紧平衡、稳供应，能源安全保供仍是主基调—2023年能源转型展望

关键字： 能源转型 , 展望
2022-12-08
肖鑫利
兴业碳金融研究院绿色金融高级研究员
兴业碳金融研究院
钱立华
兴业研究公司首席绿色金融研究员，兴业碳金融研究院常务副院长
兴业碳金融研究院
鲁政委
 
 

新冠疫情、极端气候、乌克兰危机等多重因素引发全球能源危机，对世界经济社会与能源系统的复杂性冲击深刻而持久。全球能源危机暴露出以煤、油、气为主的传统化石能源供需体系的脆弱性与不可持续性，加快寻找化石能源替代品、加速重构清洁安全的能源供给消纳体系将是近中期的工作重点与难点。总体来看，保障能源安全仍是基本前提，2023年能源安全保供仍然是主基调。

 

国际来看，化石能源消费占比仍将维持高位，近期欧盟等重启煤电、扩大天然气产能等将继续推高全球碳排放；全球能源价格依然较高，能源安全形势严峻；清洁能源成能源安全与转型的关键抓手，相应项目投资仍将保持高速增长，但关键矿产资源市场竞争也将更加激烈。

 

国内来看，能源清洁低碳转型进程与安全保供持续稳步推进；新能源装机继续增长并趋于平稳，煤电清洁供应体系基本建成，但当前能源安全形势依然严峻，对外依存度、能源供需等仍是关注焦点。预计非化石能源占比仍将稳步提高，多市场协同机制将进一步完善；新能源装机增速放缓并趋于平稳，储能相关保障政策将为其提供关键助力；煤炭价格调整增强煤电竞争力，容量补偿机制将一定程度弥补机组改造相关成本增量，CCUS成本补偿政策助力煤电低碳转型进程。

 
新冠疫情、极端气候、乌克兰危机等多重因素引发全球能源危机，对世界经济社会与能源系统的复杂性冲击深刻而持久。全球能源危机暴露出以煤、油、气为主的传统化石能源供需体系的脆弱性与不可持续性，尤其在乌克兰危机以来能源安全问题再次引发各国的高度重视，化石能源消费的短期上涨势必对全球应对气候变化造成一定影响。尽管如此，全球绿色低碳转型总体趋势与长远目标均未改变，推动能源供给消纳体系的加速重构，仍将是国内外政府今明两年关注的重点。
 
一、国际能源展望
 
1.1 化石能源消费占比仍将维持高位
 
化石能源较长时期无法被完全替代的目标相对明确。当前，化石能源在全球能源结构中的份额一直高居80%左右，且在未来较长时期内仍将依赖化石能源。根据IEA预测数据，2050年化石燃料在全球能源结构中的占比将从目前的80%降至略高于60%的水平，全球二氧化碳年排放量将从每年370亿吨回落到320亿吨，但本世纪末气温仍将上升2.5摄氏度，足以造成严重影响。IEA预测全球化石能源需求将在2025年进入平台期；石油需求将在未来五年达到1.03亿桶/天的峰值，且在2050年前始终保持小幅下降态势；天然气、煤炭消费基本趋于稳定且在2030年后保持下降。

 
大规模液化天然气扩张计划将严重影响实现1.5℃目标。国际能源署提出，由于可再生能源等清洁技术成本大幅降低，到2030年全球天然气总使用量需要比2021年的水平至少降低30%。但根据CAT（Climate Action Tracker）数据，目前在建与扩建的液化天然气产能，到2030年每年可能会增加超过1.9Gt二氧化碳排放量，超过IEA预测的2050年净零排放情景下的排放量，大规模的液化天然气扩张计划将严重影响1.5℃目标的实现 [1] 。
 
煤炭消费总量依然小幅上涨。根据IEA《煤炭市场更新》预测数据，全球煤炭消费量将反弹至2013年创下的年度最高记录水平，预计2023年仍将刷新历史新高 [2] 。2021年全球经济从疫情冲击中逐步恢复，煤炭消费已经出现5.8%反弹，达到79.47亿吨，预计2022年全年，全球煤炭需求将比2021年增长0.7%，达到80.06亿吨，2023年增至80.33亿吨 [3] 。

能源危机并未减弱碳排放上升势头。尽管近两年受疫情、全球能源危机等影响，全球碳排放依然处于上升态势。据COP27气候大会数据显示，全球来自化石燃料的二氧化碳排放量将在2022年增加1%，创下375亿吨的新高，按此趋势只需9年时间，全球二氧化碳排放就足以使地球气温比工业化前水平升高1.5摄氏度 [4] 。尽管碳排放增速显著低于2000年代初期3%的速度，但1%预期增速依然是近10年平均增速的两倍以上。根据IEA预测，碳排放仍将处于上升态势，并于2025年达峰，之后开始下降。欧洲应对天然气短缺而重启煤电，同时印度耗煤量、耗油量预计同比增长6%，这些都是造成碳排放持续上涨的关键因素。

1.2 化石能源紧张局面仍将持续
 
全球能源安全与可获得性遭遇多方面风险挑战。全球对俄能源依赖程度较高，俄能源输出受限引发全球能源安全严峻形势加剧。根据世行《大宗商品市场展望》报告预测数据，能源价格在2022年上涨60%后，到2023年将小幅下降11%，但仍比过去五年的平均水平高出75%。石油方面，世界银行预计2023年布伦特原油均价为92美元/桶，2024年将回落至80美元/桶，但远高于60美元/桶的5年均价；根据国际能源署10月份评估，消费量2022年底反弹到疫情大流行前水平后，预计在2023年增长1.7%，创历史新高。天然气与煤炭方面，随着消费侧天然气替代带来的需求下降，以及中、印等等国煤炭产量增加，预计2023年、2024年天然气与煤炭价格将回落，但仍远高于2017-2021年平均水平。电力方面，受全球化石能源价格上涨、极端天气、高温干旱等影响，预计2022年全球平均电力供应成本提高30%，其中欧盟2022年上半年电力批发价较2021年同期翻三倍。受全球闲置产能与库存水平较低、乌克兰危机持续等因素影响，短期内全球化石能源市场价格大幅下降可能性极低；若高温干旱等极端天气持续出现，水电、核电等将面临较大出力受限压力。综合来看，预计2023年全球油气价格依然维持高位，电力安全形势严峻、高价形势延续概率依然较大。

 
1.3 清洁能源成能源安全与转型的关键抓手
 
能源危机进一步加快向清洁能源转型步伐。乌克兰危机引发的全球能源危机体现了当前以化石能源为主的能源系统的脆弱性和不可持续性。受全球碳中和、新能源政策、国际能源市场变化等影响，新能源装机将保持长期迅猛发展。根据国际可再生能源署统计数据，截至2021年底，全球累计安装可再生能源装机容量达到3064GW，光伏发电和风力发电的份额大体相等，分别为849GW和825GW；2021年新增可再生能源装机257GW（增长9.1%），其中光伏、风电在新增装机中占绝对主导份额，合计占比达88%，分别增长133GW（增长19%）、93GW（增长13%） [5] 。预计在各国相继提高气候治理目标以及保障能源安全的共同推动下，风、光等可再生能源仍将保持长期爆发式增长。

新能源投资持续提高成为全球能源转型关键保障。IEA预测基于各国现推出政策，全球清洁能源投资有望在2030年超过2万亿美元，较当前提高50%以上，但如果要在2050年实现全球净零排放，全球清洁能源投资需在2030年增长到每年4万亿美元以上。根据彭博新能源财经（BNEF）统计数据，2021年全球在低碳能源技术方面花费7550亿美元，同比增长27%，具体投资对象包括可再生能源、储能、电气化运输、电气化热力、核能、氢能和可持续材料等；排名前10位国家共投资5610亿美元用于能源转型，占世界总额的近四分之三，其中中国的整体能源转型投资比2020年水平增加60%，进一步巩固了全球领导者地位。然而，当前清洁能源投资缺口在新兴和发展中经济体中最大，且2021年主要新兴经济体太阳能光伏电站的资本成本比发达经济体和中国高出两到三倍，为实现全球平稳和安全的能源转型，近期需要发达国家加大力度支持新兴及发展中经济体推动低碳转型，对其加大低成本资金支持。

 
部分关键产业发展是能源转型关键影响因素。在清洁电力带动下，电池、光伏等产业链正处于加速扩张期。基于规模化的电网建设带动电池储能投资，IEA预测2022年电池储能投资将翻一番以上，达到近200亿美元。同时，预计到2030年电动汽车销量占全球汽车销量的60%，电池生产能力在2021至2025年翻两番，达到约2500GWh。同时，受可再生能源、储能电池、电网等大量部署影响，用于电网的金属铜、太阳能光伏中的硅、风力涡轮机中的稀土元素、电池中的锂等相关矿产资源需求将从2021年的每年700万吨上升到2030年的1100万吨和2050年的1300万吨 [6] 。近年关键矿产资源产量稳中有升，但为实现全球2025、2030年新能源相关目标，对矿产资源市场需求将显著提高、市场竞争将愈发激烈，预计国际能源企业、汽车企业等将进一步加大国际合作，加快布局境外矿产资源勘探开发，同时能源基础设施循环利用相关产业及其标准体系也将加快建立健全。

二、国内能源展望
 
2.1 我国能源转型形势
 
（1）能源系统绿色低碳转型
 
能源消费强度与碳排放强度持续“双降”。十年来，我国以年均3%的能源消费增速支撑了年均6.5%的经济增长，能耗强度累计下降了26.2%，是全球降低最快的国家之一。过去十年，全国单位GDP二氧化碳排放下降了34.4%，煤炭在一次能源消费中的占比也从68.5%下降到了56%。可再生能源开发利用规模、新能源汽车产销量都稳居世界第一。

 
非化石能源占比快速提升。供给方面，2021年我国可再生能源装机增加约1.3亿千瓦，10月超过10亿千瓦大关；2022年上半年新增装机超过5000万千瓦。根据“十四五”规划目标，2025年中国可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50%，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。消费方面，我国煤炭消费比重从2014年的65.8%下降到2021年的56%，年均下降1.4个百分点，是历史上下降最快的时期；同期清洁能源消费比重从16.9%上升到25.5%，占能源消费增量的60%以上；终端用能领域清洁替代进程持续推进，目前北方地区清洁取暖面积达到了156亿平方米，清洁取暖率达到73.6%，累计替代散煤超过1.5亿吨，对降低PM2.5浓度、改善空气质量的贡献率超过1/3 [7] 。
 
（2）电力系统绿色低碳转型升级
 
新能源装机规模始终保持高速增长。我国风电、太阳能发电等新能源发展势头强劲，装机规模保持快速增长。中国可再生能源装机规模稳居全球首位，水电、风电、光伏发电、生物质发电装机规模分别连续17年、12年、7年和4年位列全球第一。根据能源局最新数据，截至10月底，风、光发电装机容量分别约3.5亿千瓦和3.6亿千瓦，分别同比增长16.6%和29.2%，保持快速增长；目前已具备完备的新能源全产业链体系，新能源开发建设成本不断下降，风电、光伏发电已全面进入平价无补贴、市场化发展的新阶段；以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设和屋顶分布式光伏开发建设提速，新能源投资明显加快，今年1-10月主要发电企业在太阳能发电的投资达到1574亿元，同比增长326.7% [8] 。

 
建成全球最大清洁高效煤电供应体系。总体水平方面，发电效率和污染物排放标准均高于欧美国家，完全自主国产化的大容量、高参数煤电技术处于全球领先水平。装机结构方面，我国积极推进火电转型升级，通过淘汰落后产能、上大压小等措施发展大容量高参数机组，现役机组中60万千瓦等级及以上装机占比超50%、百万千瓦超超临界机组超过120台。节能改造方面，截至2021年底，全国超低排放煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦，烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物排放占全社会总量比重降至10%以下，平均发电效率提升至40%。节能降耗减碳成效显著，与2000年相比，2021年平均供电煤耗301.5克标准煤/千瓦时、同比减少90克标准煤/千瓦时，度电碳排放828克/千瓦时、同比降低183克/千瓦时 [9] 。同时，我国2021年承诺不再新建海外煤电项目，大力支持发展中国家能源绿色低碳发展。

（3）能源安全形势依然严峻
 
化石能源对外依存度持续高位。2021年国内油气勘探开发投资力度加大，实现油气产、储量同步增加，原油产量增长超过2%，达1.99亿吨，天然气产量首破2000亿立方米。然而，当前油气资源对外依存程度依然较高，2021年国内石油表观消费量呈现近年来少见的负增长，石油对外依存度降至72.2%；同期，国内天然气消费增长12%，对外依存度升至46% [10] 。作为能源进口大国，我国对国际市场能源价格波动十分敏感。根据海关统计数据，受持续上涨的石油、天然气价格影响，2022年2-9月我国原油进口数量减少6.14%，但进口金额上涨46.69%；天然气进口数量减少10.51%，进口金额上涨36.75%。能源价格大幅波动显著提高工业生产成本，对我国商品国际竞争力产生负面影响。

 
煤炭保供存在运力瓶颈。电煤消耗季节性波动明显，与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾越来越突出，成为电煤紧缺的关键因素。国家统计局11月15日公布的数据显示，1-10月，全国生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%。其中10月原煤产量3.7亿吨，同比增长1.2%，日均产量达1194万吨。在用煤高峰期，时段性、区域性、结构性运输紧张现象依然存在，铁路请车难、车皮调运难、自提物流成本偏高等问题时有发生，甚至影响电厂与煤企间中长期合同兑现。2021年电煤运输量同比增长16.2%，发送量占煤运总量的77.5%，均为历史最高点。2022年1-9月铁路电煤运量为16.1亿吨，约占煤炭总运量的80.1%，其增速远超煤运总量增长水平 [11] 。

全国电力供需处于紧平衡态势。煤电的基础支撑作用进一步凸显。目前全国统调电厂的存煤保持在1.7亿吨以上，比去年同期增加约1倍，处于历史最高水平。电力保供从迎峰度夏转至迎峰度冬，形势依然严峻。今年夏季，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供应形势尤为紧张。进入11月份，北方地区陆续进入取暖季，能源电力需求不断增加，面对冬季容易出现的冷空气、大风、大雪、冰冻等极端天气，电力系统的安全稳定运行也面临挑战。综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换等因素，预计迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。

 
煤电机组成本上涨与电价无法疏导之间的矛盾依然存在。我国电力系统存在“基础资源过多、尖峰资源短缺、灵活资源不足”等根本问题，未来保供挑战主要来自峰谷差拉大、短时尖峰负荷供给短缺等方面，近中期持续推动煤电产能升级是内在要求，“十四五”以来国家出台多项政策中均涉及“合理控制煤电建设规模和发展节奏”“推进煤电机组‘三改联动’与超低排放改造”等内容。加快煤电机组灵活性改造，将显著提升电力系统灵活性、增强新能源消纳能力，为新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设奠定基础。但就目前技术现状来看，灵活性改造是逆煤电技术特性与优势的举措，与煤电清洁、低碳、安全、高效的运行目标并不一致，煤电灵活性改造将显著增加机组运行成本与能耗，在当前辅助服务市场尚不完善的情况下很难获取服务对等的收益。

 
2.2 我国能源发展展望
 
（1）能源转型进程继续稳步推进
 
稳步提升非化石能源占比。在全球能源供需紧张、欧洲多国重启煤电形势下，我国非化石能源依然保持稳步上升，占能源消费总量比重提高了0.7个百分点，从15.9%提高到16.6%，保持了十八大以来的年平均增速。国家能源局预测，从现在到2030年，非化石能源消费比重将按年均1%速度持续增长。同时，终端电气化率显著提高，预计到2020、2025、2035、2050年，电能占终端能源消费比重将分别达到26.5%、31.4%、40.6%、51.7%（张运洲等，2020）。考虑到我国近期风、光等新能源装机持续上涨以及新增大量调节性煤电资源，预计风、光等新能源利用率将显著提高，2023年-2025年非化石能源消费增速在1%以内，2025年随着大量灵活性煤电并网后，新能源利用率显著提高，非化石能源消费占比将大幅上涨。

 
能源供应保障能力加强。石油与天然气方面，2021年国内石油表观消费量出现负增长，天然气消费增长12%。2021年国内油气勘探开发投资力度加大，实现了油气产储量持续双增，原油产量增长超过2%，达1.99亿吨，天然气产量首破2000亿立方米。根据国家能源局《2022年能源工作指导意见》对油气产量提出的具体目标，原油产量2亿吨左右，天然气产量2140亿立方米左右，油气供给能力将显著增强。但考虑到疫情、国际市场价格波动等影响，近两年供需形势相对宽松，2022年全年油气消费或将继续保持负增长趋势，且这一态势延续至2023年，但由于国际能源市场价格高涨影响，近两年我国在油气进口方面投资仍显著高于2021年水平。煤炭与煤电方面，预计“十四五”时期，“两湖一江”以及西南、东北地区的区域性运力紧张局面依然存在，煤炭产运储仍有较大增长空间；煤电装机规模提升显著增强电力保供能力，在当前铁路运力保障的情况下，2023年仍然需重点关注迎峰度夏、迎峰度冬等关键紧张时段煤炭供应与电力供应。

 
市场化改革持续推进。市场交易品种进一步丰富。2022年11月，国家能源局针对《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》公开征求意见，提出推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易，这将激发新兴市场主体更多参与电力现货市场。预计随着新能源、储能等装机规模的进一步上涨，支持各类新兴主体参与中长期市场、辅助服务市场等政策将陆续出台。同时，加强电碳等市场进一步深度融合。通过进一步完善绿电、绿证、用能权、发电权、CCER、碳市场等能源相关各类市场机制，加快市场间互认互通，实现新能源与传统能源功能定位及其价值通过市场衡量。

 
（2）新能源电力电量供应能力稳步提升
 
可再生能源装机增速放缓并逐渐趋于平稳。“双碳”背景下，我国能源电力绿色低碳转型进程进一步加快，新型电力系统中风光等新能源占比将进一步提高并逐步成为主力电源，新能源装机容量与发电量渗透率提升是必然趋势。2022年1-10月，全国风电装机同比增长16.6%、太阳能发电同比增长29.2%；全国并网风电设备平均利用小时同比小幅降低，太阳能同比增加75小时；主要发电企业电源工程完成投资同比增长27.0%，其中太阳能同比增长326.7%，火电投资同比增长42.8%，风电投资同比下降26.7%。考虑到2022年火电装机大幅上涨主要出于电力安全保供影响，预计2023-2024年火电投资将显著下降，风、光等新能源装机仍将上升，但总体上涨趋势放缓，同时发电设备利用小时数仍将进一步下降。

 
电力系统灵活性资源需求为储能发展提供契机。受新能源随机性、波动性与低转动惯量等属性制约，新能源渗透率提高将对电力系统灵活性资源提出更高的需求。未来政策激励在于提高新能源发电稳定性与灵活性相关新技术与新模式，包括风光水火储多能互补综合能源基地模式、风光大基地配套煤电、新能源配置储能、用户侧综合能源等。为加快推广储能技术应用，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，支持新能源配套储能建设，同时多地相继发布新能源配置储能方案，主要集中在“光伏+储能”“风电+储能”模式，配置比例在5%-20%之间。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》及各地印发的“储能规划”较多提出“探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，如浙江省提出储能按200元、180元、170元/千瓦·年的标准补偿3年，从而为储能提供相对稳定的投资预期；通过补贴手段缩短储能技术从孵化到转化应用的时间周期，南方电网“两个细则”推动用户参与分摊相关机制走向实操环节 [12] 。预计2023年各省区将通过输配电价、容量补偿、用户侧疏导以及补贴等措施进一步完善储能成本补偿机制。

（3）煤电清洁供给能力进一步增强
 
加强煤与电之间的价格联动。考虑到火电企业平均盈亏煤炭成本线在640元/吨左右，虽然当前长协煤价基准价从700元/吨降至670元/吨左右，但对煤电企业依然较高 [13] 。当前煤炭与电力间的矛盾依然突出。电煤价格长期高企、煤电基准价并未随之调整，导致上网电价无法反映煤电真实生产成本，增量成本无法向用户侧疏导；电力市场中煤电机组容量补偿机制尚未大范围建立，煤电利用率与负荷率下降，煤电企业亏损风险日益加大。因此，为激励煤电投资积极性与参与辅助服务的积极性，2023年应继续严控煤炭价格在合理区间，同时适时调整电煤基准价，保证煤电合理收益，保障电力系统安全运行。

 
煤电改造相关激励政策可能加快出台。国家发改委、国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案》中提出“十四五”期间节能降耗改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活改造规模2亿千瓦。2022年以来，国家持续开展煤耗300克以上机组特别是亚临界机组节能降碳改造、大型风光基地配套煤电灵活性改造、东北地区和工业园区供热改造等工作，进一步提升煤电清洁利用水平与灵活调节能力。但依然面临改造后煤耗增加以及新增成本无法疏导等难题，极大制约企业改造积极性。根据中电联统计数据，煤电灵活性改造单位千瓦调峰成本约500元-1500元，此外还包括运维费、增加的煤耗成本等，因此国常会提出的2022年改造升级规模2.2亿千瓦目标实现难度极大。预计随着2022年大量调峰煤电机组投资建设，2023-2024年重点将针对煤电容量补偿、辅助服务费用疏导等方面出台相关政策，同时进一步降低煤炭长协基准价，从而保证发电企业投资煤电的积极性。

 
煤电清洁转型为CCUS创造机遇。燃煤电厂加装CCUS可捕获90%碳排放量，东部沿海地区可充分发挥贴近负荷侧优势，对技术先进、服役年限短的大型机组加装CCUS，以提供清洁稳定电力能源。目前煤电加装CCUS依然处于试点阶段，距离商业化应用存在较大差距，在现有技术条件下，CCUS的成本约为500-1000元/吨二氧化碳，每度电增加成本0.26-0.40元，能耗水平增加14%-25% [14] 。但“十四五”时期政策频繁出台，如2021年11月央行创设推出碳减排支持工具，将有助于CCUS项目通过绿色信贷产品解决初始高额投资成本的掣肘，并将CCUS纳入“十四五”规划，更多相关支持政策将持续出台。预计2023年关于健全CCUS税收、补贴、融资等方面的更多激励政策将相继出台，覆盖全环节的标准体系与法律法规也将相继推出，同时CCUS项目参与碳市场相关配套机制也将开始筹备。

 
参考文献
1. 张运洲，鲁刚，王芃，翁玉艳，伍声宇，刘俊，张成龙，能源安全新战略下能源清洁化率和终端电气化率提升路径分析，中国电力，2020年第53期第02卷。
2. 电规总院，未来三年电力供需形势分析，2022年。
3. 申万宏源研究，2022年电力供需形势及“缺电”专题报告 供需形势趋于紧张是电力中长期基本面，2022年。
4. IEA，《Coal Market Update》，2022年7月。
 
注：
 
[1]  资料来源：《气候行动追踪：大规模的天然气扩张有可能让积极的气候政策徒劳无功》, PKSSE. [EB/OL], 2022/11/16 [2022/11/27], https://zhuanlan.zhihu.com/p/583929933.
[2] 资料来源：《旧能源的“复兴”：全球煤炭消耗量或反弹至2013年的创纪录水平》, 华尔街见闻. [EB/OL], 2022/08/02 [2022/08/07], https://www.163.com/dy/article/HDPCI0MS05198NMR.html.
[3] 资料来源：《Coal Market Update–July 2022》, IEA. 2022/07/28 [2022/08/07]
[4] 资料来源：《COP27警告：化石燃料排放创历史新高》, Nature Portfolio. 2022/11/18 [2022/11/26]https://new.qq.com/rain/a/20221118A03MWT00.html
[5] 资料来源：《IRENA：全球2021年新增可再生能源装机量达257GW！》，Solarbe索比光伏网，2022/04/27[2022/12/03] https://www.sohu.com/a/541745199_418320
[6] 资料来源：《世界能源展望2022》, IEA. 2022/11/17 [2022/11/27]
[7] 资料来源：《保障能源安全 推进绿色转型》, 国家能源局. 2022/7/29 [2022/11/27] http://www.nea.gov.cn/2022-07/29/c_1310647945.htm
[8] 资料来源：《我国新能源装机大幅增长 加速能源转型》, 国家能源局. 2022/11/24 [2022/11/27] https://mp.weixin.qq.com/s/EGsQBWb4MXgXFAxm--rkaw
[9] 资料来源：《以火电低碳转型支撑保供降碳双重目标》, 电联新媒. 2022/10/21 [2022/11/27] https://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MzI2NTY5NzAwOA==&mid=2247515669&idx=1&sn=327ea7c78c08408d50462523244a20ce&chksm=ea9b9d8addec149cb33597a08a56c19f8f1e48251fcdcccd948e51a2f2d017b120ca62fb8dde&scene=27
[10] 资料来源：《恢复与转型成今年全球油气行业发展主基调》, 全国能源信息平台. 2022/04/14 [2022/11/27] https://baijiahao.baidu.com/s?id=1730081784588838942&wfr=spider&for=pc
[11] 资料来源：《煤炭保供亟待破解运力瓶颈》, 中国能源报. 2022/11/24 [2022/11/27] https://baijiahao.baidu.com/s?id=1750390046882849253&wfr=spider&for=pc
[12] 资料来源：《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》,储能与电力市场, []2022-04-15. https://cn.solarbe.com/news/20220415/29007.html.
[13] 资料来源：《上限保电、下限保煤，煤价合理区间确定了》. [EB/OL].界面新闻, 2022/02/25[2022/12/05], https://baijiahao.baidu.com/s?id=1725740697742613351&wfr=spider&for=pc
[14] 资料来源：《CCUS可使煤电成为“近零脱碳机组”呼吁国家层面政策支持》. [EB/OL], 2021/12/15[2022/7/31], https://news.bjx.com.cn/html/20211215/1193673.shtml

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