亚洲的能源消耗在全球位居首位，能源需求也远高于别的地方，是世界上最大的碳排放地。打造零碳电力系统对亚洲实现碳中和、实现绿色发展意义重大。

  日前举行的博鳌亚洲论坛2024年年会“加速迈向零碳电力”分论坛上，全球能源互联网发展合作组织创始主席，中国电力企业联合会原理事长刘振亚，能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥，南方电网公司总经理钱朝阳，中广核副总经理施兵，全球绿色增长研究所全球可再次生产的能源部门负责人/副总监尼尚·巴德瓦杰，中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放，博鳌亚洲论坛副理事长、十二届全国政协副主席、中国人民银行原行长等嘉宾，围绕“亚洲迈向零碳电力过程中存在的问题和挑战”展开深入探讨。

  博鳌亚洲论坛2024年年会发布的《可持续发展的亚洲与世界2024年度报告》显示，2022年亚洲电力与供暖系统温室气体排放量已达97.2亿吨，占本地区总排放量的38%，占世界排放量的64%。根据IEA预测，到2025年，亚洲将消耗全球一半的电量，中国用电量将达到全球的1/3；未来三年，全球电力需求量70%以上的增长将来自中国、印度和东南亚。如不加速转型，届时全球很难达成既定减排目标。因此，亚洲已然成为全世界应对气候变化任务最为紧迫的区域，碳减排进程亟需按下加速键。

  “亚洲迈向零碳电力过程中存在四个方面挑战。”刘振亚表示，一是高碳发展占比高，2022年亚洲碳排放达到了世界57%以上，尽管发电装机火电装机占到了58%，但是碳排放量占到亚洲75%以上；二是电力需求量开始上涨快，据测算，到2035年亚洲将达到21亿千瓦时以上，占全球的65%以上；三是电力保供压力大，以及自然灾害的影响；四是经济和技术压力大，电力实际需求大，对技术方面的要求高。刘振亚认为，经过亚洲各国人民的共同努力，一定能实现能源转型和零碳电力。

  关于亚洲地区的挑战，邹骥从三方面阐述，一是人均收入水平参差不齐阻碍亚洲地区电力增长，需要技术和投资来建设电源，建设电网；二是就亚洲地区而言，地理政治学形势削弱了本可以相互连通的贸易投资，导致交易成本增加。三是技术方面，需要全面系统化优化电力系统。但挑战也是机会，可以发展往分布式可再次生产的能源，建配网微网。

  从应用的角度，钱朝阳分析，现在亚洲能源资源丰富，增长迅速，目前能源占全球47.2%，光能占28%。到2022年底亚洲的装机新能源占比超过25%，但是开发和投入还是显得不足，目前已经开发的装置只占10%，且开发的主要动力是中国。2023年，中国可再次生产的能源装机达到了15.16亿千瓦，占比51.9%，首次超过了化石燃料。在2023年，新增可再次生产的能源装机是3.05亿千瓦，占全球总装机一半。到2030年中国可再次生产的能源的装机占比将达到54.2%。

  从约束的角度，邹骥表示，亚洲迈向零碳需要更加明确的激励约束机制，比如使用绿电的激励机制。去年结束的第28届联合国气候变化大会（COP28）首次提出以公正有序的方式推动能源系统逐步远离化石能源，提高可再次生产的能源的比重。“要先把可再次生产的能源培养起来。”邹骥称。

  “亚洲清洁能源发展面临的挑战，首先是化石能源依赖太大。”施兵介绍，亚洲化石能源消费占能源消费85%；并且亚洲各国对清洁能源政策发展存在很多的难点和不统一，“还是要逐步加强国际合作，解决电力互联互通。”

  从全球角度或者是从亚洲更广的角度来看，尼尚·巴德瓦杰认为可再次生产的能源方面的挑战，包括装机和可再次生产的能源的使用。首先是有的国家缺乏规划、执行和实施正确的项目的能力，要构建迈向零碳电力时代的亚洲合作机制建设，避免亚洲抗击气候平均状态随时间的变化被拖累；其次是很多国家不具备政策框架，不能够从系统角度来帮助可再次生产的能源的发展；第三是可再次生产的能源项目的财务可持续性不足，有60%、70%没有办法进行融资或者是贷款；最后是采购风险方面，由于电网能力有限，一些能源生产之后没办法配送到相应的区域，因此电网应该具备动态、灵活的特点，也要有新的机制和方式促进电网数字化。

  “实现零碳电力、零碳转型，重点是政策、技术、金融、能力四方面。”尼尚·巴德瓦杰表示，政策方面，平衡传统电力和新能源电力；技术方面，AI系统、数据化网络，能提高电力系统运行的智能程度；金融方面，各国都在寻找新的融资方式，比如绿色债权或者是可持续发展挂钩债权；而能力方面，是国家规划、执行和实施正确项目的能力，也是迈向零碳电力时代的亚洲合作机制的能力。

  “需要价格机制来约束化石能源的电力供应，特别是煤电。”邹骥认为，从亚洲来讲，电网建设、电网优化将起到很重要的作用，包括电压等级的提高及优化调度的能力，是电力供给的安全和稳定的根本保证。在需求方面，包括跨国之间的协调、投资等，也需要更好的价格信号进行调节。

  电网相互连通不足，互济互补机制还没有建立。钱朝阳提出，希望能够通过合作的机制和市场的机制，促进亚洲可再次生产的能源开发利用，促进基础设施相互连通，实现更大范围的资源配置，从应用层面解决亚洲可再次生产的能源利用问题。

  强调，要真实、有效地反映二氧化碳排放的代价。“要建立更好的激励约束机制，才能顺利转轨。”称，由于风电光伏间歇性，需要更强大的调度能力，对各种能源来源和使用预测的能力及有备份的调峰调谷的能力。从经济学角度来讲，要使煤电与新能源的价格拉开差距，以此才能引导需求方实现资源配置优化，目前煤电的使用价格并没有明显高于可再次生产的能源。指出，围绕二氧化碳排放重新布局和做新的投资，要从供需两个方面考虑。

  2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，其中提出，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，到2030年全国统一电力市场体系基本建成。聚焦中国，韩放表示，可再次生产的能源加快速度进行发展带来了四方面挑战：一是政策保障方面，政策体系不成熟；二是市场机制上，要适应新能源波动性；三是逐步优化价格机制；四是要在技术标准上需要形成一个全社会低碳转型发展的共识。

  “促进电力市场转型是要素比价的问题，是煤电和可再次生产的能源电力的比价。”邹骥补充道，转型背景下，技术创新和技术研发的目标市场，是不能搞过分竞争，也不能搞垄断，不完全竞争的市场。以研发能力为导向，通过研发降低系统成本，改善价格成本基础，有利于电力市场转型。

  钱朝阳认为，目前能源转型阶段，正是以新型电力系统建设来推动新型能源体系构建的关键阶段，即源网荷储互补的阶段。需要用这样的方式实现能源转型两个目标，一个是安全平稳的能源供需匹配，就是清洁低碳供用能需求；二是促进能源转型责任的落实。

  钱朝阳称，电力市场机制平衡作用主要关注四点。一是国家出台的煤电容量电价政策十分及时，确保传统能源合理收益。二是现在设立传统能源入市交易，电价要体现成本合理传导，也能够有可持续作用。三是建立高成本技术的补偿和低成本技术超额回收，共同防止了抬高用户的成本。四是新能源市场要改变过去初期阶段“保量保价”的收益模式，要用市场的体制提高合理报价结算机制。

  “电力市场机制在电力市场不断成熟的过程中还有三个完善的方向，完善容量补偿机制；构建容量市场构建更大规模的复合条件的市场。”钱朝阳表示。(本文首发钛媒体App 作者 张洪锦）