如何提升我国能源产业链现代化水平？

不仅需要产业链上下游各环节联动，更需要不同产业链之间协同耦合、形成合力。而顶层设计和体制机制是促成协同的关键所在。

1.煤炭产业链优化转型发展

推动煤炭产业链上游勘探开采环节智能绿色转型，推广先进开采技术，提升回采率，达到国际先进水平。优化体制机制，带动煤炭柔性和韧性产运储销体系加快完善。煤炭现有生产方式刚性强，且存储时间相对有限，面对超预期的市场变化不能很好适应。但在能源体系低碳变革过程中，煤炭市场异常波动日益频发，在产能整体宽松的情况下存在区域性、品种性和时段性供应紧张的问题。需加快建立生产、销售、运输和消费监测分析平台，为更精准的市场分析和需求预测提供基础；建立煤炭产能弹性管理机制，利用基础较好的大型现代化矿井、大型露天煤矿、消费集中地、运输枢纽等地进行试点，打造政府可调度、运营市场化的煤炭多元储备体系；充分挖掘现有铁路通道煤运能力，围绕晋陕蒙新等煤炭主产地，按照抓长协、优结构、增比重、散改集的整体思路加强煤炭运输组织，同时优化港口布局，提升港口转运衔接能力；加强煤炭产业链智能化建设，提高智能化开采技术利用水平，应用信息技术实现煤炭开发、运输、销售环节的信息联动，满足煤炭订单式的生产需求，推动智慧物流，确保未来煤炭产业产能合理、充裕，运销畅通；在市场建设方面，持续深化煤炭市场化改革和市场体系建设，加强全国煤炭交易会品牌建设，加强市场监测预警，建立煤炭应急保障机制。

能化并行推动煤化工高端化、清洁化利用。我国煤炭储量丰富，煤化工技术领先，推动煤化工高端化、多元化、低碳化发展有助于缓解油气产品资源约束，提升能源供应弹性。我国煤化工发展面临产品经济性以及绿色生产两方面的挑战。对此，一方面需加快关键核心技术攻关，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等，增加高值化学品生产比例，充分发挥资源价值，加强对替代资源价格冲击的抵抗力。另一方面，加大政策支持力度，推广应用可再生电能、绿氢等提供生产过程所需能源，实现绿色发展。

2.油气产业链多措并举保供给，优化结构提效益

油气供应链脆弱性较强，需要从上游拓展资源供应渠道，中游强化产运储销供应链条，下游推动多能协同互补，从整体上保障我国能源供应安全稳定。

1.拓展多元化能源供应渠道 优化化石能源勘探开采技术，扩充可用资源储量。传统油气资源重点发展低渗透老油田驱油技术，高含水油田精细化/智能化分层注采技术、深层油气勘探开采技术等。非常规油气重点发展深层页岩气、非海相非常规天然气、页岩油和油页岩勘探开发等技术示范试点，鼓励通过国际合作获取欧美成熟技术，加快实现经济利用。 加快推广应用数字化、智能化、精细化勘探和开采技术。2019年以来，多个国际油气巨头与数字科技企业开展深度合作，借助人工智能等技术，优化勘探精度，提升油井性能。比如2019 年BP与人工智能初创公司 Belmont Tech.合作开发“地下资产图谱”；埃克森美孚、雪佛龙分别与微软建立了合作伙伴关系，取得了明显效果。依托国内数字科技行业的快速发展，可鼓励煤炭、油气企业开展战略合作，加快开发和推广数字化、智能化、精细化勘探和开采技术。

多举措保障国际油气供应稳定。加快东部沿海区域LNG接受和储备体系建设，开拓非洲油气资源合作，提升全球能源供应多样性。统筹国际国内两个市场、协调两种资源，推动更多元的国际能源合作，开展能源技术合作、技术换资源合作等模式。积极推进“一带一路”能源合作和能源基础设施互联互通，深化双向能源合作，促进相关国家扩大市场开发，支持能源多边贸易体制，实现跨国跨区域的能源优化配置与供给保障。综合来看，将能源产业链国内和国际市场两手抓，促进两个市场的融合和良性循环，才能在更好地促进我国能源系统向低碳转型的同时，确保我国未来能源系统的安全和稳定。

2.优化国内油气供应链体系 优化市场机制，推动天然气储运调峰基础设施加快建设完善。我国天然气储备、调峰能力不足，管输气和LNG 的储备量分别为年消费量的 7%和 2%，均大幅低于国际平均水平。我国天然气需求以工业为主，能源使用部分以分布式热电联产机组为主，占比超 70%。天然气调峰能力建设滞后，主要因调峰电价和气价激励不足，难以覆盖天然气发电的高成本。随着可再生能源不利于增加可再生能源的消纳，对于天然气调峰、进而对储备的需求也将迅速提升。在市场机制上，加快完善完善调峰电价和调峰气价；在建设模式上构建地下储气库和 LNG 接收站为主，LNG调峰站及管网互联互通为辅的多层次储备体系；在区域布局上增加东南用电负荷中心的管网和储备设施；在运营激励上试点推广天然气管道掺氢输送等，有助于提升管网和储备体系建设经济性，加快建设进程。

3.以电力产业链为中枢，推进多能互补

优化推进煤电灵活调峰改造。结合机组经济和技术条件，因地制宜优化转型路径。山东、内蒙、山西等省服役时间长、效率低、盈利差的煤电机组优先退役；东部沿海大规模、运行年限短的机组，积极推动煤电灵活性改造。 加快天然气发电调峰能力建设。优化天然气发电建设规划，合理适度增加天然气调峰机组建设；加快完善天然气储运基础设施体系，深化电价体制机制改革，根据不同调峰特性拉大调峰电价梯度，提升气电调峰的激励力度。优化用电供需预测，提高电网调度智能化水平。优化供给端精确预测，发展智能化调度高效优化算法，提升调度软件和系统水平，实现更精准、高效、自动化的调度。目前，我国可再生能源预测技术、电网调度底层算法和软件系统水平与先进国家相比 77 均存在较大的差距。但同时，我国在人工智能软件开发方面，已经具备了较强的国际竞争力。推动信息透明和市场开放，吸引行业外企业跨界参与基础算法和软件的开发，引导电网企业与互联网企业开展合作，有助于大幅提升相关配套技术和软件系统的现代化水平。

4.新能源产业链精准补链、协同发展

我国能源产业链完整，但仍存结构性缺失。部分关键技术、原材料和装备组件、基础软件进口依赖较强。此外，储能、氢能，以及可再生能源装备的回收处置等产业仍处发展初期。

1.引导企业精准“补链”，保障能源产业链自主可控可再生能源产业链高度细分、链条长，国际化分工程度深。目前我国相关产业链存在一定的结构性缺失。随着可再生能源占比的逐步提升，关键技术、原料和组件对外依赖带来的“卡脖子”风险将日益突出，成为限制我国可再生能源长期平稳发展的重要因素。光伏产业链上游银浆、银粉，以及跟踪支架、PVF、PVDF薄膜、芯片和光伏角膜原料和组件依赖进口；风机主轴承、齿轮箱等关键部件受制于人，尤其是高端风电主轴承市场，长期被SKF、FAG、罗特艾德勒等跨国巨头所垄断。 但是在注意到结构性缺失的同时，也需要看到我国风电、光伏产业链整体发展成熟，装备企业国际竞争力较强，已经成为我国海外战略资源、技术专利获取和国内技术研发投入的主体。以 78 现有成熟技术为依托，加快技术迭代和研发，有助于精准“补链”，保障能源产业链的自主可控。同时，利用我国巨大的国内市场和国际市场竞争力，引导相关企业通过对外投资、国际合作等多种方式，有助于进一步加快技术突破，更加高效地实现“补链”。

2.推动产业协同“增链”，打造完整闭环的能源产业链对比发达经济体，我国在能源全产业链中，储能、氢能以及装备回收处置产业尚待发展。储能是提升可再生能源消纳能力、构建多能协同能源结构的关键链条；氢能则是衔接化石能源与新能源、实现能源与工业系统零碳目标的关键，因而受到各国普遍重视；装备回收处置则是构建新能源产业完整闭环，提升经济性和全生命周期绿色性的最后一环。 产业链上中下游协同，推动氢能产业加快发展。氢能具有热值高、能量密度大、结合 CCUS 技术可实现零排放，以及发电出力灵活等优势，是碳中和目标下理想的清洁能源。2020 年国务院《新时代的中国能源发展》白皮书以及2022 年《十四五能源领域科技创新规划》均提出要加快加速发展氢能和燃料电池技术。美国、欧盟、日本也将氢能提升至战略高度，日本更是提出要建设“氢能社会”。我国氢气产量全球领先，应用领域集中在化工原料，以氨、甲醇等大宗材料合成为主，能源使用占比较低。主要原因在于我国氢能产业链下游发展滞后，储运技术和设施体系不健全，以及氢能与其他能源多能耦合互补的技术发展相对滞后。氢能产业上中下游涉及多个能源行业，如上游制备技术以煤化工制氢为主，下游应用涉及电力、燃气及交通部门，中游储运体系建设则投入需求巨大，因此需要构建跨产业协同推进的产业链政策。可以通过在公共交通、特种交通工具、公共服务用车等交通场景，以及分布式能源系统等多应用场景试点推广可再生能源-氢能一体化的综合能源系统，扩大氢气能源利用规模，倒逼技术验证和迭代速度，推动燃料电池等技术和系统成本下降。推动天然气管输和储备设施掺氢的技术应用和推广，实现储运基础设施体系的优化协同。

优化价格机制、拓展多元场景，加快发展大容量新型储能产业。随着可再生能源接入比例提高，电网对短时、中长时储能的需求不断增高（图 44）。2020 年我国储能电池出货3.8GWh，而国内消费仅占 18%。“内需不足”主要来自于大容量技术发展不成熟、储能成本较高的限制。通过财税和产业政策引导电力、新能源车等拥有技术条件的龙头企业“跨界”大容量储能产业；加快电价机制改革，拉大峰谷电价差、完善储能容量电价等机制，都是推动储能产业上下游协同发展的有效且必要的手段。推广分布式储能与分布式电源耦合，发展区块链共享储能技术，有助于协同提高电网对分布式可再生能源的接纳，提升储能利用效率，降低成本。

跨行业协同，加快培育 CCUS 产业化发展。在碳中和目标下，我国能源系统不仅要实现大幅度的减排，还需要通过CCUS消纳二氧化碳排放量。据测算，要实现双碳目标，到2030 年我国需消纳 20 亿吨 CO2，2050 和 2060 年则分别达到40 亿吨和50 亿吨6。而我国陆地系统年均碳汇规模约为 10-20 亿吨，亟待培育CCUS产业，实现规模化发展。目前 CCUS 技术成本较高，主要原因在于捕集过程需要与化石能源利用（包括能源使用与工业使用）设施相结合，而建成后改造成本较高；封存技术尚不成熟，封存空间有限，以及 CO2 经济化利用路径较少，目前主要为石油开采环节驱油，以及生物质燃料生产等。为此，亟待加快捕集技术和装备的研发推广，依托新增化石能源建设项目开展碳捕集耦合技术试点，同时加快 CCUS 建设政策支持与标准规范体系，加快开发低成本封存技术，规划布局储、运、封存基础设施，以及加快探索多元化 CO2 经济利用渠道，协同相关产业开展应用试点和推广。

加快完善政策体系，培育可再生能源装备回收处置产业。预计到 2030 年，我国退役光伏组件预计将超60 GW，风电机组退役超 3.4 万台，动力电池到 2025 年也将累计退役78 万吨。大部分装备如果处置不当，将会造成严重的环境污染。同时，退役装备含有大量有价值成分，如木材、锂、玻璃、硅、银、铜、铝等，优化回收利用可降低全产业链成本和能耗。目前，可再生能源装备回收产业面临回收率低、二次污染和成本高收益低的问题。应加快制订可再生能源关键设备回收处置相关法规，明确回收处置责任义务和执行标准；培育领头羊型回收企业，鼓励生产企业参与回收环节，建立成本分担、激励共享机制，优化产品设计提升回收处置便利性；研究装备二次利用和梯次利用技术标准和规范。

3.由点及面稳步推进多种能源协同耦合按照先局部后整体的发展思路，优化可再生能源发展模式。坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举、发电利用与非电利用并举。重点推广可再生能源并网前端实现多能协同。 结合煤电灵活调峰改造，推广资源区煤矿地下水库电力调峰技术，煤碳与太阳能光热、风能、地热能耦合发电技术，可再生下一体化的风、光、电、热、气多元协同的清洁能源基地。加快研发并示范多种类生物质原料转化燃料技术。包括高效转化乙醇、定向热转化制备燃油、油脂连续热化学转化制备生物柴油等系列技术。加大生物乙醇等产品终端应用推广。