提出“战略先行+技术转化+商业模式”整体化技术解决方案，通过国际合作实现科技成果的转化输出和境外资源的输入型利用，为境外能源合作开辟新空间；重点推动我国生物质能、风电、太阳能等新能源领域企业“走出去”；建设面向东盟的国家综合能源基地，积极推动与东盟国家电力互联互通；积极面向中东地区，建立光伏发电+制氢+石油炼化能源绿色化能源基地，实现可再生能源+新能源合作国际典范；加强区域低碳合作，通过绿色投资以及零碳、低碳技术贸易等方式，拓展与“一带一路”沿线国家在绿色产能、绿色资本、绿色贸易等方面的合作广度和深度。

      3.积极参与国际标准与规则制定。一是积极参加双边、多边贸易协定谈判。加强与其他发展中国家在绿色低碳发展、国际气候问题治理等方面的合作和政策协调，积极推进减排责任公平合理分配，注重参与“碳足迹”循踪和碳汇计量的国际标准与规则制定，防止这些规则扩展为新的“绿色”投资和贸易壁垒。二是加强国际合作和交流。支持国内科研院所、高校及企业建立相关联盟，加强与国外政策研究机构的合作，借助国际论坛、官方对话、学术交流等方式，对外加强沟通，强化国际宣传。三是积极参与全球油气贸易与市场体系建设和相关交易规则制定，加快构建全球天然气贸易体系，改善国际油气运营中心功能，依托上海、重庆油气交易中心，逐步提高我国在全球油气市场的定价权话语权。
本文发表于《中国发展》2022年第5期，因篇幅限制，注释省略。