唐元:实施十大工程 加快能源革命

选择字号:   本文共阅读 39 次 更新时间:2021-01-25 11:33:15

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唐元 (进入专栏)  

  

   能源是经济社会发展的重要物质基础。我国既是能源消费大国,也是能源生产大国。随着现代化进程的不断推进,我国能源需求持续增加,能源供需矛盾日益突出,成为长期可持续发展的一大软肋。增强能源安全,为经济社会可持续发展提供坚强有力的能源保障,是一项十分重要而艰巨的战略任务,直接关系到我国现代化进程的顺利推进。中央提出能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命,需要在客观分析我国能源资源状况、供需形势、发展潜力、国际环境的前提下,进一步解放思想、理清思路,以前所未有的决心和更加有力的措施,创新体制机制、促进转型发展、优化供给结构、推进节能降耗,增强能源可持续发展能力和保障能力。有鉴于此,立足我国缺油富煤、水核光风电潜力巨大的能源资源国情和需求持续增长的能源消费实际,着眼解决能源供需格局严重错位、煤炭利用清洁化不高、一二次能源转换效率低、油气进口安全性差等问题,按照节约优先、立足国内、多元发展、保护环境的战略思路,特建议实施十大国家能源工程。藉此十大工程,加快能源革命,为国民经济和社会发展提供安全、可靠、经济、清洁的能源保障。

   一、实施能源林工程,建造可再生绿色油田。我国石油资源匮乏,需求增长迅猛,进口依存度不断提高,受国际环境动荡不安的影响,我国石油供给安全受到严重威胁,增强我国石油保障能力的紧迫性日益突显。同时,我国也是山地资源非常丰富的国家,仅仅宜林荒山荒地就有32亿亩以上,利用这些荒山荒地种植油料能源林,具有不与人争粮、不与粮争地、对环境友好的特点,可大规模种植并生产生物柴油,形成"可再生的绿色油田",增强油品供给能力,替代石油进口,保障石油安全。据调查,我国大规模实施能源林工程的条件已经具备,时机较为成熟,各方面效益均十分显著。一是工程技术可行。我国适合荒山荒地种植的油料植物有100多种,如麻风树、乌桕、桐子、文冠果、黄连木等,果实含油量在30%以上,榨油、炼油技术也已完全成熟,相应的混合柴油国家标准已经制定,国家已在四川、贵州、湖南、海南等地开展了试点,为大规模实施能源林工程积累了经验。二是经济效益可观。经调研保守估计,种植10亿亩油料能源林可年产生物柴油1亿吨左右,从植树造林到成林产籽出油大约需要5年时间,需建设成本1.2万亿元左右(其中造林大致需要1万亿元,建榨炼油厂等配套设施大致需要2千亿元),建成生产后年均运营成本大致要4千亿元,建成后能源林一般可持续产果炼油50年左右,按照目前柴油价格每吨8900元测算,即使没有国家政策支持10年内也可收回成本,经济效益非常可观。三是社会生态效益显著。荒山荒地主要分布在我国中西部贫困山区,能源林工程将成为这些贫困地区的特色产业,为当地农民提供就业机会、增加收入、脱贫致富,促进当地经济发展。同时,利用荒山荒地植树造林,也是加强水土保持、保护生态环境、增强碳汇能力的有效举措,有利于应对国际碳排放谈判。四是政策环境良好。国家已经对能源林建设实行了优惠政策,中央财政已经执行了按照每亩200元对种植能源林进行补助的政策。社会各界对投资建设能源林工程的积极性很高,小规模开发已成气候。

   基于上述分析,建议尽快启动实施国家能源林工程,按照"政府主导、企业主体、统筹规划、市场导向"的原则,形成大型企业参与、产业化经营、规模化发展、集约化生产、产加销一体化的经营模式,开发利用荒山荒地,大规模种植油料能源林,形成永不枯竭的绿色油田。具体建议是:中央政府出资2000亿元作为引导资金(实际上相当于将每亩200元补助金集中捆绑使用),利用市场机制,实行生物质柴油保护价收购和降低市场准入门槛等政策,吸引广大企业和农户参与能源林种植,加快生物柴油加工能力建设,争取到2020年建成油料能源林10亿亩,形成生物柴油产能1亿吨/年,满足届时石油需求的15%左右,缓解油品供给压力,增强石油供给安全,以后视情况进一步加大能源林建设规模。

   二、实施海水西送开发煤炭工程,建设北方煤炭清洁化利用基地。我国是煤炭资源相对丰富的国家,能源以煤为主的格局将长期存在,但煤炭资源北多南少、分布不均,与经济布局正好错位。据初步调查,我国新疆、宁夏、内蒙古等北方地区煤炭储量占全国总量的70%以上,大规模开发北方煤炭势成必然。我国北方煤炭资源赋存条件优越,具有埋藏浅、煤层厚、结构稳定、开采条件好等特点,相当部分为可露天开采的整装大煤田,特别适合建设特大型煤电煤化工基地。从内蒙古经验来看,建设特大型煤电煤化工基地,就是集约化大规模开采煤炭并就地转化成电、油、气和化工产品,通过电网、管道等方式输送到能源需求地区,同时采取循环经济模式加强废弃物循环利用、污染集中整治,努力做到零污染排放,实现煤炭清洁化开发利用。从我国国情来看,建设特大型煤电煤化工基地是我国煤炭清洁化开发利用的必然要求,也是重大的能源战略。但是,煤电煤化工产业是高耗水行业,我国北方严重缺水,即使在目前煤炭开发强度不高的情况下,由于采煤过程抽取地下疏干水后没有有效补水,使内蒙古部分地区湖泊干涸、草原萎缩、生态环境恶化,部分煤电厂因当地缺水采取风冷方式,至大量燃煤粉尘进入空中,成为北京等地雾霾天气日趋严重的原因之一。可以说,解决缺水难题,是建设北方特大型煤电煤化工基地、实现煤炭清洁化开发利用的根本前提。

   分析表明,解决北方缺水的渠道大致有三:一是取黄河水,二是南水北调,三是调渤海海水。由于黄河水资源有限,流域地区只能严格按照规定份额取水,满足当地必要的生产生活所需,即使置换一定的农业用水用于煤炭开发,也十分有限,不是长久之计;其次,受水源地水资源有限等因素限制,南水北调有限的调水量只能满足北方部分城市生产生活用水。因此,通过第一、第二途径解决北方大规模煤炭资源开发的用水问题是不现实的。而渤海海水取之不尽、用之不竭,实施海水西送开发煤炭工程,是永续性解决北方缺水问题、实现北方煤炭资源大规模开发的根本途径。经过深入调研表明,海水西送开发煤炭工程是一项技术可行、操作性强、效益显著的工程,工程涉及的提水输水、海水淡化、煤电煤化工等均是成熟技术,该工程在解决煤炭开发用水难题、实现煤炭清洁化利用、为内地提供清洁化能源的同时,还可以有效补给北方淡水资源,解决北方生态环境恶化、群众生产生活缺水以及土地资源开发利用等难题,经济、社会、生态效益十分明显,意义十分重大。

   基于上述分析,建议实施国家海水西送开发煤炭工程,按照统筹规划、试点先行、由近及远、分步推进的思路,尽快加以实施。当务之急是抓紧推进试点工程建设,就是从辽宁葫芦岛调水到内蒙古锡林郭勒盟,开发胜利露天煤田。该项目已经论证多年,各项准备工作已经就绪,内蒙古自治区政府5年前就正式向国家发改委提出开展试点的请求,思路是从葫芦岛到锡林浩特建设615公里的海水提调输送通道,形成年调水4亿立方米的送水工程,送水到胜利煤田发展煤电煤化工,建成年产4亿吨露天煤矿,形成4000万千瓦电力装机、年产1000亿立方米燃气的煤电、煤化工生产基地,海水在作为煤化工和煤电冷却水的同时实现淡化,可年产3亿吨淡水,满足当地工业、人畜和沙地生态恢复、发展绿色农业等方面用水需求。建议在试点成功基础上推进更大范围、更大规模的海水西送开发煤炭工程。

   鉴于北方煤炭资源开发与生态环境保护的矛盾异常尖锐,在海水西送开发煤炭工程没有大规模推进之前,建议内蒙、新疆、甘肃、陕西、宁夏等地煤炭资源开发实行严格的以水定产政策,确保在水资源充分保障的前提下开发煤炭、发展煤电煤化工,煤炭资源开发严禁随意无补充地抽取疏干水,严禁空冷方式发展煤电煤化工,避免造成大气污染和生态环境破坏。

   三、实施核电提速工程,尽快提升清洁能源比例。大力发展可再生能源和核能,争取到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右,是我国重要的能源战略。在非化石能源中,核电是唯一能够在能源负荷中心大规模替代煤电的二次能源,按照原国家核电规划,到2020年我国核电应达到装机8000万千瓦,占总装机容量的4%左右,应该说这一规划目标本身是偏于保守的,与世界核电占总装机比例15%相比,差距很大。2013年我国核电装机容量为1461万千瓦,仅占总装机容量的1.17%,2020年要实现8000万千瓦装机目标,必须新增6500万千瓦的装机容量。从目前核电发展情况看,完成2020年发展目标难度很大。一是三代核电技术定型滞缓。受不可预见性因素的影响,我国首个AP1000核电站(三门核电)要延迟到2015年底才能投入运行,而自主改进型CAP1400核电今年才刚刚开始建设,预计到2018年以后才能建成投运,尽管我国已经具备年产8台套AP1000核电装置生产能力,但考虑到投运风险因素,目前不能批量建设后续AP1000项目。二是内地核电建设受严格限制。考虑多种因素,我国目前核电站基本上布置在沿海地区,华中、西南等内地尽管煤炭资源奇缺,地方发展核电积极性很高,核电选址也已经准备多年,但国家还没有放开准入。三是对二代加核电发展严格限制。尽管我国二代加核电技术基本成熟,国产化率也较高,但因为安全性等方面的考虑,目前国家对新增核电装机原则上不考虑二代加。可以说,目前我国核电发展必须在以下两个选择中做出决策:其一是以核电安全性为首要目标的选择,意味着必须等三代核电AP1000定型后再大规模建设核电,代价是2020年核电建设目标肯定完不成;其二是以完成发展目标实现为首要的选择,在充分进行技术性、安全性评估基础上,在风险可控的前提下,按照2020年核电发展目标,尽快上一批AP1000后续项目,不足部分由二代加项目补上,同时适当开放部分内地核电建设项目。

   综合考虑目前我国能源发展面临的严峻形势和发展清洁能源的紧迫性,并吸取国际核电发展经验,也考虑到我国核电装备制造、施工建设、运行管理和人才储备等方面的实际情况,建议实施国家核电提速工程,按照上述第二项选择方案,在确保安全和风险可控的前提下,围绕2020年核电规划目标,尽可能上一批AP1000后续项目,适当增加部分二代加核电项目,适时开放部分内地核电项目,确保到2020年核电运行规模达到8000万千瓦。同时,加快CAP1400自主三代核电项目科技研发和配套能力建设,加大试点项目建设力度,力争尽快实现批量化生产能力,为2020年后更大规模、更安全发展核电做好技术准备。

   四、实施水电优先开发工程,尽快提高水能资源利用水平。水能是十分宝贵的可再生清洁能源,我国水能资源理论蕴藏量为6.89亿千瓦,经济可开发容量为3.95亿千瓦,截止2013年已开发水电2.8亿千瓦,占经济可开发容量的71%,仍有大量的水能资源没有得到开发,形成了浪费,其中不乏开发成本低、移民数量少、综合效益好的水电资源。加快水电开发,是能源发展的重大战略。为此,建议实施国家水电优先开发工程。

   实施水电优先开发工程,就是要针对水电发展中存在的问题,采取有效措施,完善支持政策,切实有效地加大水电开发建设力度。据调研,目前水电开发中存在的问题主要有三点:一是水电定价机制不合理。水电上网电价没有按照全成本测算,导致水电上网电价低于火电上网电价,不符合优先发展可再生清洁能源政策导向,也忽视了生态保护、库区移民利益和当地经济发展,带来了一系列后遗症。二是水电枢纽开发对航运水利功能有所忽视。企业在水电枢纽开发建设和运行中,往往更多地考虑发电效益,对航运、水利等公益性功能考虑不够,不能较好地发挥水电枢纽的综合效益。三是水电上网没有优先权。导致大量弃水,形成很大浪费。

针对上述问题,为了确保水电优先开发,建议采取以下政策措施:一是建立水电全成本补偿机制。建议水电价格按照不低于当地火电价格计提。同时将水电价格分为水电站开发成本电价与水电可持续发展补偿提价两部分。水电站开发成本电价,继续依据原定价机制,按照建设成本加合理利润原则核定,由水电站开发业主依法享有收益;水电可持续发展补偿金,(点击此处阅读下一页)

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