■ 中国工业报记者 余娜

“十五五”是我国推进能源革命、实现“双碳”目标的关键期。如何保障能源安全可靠供应的同时，加快构建新型能源体系，坚定不移地推进清洁低碳转型，成为能源行业共同面临的核心挑战。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受中国工业报记者采访时表示，“十五五”时期是我国实现“双碳”目标的关键阶段，2030年是碳达峰的目标节点。2024年清洁能源占比约18%，即使保持每年10%的增速，也只能满足约2个百分点的新增能源需求。2025年能源需求增长预计为4.0％左右，这意味着仅靠清洁能源扩张远远不够，未来必须在供给端和需求端同时发力。风电、光伏仍必须保持更大幅度的增长，政府也应加强市场监管与政策引导。

成本是关键落脚点绿证绿电协同问题凸显

电力低碳转型将主要依托对风能、太阳能等低碳能源资源的开发利用，且必须坚持集中式与分布式并举的发展路径。

“十五五”时期，能源电力行业如何实现低碳转型？

国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍表示，总体看，电力低碳转型将主要依托对风能、太阳能等低碳能源资源的开发利用，且必须坚持集中式与分布式并举的发展路径。

蒋莉萍分析，在2023年启动的第三监管周期输配电价核定时，首次提出将“系统运行费用”单列在供电成本中，且分省核算。电力系统运行费用包含辅助服务、抽水蓄能等与系统调节运行相关的设施投入。多方研究分析认为，国内至少在电力需求达峰之前，转型发展带来的供电成本呈上升趋势，主要原因就是系统运行费用将随着可再生能源占比的上升而出现较大幅度的增长。欧盟等国家和地区的研究分析也得出了类似的结论。

“未来十年，我国电力需求仍将持续增长，新增电力供应主要依靠新能源，且存量电源也需要逐步被新能源替代，因此新能源电源设施投入的可持续性至关重要。”蒋莉萍说。

电解铝行业通过向清洁能源富集地区转移及自备电向网电转化，近年来绿电比例已有较大提升。

对此，北京安泰科信息科技股份有限公司首席专家熊慧分析，电解铝作为首个电力消费行业纳入绿电消费比例考核，一方面将对绿电消纳产生积极的推动作用，另一方面也将加快电解铝能源转型进程。

谈及绿电消纳成本，熊慧表示，按照电解铝生产分布及对各地电解铝绿电消费权重要求，估算2025年全行业绿电消费比例要求将达到42%，比2024年实际绿电比例有较大提升，行业将通过加大绿电和电力绿证购买以满足考核要求。据测算，按照2024年绿证平均单价5.59元/个计算，全行业购买绿证的支出折合每吨铝约20-30元。考虑到当前约21000元/吨的铝价及良好的行业盈利水平，压力尚可接受。

熊慧提醒，继向水电丰富的云南地区转移之后，当前产能转移重心正转向内蒙古、新疆等“煤电+新能源”丰富地区。通过绿电直连建立“自备绿电”，以火电调峰配备储能，实现了40%甚至更高的绿电比例。然而，绿电直连政策在落地中仍面临备容费、过网费等附加费用，导致绿电成本上涨，呼吁出台进一步的鼓励政策。技术上，虽然行业正在研究柔性电解技术以适应新能源波动，但由于电解铝工艺对供电稳定性要求极高，柔性调节难度很大。总体而言，在政策考核、碳中和目标及下游客户低碳原料需求的共同驱动下，电解铝行业正积极通过多重手段力争更多消纳绿电。

此外，针对绿证市场的衔接问题，蒋莉萍认为政策措施的到位至关重要。随着“十五五”期间碳双控政策架构的建立，政府需要对所有主体设定明确的碳配额或绿电配额指标并严格考核，一旦打通这一环节，绿证与市场的衔接将迎刃而解。

关注供热保障平衡化石能源退出与新能源扩张

煤电在近中期仍是保障新能源消纳的关键支撑，但已进入转型关键期。

“十五五”时期，如何平衡化石能源的有序退出与新能源的稳步扩张？

蒋莉萍认为，核心在于决策主体的责任分层。煤电的“退”与新能源的“立”是彼此密切关联的两个问题。“退”的节奏应由国家宏观主管部门把控，重点在于确保整个电力行业单位发电量的碳排放持续下降，而不在于煤电装机容量是否减少或某个煤电设备的退役。而“立”的过程中，核心关切应该放在如何及时调整和清晰界定各类主体在保障电力保供与安全稳定上的责任，在此基础上，应充分发挥投资主体的自主性，这包括技术提升以及推动政府完善市场机制，以兑现其所提供的电力产品（发电量、容量保障、运行灵活性等）的合理价值。

谈及煤电转型，南方电网能源研究院投资所项目经理梁展鹏建议，在容量市场完全建立前，应进一步细化容量补偿标准，针对不同机组的调节能力和技术特点给予差异化补偿。此外，化石能源退出需考虑供热需求，许多热电联产机组承担着民生和工业供热重任，短期内难以被新能源直接替代，因此在规划“退”与“立”时建议关注供热保障。

梁展鹏认为，高载能行业首先应通过优化产能布局来降低用能成本。针对存量负荷，可以考虑压减自备电厂出力，通过配套建设新能源项目实现清洁替代，既消纳了可再生能源，又提升了自身的绿色化水平。在技术改造方面，梁展鹏提出要推进生产端的节能降耗，推广高效设备以减少原料及能源消耗。他特别指出，企业应探索与虚拟电厂等新技术的结合应用，提升用电负荷与绿电供应的匹配度，从而缓解新能源波动带来的供能压力。此外，鉴于再生铝的生产能耗显著低于原生电解铝，他建议适当提高废铝或再生铝的利用水平，将有助于降低整个产业链的能源消耗。

值得一提的是，煤电在近中期仍是保障新能源消纳的关键支撑，但已进入转型关键期。

国家发改委能源研究所可再生能源与新能源研究中心高级工程师郑雅楠认为，未来10-15年，煤电将从发电主体向灵活调节电源和安全兜底电源转变；远期随着掺烧低碳燃料发展和CCS/CCUS技术成熟，煤电通过低碳化运行将成为衔接传统能源与清洁能源的“桥梁”。在机制层面，则需要现货市场引导灵活运行、辅助服务市场提供持续价值补偿以及容量机制提供长期保障。还需借鉴德国煤电应急备用机制等经验，以应对极端天气下的电力供应。

长期依赖自备电厂的高耗能行业正面临成本结构“一升一降”的严峻挑战。一方面，煤价波动、运输及环保附加成本攀升，导致煤电成本显著增加；另一方面，光伏组件成本近十年下降超过80%，单从光伏度电成本看，已逼近甚至低于煤电。他举例称，据调研甘肃某铝业企业，其自备电厂煤电成本约为0.38元/度，而当地光伏成本仅为0.23元/度，新能源已成为更经济的选择。高耗能企业的用能转型应遵循循序渐进、多能互补的路径。

储能界限日益模糊探索电网替代型储能路径

储能从“成本项”变为“价值项”，促使企业根据实际需求精准布局，从根本上提升了储能的经济性与实际利用率。

今年发布的《关于新型储能制造业高质量发展的行动方案》和“136号文”两份文件，正从技术和机制上改变新型储能的发展逻辑。

郑雅楠分析，《关于新型储能制造业高质量发展行动方案的通知》从技术角度明确提出加快新型储能技术多元化布局，同时将安全可靠性、经济可行性与能量转化效率作为核心目标。136号文通过推动新能源上网电量全面进入电力市场、取消“强制配储”要求，扭转了此前配储“被动执行”的局面。风光项目为平抑电价波动风险、提升收益稳定性，开始主动规划储能配置，这一转变让储能从“成本项”变为“价值项”，促使企业根据实际需求精准布局，从根本上提升了储能的经济性与实际利用率。

“目前，电源侧、电网侧、用户侧储能界限日益模糊，‘独立储能’和‘共享储能’成为大趋势。在收益渠道上，储能系统不仅能参与电力现货市场交易获取收益，还可通过提供调频、黑启动等辅助服务拓展盈利路径，更能与分布式能源、虚拟电厂深度融合，形成综合能源服务模式，进一步提升商业价值。”郑雅楠说。

梁展鹏主要从投资角度分析了新型储能面临的挑战。

他表示，基于当前电力现货市场的运行或试运行情况，储能通过充换电价差获取的电量交易收入暂时难以单独支撑回报，而调频辅助服务市场竞争激烈，2024年南方区域出现了“量增价减”趋势。因此，容量补偿电价成为支撑投资回报的关键。目前相关政策只在部分地区出台实施，而且部分政策有效期也较短，导致许多投资方持观望态度，市场亟需中长期的明确政策以稳定预期。

在“电网替代型储能”的应用前景中，梁展鹏认为，在负荷中心扩建困难或偏远地区供电质量不佳的场景下，配置储能可能具备良好的经济效益和社会效益。然而，目前关于这类储能的准入认定、成本回收机制尚不明确。他呼吁应加强认定标准和流程相关研究，探索电网替代型储能发展路径。

“十五五”时期，新型储能市场空间将有多大？

对此，张盛预测，到2030年我国新型储能装机规模有望达到2.5亿-3亿千瓦，增长潜力巨大。

在其看来，三大驱动力正在推动新型储能的发展：一是新能源配储，随着新能源全面入市及午间零电价、负电价的出现，企业为减少考核风险和提升效益，将从被动配储转为主动配置；二是独立储能，得益于内蒙古、甘肃等地的容量电价补贴政策，引导储能向长时发展；三是零碳园区和虚拟电厂，高耗能园区为降低峰时电费和实现错峰用电，将成为用户侧储能的重要增长点。

“通过智能控制参与电力市场和调度，是提升储能整体利用效率的关键。”张盛说。