全国政协委员曹志安：多措并举助力实现“碳达峰、碳中和”目标

3月5日，国务院总理李克强在作2021政府工作报告中提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定2030年前碳排放达峰行动方案。

《中国经营报》记者了解到，全国两会期间，全国政协委员、南方电网公司总经理曹志安的提案聚集于碳达峰、碳中和，建议加强跨省区能源资源优化配置，推动储能产业规模化发展。

曹志安在提案中表示，“‘碳达峰、碳中和’目标的提出，彰显了我国坚定不移走绿色发展道路的雄心和决心，为我国应对气候变化、推动绿色低碳发展提供了方向指引和根本遵循。”

跨省资源优化配置

曹志安建议，统筹利用全国资源、加强跨省区资源优化配置，支撑可再生能源加速规模化发展和高比例灵活消纳，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。

长期以来，我国能源资源和需求呈明显的逆向分布特征。东北、华北、西北等“三北”地区，以及西南地区能源资源丰富，而负荷中心东南中部地区大气污染防治任务艰巨，自身清洁能源资源有限，难以满足中长期发展需要。在此背景下，深化西电东送、扩大北电南送，推动“三北”、西南资源富集区域可再生能源大规模发展和外送，是实现我国“碳达峰、碳中和”愿景下能源发展战略目标的关键。

曹志安认为，从历史和实践看，实施西电东送国家战略，加大跨省区能源资源优化配置，有力促进了我国可再生能源发展和能源结构转型。

目前，我国西电东送已经形成北、中、南三大通道的送电格局，总规模达2.6亿千瓦，年送电量超1.2万亿千瓦时。以西电东送南通道为例，“十三五”期间，南方电网公司陆续建成金中、鲁西背靠背、滇西北、乌东德直流等西电东送重大工程，充分发挥跨省区输电通道送电潜力，5年累计送电量达到1.07万亿千瓦时，输送清洁能源占比超过80%，相当于节约东部地区标煤消耗2.71亿吨、减少二氧化碳排放7.21亿吨。至2020年底，南方五省区非化石能源装机和发电量占比分别达到55.6%和53.2%，远高于全国平均水平。

随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，可再生能源将迎来大规模加速发展期。风电、光伏发电等可再生能源具有随机性、间歇性、能量密度低等特点，给电力系统实时平衡带来巨大挑战，必须统筹施策，有效化解调峰、输送和消纳等难题。

基于上述内容，曹志安建议，加强跨省区能源资源优化配置，助力实现可再生能源更大范围的跨时空平衡、破解消纳难题，服务我国“碳达峰、碳中和”目标实现。

具体而言，建议制定跨省区能源资源优化配置中长期规划，坚持全国一盘棋，实现跨省区生产力布局、能源供需、绿色发展等方面的优势互补。同时，充分发挥政府协议引导与市场配置资源“两只手”作用，完善“中长期协议+市场”的跨省电力交易模式，加快跨省区碳交易市场机制建设，不断完善跨省区清洁能源消纳长效机制。此外，由于南方区域能源整体自给率低，建议统筹规划区外清洁电力送入南方区域，深化西电东送，加大云贵新能源开发，巩固能源基地作用，加快藏东南清洁能源基地开发并送电南方电网，保障南方区域西电东送可持续发展；拓展北电南送，积极研究规划北方清洁能源基地送电南方电网区域，与以水电为主的西电东送形成互补，有效改善南方区域跨省区送电的持续性、稳定性。

“南方电网公司将充分发挥电网资源优化配置平台作用，促进能源生产消费方式绿色转型。”曹志安表示，南方电网公司将制订实施服务“碳达峰、碳中和”工作方案，持续开展清洁能源消纳专项行动，全面融入、全力服务广东、广西、云南、贵州、海南及港澳地区“碳达峰、碳中和”目标实现，推动构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

做好储能产业顶层设计

在国家政策鼓励下，我国储能市场呈现提速发展趋势，核心技术不断突破，许多商业示范项目已具备一定经济性。截至2020年底，我国储能装机规模达3500万千瓦。

记者了解到，近年来南方电网公司积极开展技术研究和示范，组织实施了国家重点研发计划“海水抽水蓄能前瞻性技术研究”“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术研究”等科技研发项目，全力促进南方(以广东起步)电力辅助服务市场建设，探索构建储能发展市场化机制，推动储能产业进一步发展。

曹志安表示，储能产业规模化发展是实现大规模、高比例可再生能源接入的关键手段，是实现能源行业高质量发展的重要方向，也是实现战略性新兴产业发展壮大的有力支撑，对实现能源清洁低碳转型、推动高质量发展具有重要意义。

随着储能技术不断成熟、成本快速下降以及应用场景不断涌现，储能规模化商业应用迎来了新的发展契机。但是，储能产业发展仍然面临政策体系不完善、投资回报机制不健全、关键核心技术有待突破等问题。

对此，曹志安提出三方面的建议。一是统筹做好储能产业发展顶层设计。进一步加强规划引领，开展储能专项规划研究，明确发展目标和实施路径，做好与电力规划、新能源规划的统筹协调，推动储能产业科学有序发展。健全储能配置体系和技术标准体系，明确电源侧和用户侧储能(尤其是电化学储能)的独立主体资格，明晰储能项目备案流程，完善储能并网、梯次利用安全等相关规范和标准，为储能产业发展营造良好营商环境。

二是建立储能产业发展成本疏导和投资回报机制。建议力推“可再生能源+储能”的发展模式，依据稳定导则等技术标准要求，推动储能作为高比例新能源地区新能源场站的基本配置，其成本通过提高新能源消纳比例、提升外送通道利用效率等收益疏导。对于电网侧储能，编制储能专项规划，报送国家能源主管部门批准，电网企业投资建设的储能设施作为核价范围有效资产，通过输配电价疏导。对于电源侧和用户侧储能，建立科学有效的辅助服务计价方法和完善峰谷电价机制，实现储能投资获取合理回报，引导社会资本投资。

三是建议加大储能产业发展科技创新投入力度。引导先进储能技术装备与系统集成创新，大力发展中、小型抽水蓄能，重点加快高安全、长寿命、低成本化学储能技术攻关，开展氢能技术等研发示范，有序做好先进储能技术储备，加快产业链系统布局。出台支持先进储能技术研发和示范应用的财政金融优惠政策。充分发挥国有企业产业链龙头带动作用，鼓励电网企业投资建设电化学储能站，推动电力储能多场景规模化应用，带动全产业链创新发展。