谢克昌院士：面向2035年我国能源发展的思考与建议

党的二十大报告提出，到2035年，我国要广泛形成绿色生产生活方式，碳排放量达峰后稳中有降，生态环境基本好转，美丽中国目标基本实现。立足国情，实现能源高质量发展，是建设美丽中国、提升经济社会发展水平的关键环节。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰、碳中和（“双碳”）目标任务，有序推进全国能源市场建设，这是国家总体要求。以煤为主体能源是基本国情，需要立足所处发展阶段，审慎研判国际形势，加强煤炭清洁高效利用，增强新能源的安全可靠替代性，推进储能、氢能等绿色低碳技术研发应用。加快新型电力系统和清洁低碳、安全高效能源体系建设，尽快建成能源强国，确保能源供应安全。

根据国家“十四五”规划纲要，2035年是我国基本实现社会主义现代化的重要时间节点，因而开展面向2035年的能源发展战略研究是学术热点和社会关注点。本文着眼2035年前我国能源综合发展课题，系统梳理氢能、储能、核能、煤炭、可再生能源、油气等的进展与趋势，提出能源领域发展目标以及就如何实现此目标而展开的初步思考，可为推动能源革命、确保能源供应、推进低碳转型等方面的技术和管理研究提供启发与参考。

在能源生产方面，2021年煤炭、原油、天然气产量分别为4‍.13×10⁹ t、1‍.99×10⁸ t、2‍.076×10¹¹ m³；发电装机容量为2‍.377×10⁹ kW，年发电量为8‍.5×10¹² kW·h。装机容量实现了快速增长，总体规模位居世界首位。在能源消费方面，2021年一次能源消费总量为5‍.24×10⁹ tce，连续多年成为世界最大的能源消费国，煤炭、可再生能源（如水电、风电、太阳能发电）消费国。但在人均用能强度方面，虽然近20年我国累计增幅约为300%，但距离发达国家仍有不小差距，2021年仅为美国的1/3、德国和日本的2/3。

能源结构不断优化，新能源在“十三五”时期得到快速发展，通过“三去一降一补”逐步淘汰落后产能并增加优质产能，稳步提升能源清洁低碳化水平。同时，伴随着火电、煤化工产业的优化升级以及新能源产业的发展壮大，能源消费结构优化取得突破，清洁低碳转型步伐稳健。其中，非化石能源装机占比由2015年的35%提升至2021年的47%，非化石能源发电占比由2015年的27%提升至2020年的34‍.6%，非化石能源消费占比由2015年的12%提升至2020年的16‍.5%；煤炭消费占比持续下降，由2015年的64%下降至2021年的56%，完成了能源发展“十三五”规划目标。

稳步推进“提质增效”攻关工作，改善了能源资源综合利用水平。单位国内生产总值能耗由2015年的0‍.62 tce/万元下降到2021年的0‍.46 tce/万元，但仍为世界平均水平的1‍.4倍左右。大型煤矿的原煤生产综合能耗为0‍.0 104 tce/t，下降了12个百分点；煤矸石及低热值煤综合利用发电装机量为4‍.3×10⁷ kW，年利用煤矸石约1‍.5×10⁸ t。矿井水综合利用率、煤矸石综合利用处置率、土地复垦率分别为79%、73%、57‍.5%。煤电机组性能提升明显，火电厂供电标准煤耗为302‍.5 g/kW·h。可再生能源保持了较高的利用率水平，2021年水能利用率为98‍.8%，风能利用率为96‍.9%，太阳能利用率为97‍.9%，“三弃”电量显著减少。

能源技术自主创新能力、装备国产化水平进展较快，在部分方向达到了国际先进水平。当前，已建立了较为完备的清洁能源装备制造产业链，覆盖了水电、核电、风电、太阳能发电；成功研制了单机容量为1×10⁶ kW的水电机组、单机容量超过1×10⁴ kW风电机组，打破了光伏电池转换效率的世界纪录。建成若干座应用先进三代技术的核电站，在新一代核电、小型堆等核能利用技术方面取得突破。油气勘探开发技术能力持续增强，低渗原油及稠油高效开发、新一代复合化学驱油等技术达到世界先进水平，页岩油气勘探开发技术与装备水平大幅提升，天然气水合物试采取得成功。大型矿井建设、特厚煤层综放开采、煤与瓦斯共采、燃煤超低排放发电、高效煤粉型工业锅炉、现代煤化工技术等达到或接近世界先进水平，主要煤机装备、大型粉煤气化技术实现了国产化。

国家能源体制机制改革进入了“深水区”，重点能源领域和关键环节的市场化改革持续深化，如油气体制改革全面启动，电力体制改革积极推进。逐步构建了布局合理、竞争有效的能源市场，完善了主要由市场供需来决定的能源价格形成机制，使得市场在配置资源方面的作用更为突出。① 油气勘探开发市场有序放开，油气管网运营机制改革取得关键进展；实现了管输和销售业务分离，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（2017年）实施成效显著。② 全国统一的电力市场体系正在建设，以中长期交易为“压舱石”、辅助服务市场为“稳定器”、现货试点为“试验田”的电力市场体系初步显现。③ 能源领域“放管服”改革取得成效，“十三五”时期取消和下放的审批事项占比为72%。

立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备，持续完善“产供销储”体系，建成了较为完备的油气政府储备、企业社会责任储备。截至2020年年底，9个国家石油储备基地、14个亿吨级煤炭生产基地、9个大型煤电基地、9个大型风电基地建成或处于在建状态。实施煤制油化工科技攻关，形成了具有自主知识产权的煤气化、煤直接液化、煤间接液化等成套工艺技术，装备国产化率超过98%。2021年，煤制油产能为9‍.31×10⁶ t，煤制气产能为6‍.125×10⁹ m³；传统油气替代的技术储备与产能储备作用初步显现，参与国际油气谈判的平衡筹码效应逐步增强。然而，油气对外依存度持续攀高，油气供给安全问题值得关注，外部因素导致的能源安全形势趋紧。

能源资源禀赋决定了煤炭的基础性地位，煤炭是能源安全保障的“压舱石”“稳定器”。在我国已探明的一次能源资源储量中，油气等资源占比约为6%，而煤炭占比约为94%。这说明，煤炭是自主保障最可靠的能源类型，因而长期坚持煤炭清洁高效与可持续开发利用是应有之义。

我国煤炭工程技术具备了一定的国际竞争优势，为产业升级、高质量“走出去”创造了基础条件。然而，煤炭开发依然存在一些突出问题，不利于提高煤炭绿色、安全、可持续开发水平。着眼未来，开展智慧煤矿建设和智能化开采应用，实施资源综合利用与生态保护，驱动煤炭产业创新升级；引导煤炭行业在加强主业的同时进行多元化发展，提高优质产能与革新产品类别并重。

我国一半以上的煤炭用于发电，近年来随着新能源开发规模的增长，燃煤发电占总发电量的比重持续下降，但燃煤发电在未来相当长时期内仍是电力供应的主力；燃煤发电除继续承担保障电力供应的主体责任外，还将为可再生能源大比例消纳提供灵活调峰服务。在开展节能、应用灵活性、供热等方面技术改造的基础上，推动燃煤发电朝着高参数、大容量、智能化方向发展，侧重新型动力循环系统、智能燃煤发电等技术研发，促进电力装备技术升级、发电用能结构转型。

煤炭清洁高效转化利用取得重大进展，具有自主知识产权的煤气化、煤直接液化、煤制烯烃、煤间接液化等技术开展了大规模的工业化应用，可替代石油消耗约3×10⁷ t/a，成为保障能源安全的新战略路径。着眼未来，提高煤化工产业大型化、园区化、基地化建设水平，结合资源禀赋条件，有序开展陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯、宁夏宁东、新疆北部地区的大型现代煤化工基地建设。

目前，煤炭清洁（绿色）转型进展较快，煤炭作为清洁能源进行应用态势良好。然而，煤炭的高碳属性决定了行业低碳转型发展任重道远，突破碳捕集利用与封存（CCUS）技术和经济瓶颈是未来应用的关键之处。

近年来，我国可再生能源技术进步迅速、成本下降明显，与化石能源的经济性差距逐步缩小，在部分应用方向初步具备了市场竞争力。随着关键技术革新、产业规模壮大，可再生能源在能源结构中的占比将持续提升，逐步由补充能源转化为能源增量主体。在大力发展可再生能源的同时，需提前规划退役期间的无害化处理和循环利用。

水电开发仍有潜力，但水电待开发区域施工条件复杂、建造技术难度大，综合建设成本难以下降。水电技术未来发展需着力优化水电站规划、设计和建设，合理减少项目土建工程量，减轻对生态系统的干扰和社会生活的影响。

风电发展迅速，但局部地区仍存在“弃风”问题。未来应进行风电场的高效开发利用，大幅增加风电比重。持续开发“三北”大型风电基地、东南沿海海上风电基地、东 / 中部地区分散式风电，通过技术创新降低成本并增强竞争力，提高风电在能源生产和消费中的占比。

光伏装机量增长迅猛、布局持续优化，仍局部存在“弃光”问题。未来应坚持集中式与分布式开发并重策略，集中建设新疆、青海、内蒙古、西藏等省份的大型太阳能基地，而东 / 中部地区以分布式为主。

生物质能利用形式多样，相应发电初具规模，但燃料成本偏高等问题较为明显。加强顶层设计并进行系统规划，将生物质能技术应用与美丽乡村建设、精准扶贫等国家重大任务紧密结合。

地热与海洋能资源丰富、潜力较大，但因开发难度大而发展缓慢。因地制宜进行开发利用，重点突破干热岩地热提取等技术；针对海洋能开发利用由单一能种向多能互补、综合利用转变的发展趋势，重点关注波浪能、潮汐能的开发。

我国石油对外依存度将长期保持高位，安全供应面临挑战；陆海油气开发制约、进口通道单一、工程科技滞后于国际前沿、开发扶持政策不完善等现实制约因素突出。

天然气需求持续上升，需要关注“增储上产”。2021年，天然气探明储量为8‍.4×10¹² m³，产量为2‍.076×10¹¹ m³，而消费量已超3×10¹¹ m³。天然气探明程度低，通过常规气老区稳产、新区建产才能保持产量稳定增长；非常规天然气则依赖页岩气、深层煤层气开发以支持规模效益上产。

着眼未来，加强油气勘探开发技术研发，构建开放灵活的油气安全保障体系。创新理论并深化认知，带动新领域拓展、战略接替区准备、重大区带与战略目标落实，支持油气勘探持续取得突破。合理增强国内油气的勘探开发力度，力争实现非常规油气的规模经济开发。继续开展战略储备库、天然气基础设施建设，增强应急保障能力。

我国核电稳健发展，但发电量占比依然不高。2021年，我国商业运行核电机组为53台，装机容量为5‍.326×10⁷ kW，居世界第三位；在建核电机组为16台，装机容量为1‍.75×10⁷ kW，居世界第一位。相比主要核能利用国家，我国核电总装机容量并不低，但在全国发电总量中的占比仅为5%。

核电事业起步较晚，但具有后发优势。早期的核电技术及核心装备多为引进，目前以“华龙一号”“国和一号”为代表的第三代核电机组成功实现商业化应用，国产化率超过85%，体现了最高核安全标准。核电产业发展还存在一些短板，特殊材料、核测仪表、核安全级仪控设备、核安全级数字化控制系统等亟待攻克。

先进核能开发的重点是加强基础研究。第四代核电机组、可控核聚变的开发研究，涉及材料、工艺、测控等基础性科学技术问题，开展相关基础研究需要大科学装置和平台。乏燃料后处理也是完善核燃料闭式循环的关键内容。

氢能是清洁能源和工业原料，绿氢在“双碳”过程中将起到重要作用。形成了包括“制 ‒ 储 ‒ 运 ‒ 加 ‒ 用”在内的氢能产业链，但产业布局缺乏统筹、各地规划趋同；资金、技术创新等资源配置不够合理，重复建设现象已有显现，膜电极、电堆及系统等方面的产能过剩。与此同时，氢能产业的部分关键材料、核心零部件、装备依赖进口，技术自主化率不高。

近年来，我国积极开展氢能技术自主创新与产业化，技术成果转化应用效果显现，但与国际先进水平相比仍有差距。当前应用的氢气多由流程工业内部的高碳流程制取，大规模可再生能源制氢工作还未展开。大电流密度条件下制氢的电解槽能耗问题，氢气温和条件液态化规模储备、高密度存储、长距离 / 大规模运输、低成本快速加注技术等仍需突破；对于氢燃料电池相关的催化剂、碳纸、智能制造装备等，关键技术亟需提升。绿氢制备项目多处于研发示范阶段，提高效率、降低成本、规模化生产尚需时日。

储能规模化发展势头初显，但产业发展整体质量亟待提升。2021年，已投运的储能项目装机容量为4‍.61×10⁷ kW，标志着从商业化初期转入了规模化发展的新阶段；但储能发展的长效机制、标准体系、技术成本等均需及时补充或完善。

近年来，抽水蓄能以外的新型储能技术发展迅速，尤其是电化学储能取得长足进步，但储能安全性问题未能缓解；压缩空气、液流电池等长时储能技术进入了商业化初期，飞轮储能、钠离子电池等技术逐步开展了规模化示范。改善储能系统的运行效率，提高装置循环寿命，降低综合生产成本，开展本征安全与能源管理，在促进储能产业规模化发展的基础上推动可再生能源的大规模、高质量应用。

坚持系统观念，改变既有思维，通盘谋划并切实推动能源革命，积极开展能源低碳转型，确保能源供应安全，实现高质量发展。通过研究和论证，我国能源革命、“双碳”行动可按4个阶段进行推动。

能源革命和实现“双碳”目标都是渐进过程，二者紧密关联；最终构建现代能源体系，完全实现能源领域“需求合理化、开发绿色化、供应多元化、调配智能化、利用高效化”，建成能源强国。在上述过程中，保障能源安全既是前提又是基础，还需全面协调经济、社会、环境、气候等多方面关系。立足以煤为主的基本国情，运用系统思维，稳妥处理近中期与中远期、存量脱碳与增量引导、战略方向与现实基础的辩证联系。“富煤”是相对而言的，开展资源和产能储备，释放优质产能，同步划定煤炭产能“红线”；在新能源具备安全可靠替代条件的基础上，传统能源逐步退出，支持实现能源绿色低碳转型。

节能是“第一能源”。国家能源安全新战略提出：推动能源消费革命，抑制不合理能源消费，控制能源消费总量，落实节能优先方针，将节能贯穿于经济社会发展的全过程和各领域；调整产业结构，重视城镇化节能，形成能源节约型社会。我国当前的能耗强度依然偏高，如果能耗强度下降到世界平均水平，可节能量约为1‍.58×10⁹ tce，减少排放近4×10⁹ t CO₂。以系统节能为切入点，以重点工业、居民生活用能为突破口，实行先进能效标准，建成能源节约型社会。

牢固树立系统节能理念，全面提高能源利用效率；积极调整产能结构、优化工艺路线，加强能源计量管理和优化运行，实现能耗大幅降低。科学论证并精准制定建筑节能标准，实施建筑能效提升工程；控制城镇建筑规模，完善建筑节能标准体系，促进可再生能源利用与建筑结构的有机融合。规划全民节能行动，引导全社会形成绿色低碳生活方式与消费模式；抑制不合理能源消费，逐步实现节约用能从外部约束到自觉行动的转变。

能源资源约束趋于紧张，调整结构、提高能效、减少碳排放、保障能源安全等矛盾交织。加强煤炭清洁高效低碳利用，切实发挥煤炭的兜底保障作用，确保能源发展主动权。加强能源领域战略性前沿技术、重大应用技术研发，开展以清洁低碳、安全高效为核心的煤炭清洁高效与低碳利用技术创新，将目前依靠需求拉动的“被动式”创新逐步转向由技术积累 / 需求拉动双重推动、主 / 被动相结合的创新模式。

提升煤炭行业的集约化、高效化、智能化发展水平，科学保护煤炭资源，严格限制散煤利用，全面提升煤炭加工利用的集中度和清洁性。建立煤电、煤化工发展的准入及退出机制，淘汰落后产能，驱动煤电的集约化、高参数、大容量、清洁化、智能化发展；有序发展煤基新材料、碳材料，引导现代煤化工的高端化、清洁化、低碳化发展，实现煤炭由单一的燃料属性向燃料 / 原料并举转变。开展大规模（百万吨级 / 年）碳捕获与封存（CCS）/CCUS关键技术研发和工程示范建设，发布综合配套政策，推进CCS/CCUS的碳减排量核实研究并纳入碳市场认证交易。

可再生能源快速发展并成为能源供应增量的主体已是共识。然而，传统能源的逐步退出需建立在新能源安全可靠替代的基础上，能源降碳与能源安全不可偏废。可再生能源发展需采取系统观念并进行全局谋划。在可再生能源技术发展、逐步替代化石能源的过程中，应科学规划并算清“经济账”，即技术与经济考量相结合，全面反映能源系统的经济性。若过早就不合理、不成熟的可再生能源开发利用技术进行产业化，可能引发技术路线、经济投资的“锁定”效应，将不利于能源发展全局。

制定可再生能源中长期发展专项规划，科学统筹并有序推进可再生能源行业发展。协调发展新能源产业构成，解决大规模新能源接入可能带来的电力安全与稳定性挑战；引导“风光水储氢”产业模式创新，构建电源侧储能、电网储能、需求侧响应协调发展机制，开展跨季节热储能技术与工程示范。完善可再生能源补贴退坡制度设计，提升可再生能源补贴的精准性和有效性。

我国积极参与全球气候治理，得到了国际社会的认可，然而能源系统中的消费持续增长、高碳品类占比高、碳排放规模大、低碳转型难度大等问题是客观存在的。能源系统实现碳中和任务艰巨，应革新能源技术、创新能源业态，在加快低碳转型的过程中寻找发展机遇，推动能源更好、更快、更绿色发展。化石能源、非化石能源耦合互补的能源系统是未来经济可行的能源发展模式。随着新能源装机规模进一步扩大，电力系统的边际成本将明显增加，保障电力系统调峰、调频需求的辅助成本占比也将大幅提高，近零碳排放的化石能源利用（配以CCUS技术）将成为平衡和兜底组合的重要形式。

能源安全事关经济社会发展全局，保障能源系统安全稳定运行是近中期能源转型的首要前提。结合当前形势及近中期演变，能源需要“靠得住、用得起、能作主”，应系统谋划能源供应的充足性、可靠性、价格可承受性、稳定性；尤其是大规模、高比例可再生能源接入电力系统后，更要考虑各类不确定性事件的潜在影响，发挥煤炭等化石能源在保障能源安全底线方面的关键作用。化石能源的减量及退出充分论证，避免过程冒进，确保能源系统以安全可靠、经济可行的方式满足经济社会发展需求；有关成本分摊安排需有可实现性，以支撑“双碳”战略目标的稳健实现。

在有关能源政策规划的编制过程中，突出能源供给与运行安全的重要性，针对性制定政策法规。加强新能源与传统化石能源协同开发利用模式研究，特别是强化能源电力、能源化工、能源冶金等零碳排放技术及工艺模式研发，支持新能源制氢（绿氢）、（煤）化工耦合制取零碳排放化工品、绿氢直接还原炼铁工艺等应用技术研究与工程示范。加快构建新型电力系统，统筹煤电与新能源发电，支持新能源发电逐步成为电力供应主体，兼顾电力安全稳定运行和系统平稳转型。加强“油气煤”国家储备、安全灵活的智能电网与能源互联网等重大工程建设，切实把握能源安全保障底线。