“双碳”愿景下中国西部能源发展对策探讨

王玉生，韩景宽，宋梅，王珺

1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国矿业大学（北京）；3.电力规划总院有限公司

0 引言

当前，中国一次能源消费总量居世界第一，石油和天然气进口量也居世界首位［1］，国内化石能源增产空间有限是中国能源安全必须直面的核心问题。受资源禀赋影响，近年来中国能源对外依存度逐年走高，2020年原油对外依存度已超过70%，天然气对外依存度接近45%。中国经济发展已步入新常态，能源需求虽然有所放缓，但需求总量仍将维持高位运行［2］。2020年提出的“双碳”目标为中国未来能源转型发展指明了方向，新的形势下，如何保障能源的安全稳定、经济高效供应仍是中国未来能源行业发展面临的重大问题。

中国西部地区主要包括西北的内蒙古、陕西、甘肃、宁夏、新疆和青海6个省份和西南的四川、重庆、贵州、云南、西藏5个省份。区域内能源资源丰富，发展潜力巨大，是中国能源资源接替区，同时也是中国内陆向西开放和建设“一带一路”的能源合作联通区。受益于丰富的能源资源禀赋和区域优势，西部能源是支撑中国能源行业如期实现“双碳”目标的重要抓手。通过做好西部地区能源资源的有效开发、清洁利用和高效输送来实现国内外、东西部能源联动，对提升中国一次能源自给率，推动能源绿色低碳转型，逐步实现能源自主可控，促进中国经济社会可持续高质量发展具有重要意义。

1 中国西部能源资源概况

中国西部地区能源资源十分丰富，化石资源方面，据《中国矿产资源报告（2021）》［3］统计，截至2020年底，中国西部煤炭剩余探明技术可采储量为1 622.88×108t，约占全国总量的66%，区域内分布有神东、陕北、黄陇、蒙东、宁东、新疆六大煤炭生产基地，具备接替煤炭战略西移的能力。石油剩余探明技术可采储量36.19×108t，约占全国总量的50%；天然气剩余探明技术可采储量6.27×1012m3，约占全国总量的80%；页岩气剩余探明技术可采储量4 026.17×108m3，大多位于西部的四川省和重庆市；未来中国油气产量增量主要依靠西部地区。另外，已建成的多条能源通道在促进中国与中亚和东南亚等“一带一路”国家能源合作方面发挥了重要作用［4］。非化石资源方面，西部地区80 m高度下的风能资源技术可开发量达23×108kW，占全国风能资源的66%；太阳能资源年总辐射量高于全国平均水平，大多处于太阳能最丰富带与丰富带。西部地区水资源技术可开发量达5.4×108kW，约占全国水资源的81%，主要分布在西藏、四川、云南3个省份；西部地区高温地热资源高达150×108tce，但处于开发利用初级阶段，具有较高的开发潜力。

受益于丰富的能源资源禀赋和区域优势，西部地区已成为中国重要的能源生产、加工和外输基地，同时也是连接中国与“一带一路”国家能源合作的重要枢纽，西部能源在保障中国能源可持续发展方面优势明显。

2 中国西部能源发展中的主要问题

随着资源开发利用与生态环境协调发展要求的不断提高，能源项目建设与水资源紧缺、水土流失等生态环境矛盾加剧。脆弱的生态环境制约着西部地区经济、社会的可持续发展，也将成为西部能源持续开发利用的“瓶颈”。中国西部能源发展存在的问题主要表现在以下方面：

（1）资源勘探开发难度大、限制多。西部绿色煤炭资源勘查程度不高，勘查程度较高（详查）的资源量占比仅为9%。西部油气地表、地下条件复杂，勘探目标识别和大规模勘探开发难度极大；油气藏类型复杂，主要发育为深层—超深层碳酸盐油气藏、超深层高温高压气藏、稠油气藏、低渗—致密油气藏等，规模效益开发难度大［5］。西部水资源分布不均，西北地区地处内陆，全年干旱少雨，生态环境十分脆弱，环境承载能力低，陕西、内蒙古、新疆、甘肃和宁夏5省份的水资源总量仅占全国的7.68%。在西部主要煤炭产区，除云南、贵州和内蒙古东部两基地水资源相对丰富外，其余基地都存在不同程度的缺水问题。

（2）资源利用不合理、不均衡。西部地区能源系统结构性矛盾突出，化石能源消费占比高，但电力终端消费和非发电煤炭消费占比明显低于全国平均水平，能源系统整体效率亟待提升，煤电厂度电煤耗高于全国水平。能源产业集约化程度低，能源消费集中于高耗能产业，终端能源消费结构不合理，交通运输行业中油品消费占比约90%。西部地区内部能源加工利用发展不均衡，相当一部分煤炭、原油企业产品结构单一、产业链条不长、资源综合利用率低，行业抵御风险能力弱。由于储能设施不足，风光等清洁能源发展面临挑战，部分地区存量清洁能源消纳不畅，西北地区弃风弃光、云南省和四川省弃水问题仍然存在。

（3）能源通道缺少统筹规划。油气、电力、煤炭运输等行业各自进行能源通道规划，行业间缺乏衔接协调，造成了一定的投资浪费，给生态环境造成一定影响；同时，一些已建特高压外输通道受制于受电端电力网架约束，输送负荷率较低、运行成本高，经济效益不佳。能源通道规划建设总体滞后，不足以支撑能源外输需求，特别是新疆维吾尔自治区，作为中国能源资源最丰富的地区，由于外输通道及外输的经济性问题，产能难以得到有效利用。另外，西电东送新能源电力与受电端电源存在市场竞争，在外输新能源电力占比逐年提升的情况下，动态线路管控难度加大，输电线路精益化管理水平亟待提升。

（4）体制机制不适宜、不协同。电力系统是发、输、用实时平衡的系统，西部风光资源以大规模集中式开发为主，所在地区偏远、用电负荷小，需要同时平衡用电负荷波动和清洁能源发电的随机性和不确定性；而西部电网调峰能力不足且调峰形式较为单一，西部地区自身消纳能力有限，需跨省跨区消纳，在全国范围内实现清洁能源优化配置。但由于能源规划管理缺乏统筹协调，以新能源为主体的新型电力系统尚处于研究阶段，跨省跨区消纳政策和电价机制尚未建立，两网分割、省间壁垒问题依然存在等原因，不能满足清洁能源快速发展的需要，给清洁能源的高质量可持续发展带来较大影响。

3 中国西部能源发展目标及对策

3.1 发展目标

西部地区拥有丰富的能源资源和沙漠、戈壁、荒滩等土地资源，开发利用潜力巨大，为中国优化能源结构、深化能源供给侧结构性改革奠定了重要基础；同时，能源合作是“一带一路”倡议的重要支点，西部地区是中国能源国际合作的重要战略通道承载地和桥头堡。“双碳”目标为中国能源资源开发利用和国际合作提出了新要求。新的形势下，未来西部地区将发展成为中国煤炭清洁高效生产利用基地、油气新增产能接替基地、大型可再生能源供应基地、新型电力系统示范区和“一带一路”绿色能源合作联通区，在新时代清洁低碳、安全高效的能源体系构建中将发挥重要作用。

3.2 发展对策

发改能源〔2022〕210号《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈“十四五”现代能源体系规划〉的通知》［6］指出：到2025年，中国国内能源年综合生产能力达到46×108tce以上，非化石能源消费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电能在终端用能比重达到 30%左右。西部地区是未来中国能源增量的主要来源，“双碳”愿景下，中国西部能源发展对策如下：

（1）加强传统能源绿色低碳开发，提升资源供给能力。

“双碳”愿景下，未来中国煤炭消费总量将逐步下降。应充分发挥西部煤炭资源优势，优化开发布局，科学规划产能，有序退出落后产能，形成煤炭资源绿色低碳开采格局。同时，对煤炭规划区、准备区和生产区达到瓦斯抽采条件的煤层全部开展瓦斯抽采，依托大型煤炭基地，建设示范工程。

原油方面，应加大鄂尔多斯、新疆等盆地和区域非常规石油勘探开发力度，通过预探和风险勘探并举，提升新区新领域探明储量，为石油稳产奠定资源基础；提升采收率、减缓老油田产能递减速度；强化页岩油开发技术储备和转化力度，力争扩大产能规模；同时，尽快实现致密油规模上产。通过以上措施努力实现西部原油产量长期稳产［2］。

天然气方面，应立足鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地，提升常规气、页岩气和煤层气3种类型资源勘探开发水平，为西部天然气倍增发展提供资源基础。常规气方面，应强化现有老区稳产，加强新区低碳建产，保持产量稳定增长；非常规气方面，应尽快形成规模效益开发［7］。

同时，应结合资源布局，开展煤油气共采等新技术示范，降低能耗，提高项目综合效益。

（2）发挥煤炭兜底保障作用，推进煤炭高效清洁化利用步伐。

中国富煤少油贫气的资源禀赋决定了煤炭将在能源转型和保障国家能源安全中发挥“兜底保障”作用。一方面，要优化西部地区能源产业结构，严格控制钢铁、化工、水泥等主要用煤行业煤炭消费；大力推动现有煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。另一方面，要加强煤炭绿色智能开采、先进燃煤发电、超临界二氧化碳发电、老旧煤电机组延寿升级改造、煤制油、煤制气、先进煤化工等技术研发及示范应用［6］。

另外，中国煤炭消费基数大，煤炭和油气企业协同发展煤炭+CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是解决煤炭高效清洁利用，履行“碳中和”承诺、构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。中国石油天然气集团有限公司已在吉林油田、新疆油田、大庆油田开展二氧化碳驱油等技术攻关，走通了二氧化碳捕集、输送、注入、集输和循环回注全流程，形成了 CCUS技术系列，研究与实践证实了二氧化碳驱油可以实现二氧化碳埋存和提高采收率的双重目的。可先行在新疆和内蒙古等油气田周边地区开展煤电厂二氧化碳捕集后输送至油气田进行 CCUS示范工程，夯实 CCUS和 CCS（碳捕集与封存）技术发展基础。另外，随着中国氢能战略实施和氢能技术进步，低成本绿氢有望为煤化工节能降碳提供支撑，促进煤化工企业高质量发展。

（3）加大可再生能源资源开发，加快电力系统转型步伐。

中国剩余可开发水资源主要集中在西南地区，受项目建设条件、移民安置、环境保护及市场消纳等制约因素影响，未来发展水电有限。

西部地区风光资源禀赋优异，资源储量大，可利用土地资源多。目前，中国风电及光伏发电已基本进入平价期，竞争力逐年增强。2022年 2月 26日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出到2030年，重点在三北地区规划建设风光基地总装机约4.55×108kW，其中，“十四五”和“十五五”时期分别约2×108kW、2.55×108kW［8］。但是，风光发电的不确定和不稳定性以及发电设备的弱支撑性，决定了要实现风能、太阳能等可再生能源的规模化开发和高效消纳，必须增加灵活电源装机规模来匹配。目前中国灵活性调节电源装机占比不到10%，远低于欧美国家45%的平均水平，而现有电化学、机械储能等技术尚不具备大规模商业化应用条件。在此背景下，一方面要对西部地区现有燃煤电厂进行灵活性改造；另一方面，发挥天然气发电低碳和灵活调峰优势，积极在鄂尔多斯、塔里木、柴达木盆地等天然气主产区布局风光气电融合发展基地。稳慎有序推进风光余电制氢和绿氢化工项目示范，为构建氢能产业高质量发展技术体系提供支撑。

同时，在西部地区用电负荷大、风光能源条件好的地区，建设分布式电源并就近消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设，提升西部地区本身清洁能源利用水平。逐步将以煤电为主的电力系统转变为以新能源和低碳能源为主的电力系统。

（4）积极开展东西部之间跨区电力通道建设，加大电网互联互通规模。

“双碳”愿景下，基于中国区域性资源和负荷差异较大的背景，跨区电力通道作为大范围、高效率配置能源资源的基础平台，其重要性愈加凸显，将在资源配置与调节互济方面发挥关键作用。

未来中国“西电东送”规模将进一步增加，风光为主的新能源外送规模将持续加大，原以煤电为主的电力外送通道输送新能源的比例将大幅提升，并且专门输送新能源的外送通道比例也将增加。新能源将成为“西电东送”战略实施和构建新型电力系统的重要支撑力量。需统筹协调送受电端调峰和新能源消纳需求，优化调整跨区通道运行曲线，提升跨区清洁电力外送规模和比重，实现非化石能源逐步替代煤电在电力供给中的主导地位，助力电力行业最终实现“碳达峰、碳中和”的远大目标。

（5）加强能源通道互联互通规模，助力绿色“一带一路”合作。

西部地区是中国“一带一路”能源合作桥头堡，油气通道互联互通已经具备很好的合作基础，未来还将与中亚国家、俄罗斯及西亚国家加强天然气通道互联互通规模。目前电力通道互联互通规模较小，西北接壤的蒙古、哈萨克斯坦等国地广人稀，煤炭和风光资源优越，西南接壤的缅甸水电和太阳能资源优越，上述国家国内电力市场增长空间有限，外送意愿较强。目前中国人均用电量不高，随着国内城市化率和终端用电电气化率的逐年提高，预计中国电力需求将保持长期上升趋势。在深化与“一带一路”国家天然气通道合作基础上，适应未来能源转型趋势，逐步与周边国家电力互联互通，加强与周边国家在绿色能源、智慧能源等方面的交流合作是共建“一带一路”的新要求，可优先选择在蒙古和缅甸开展清洁能源合作示范基地和跨国电力互联互通项目建设合作，为未来绿色“一带一路”能源合作奠定基础。

3.3 发展建议

（1）加强西部能源统筹规划和战略引领，优化开发和利用方向。

西部地区能源资源丰富、种类齐全，分布相对集中，后发优势突出，国际合作前景广阔，建议结合中国能源革命和“碳中和”要求，进一步加强战略规划的指引作用，顶层设计西部能源发展规划，对西部能源发展路径和综合高效利用途径进行优化研究。同时，结合西部地区能源资源和水资源分布规律，统筹规划，实现两者协同发展和高效利用。

结合西部地区各能源品种的资源潜力、开发和运输转化成本，构建适应空间优化开发、推动区域协调发展的综合能源大通道建设，提高能源利用效益和效率。

（2）探索共建多元化投资综合性能源公司，实现能源资源高效开发和利用。

以风、光为代表的新能源发电具有随机性、波动性，需要其他可控型电源为其调峰。电化学储能技术尚不具备季节性调节能力，利用西部天然气在沙漠、戈壁、荒滩进行风光气电融合是近期支撑中国“双碳”目标的现实选择。通过天然气发电的调峰能力与新能源的波动性进行耦合，实现多能互补，可充分利用这部分不稳定的能源，减少弃风、弃光，提高能源利用效率。风、光与天然气融合发展涉及生产、运输、销售等多个环节，以综合效益最大化为原则，打破行业和区域利益壁垒，由能源生产、输配、销售等企业组建多元投资利益共享的综合性能源公司，对风、光、天然气发电项目进行横纵一体化开发，从而实现生产有途径、通道有依托、销售有出路、机制有保障。同时，可利用风、光较低的发电成本适当弥补天然气发电较高的建设和运维成本，实现多方合作共赢。

（3）加强科技攻关创新，为西部能源可持续高质量发展提供有效支撑。

CCUS技术是实现化石能源清洁高效利用的重要手段，目前二氧化碳捕集和利用成本较高制约了CCUS发展。需进一步加大CCUS技术储备，开展煤电（煤化工、炼化厂）二氧化碳捕集—管道—油气田 CCUS驱油示范项目建设，逐步形成CCUS技术和产业体系，为构建化石能源与可再生能源协同互补的多元能源供给体系提供重要支撑。

非化石能源大规模利用涉及交叉学科多，发挥中国制度优势，建设政产学研用协同创新支撑平台，联合开展风能太阳能精确预报、能源大数据分析、智能化大型光伏电站和光热电站、大容量高电压风电机组、大规模储能技术、风光氢储一体化技术、智能电网与能源互联网、新能源柔性传输等短板和关键技术科技攻关，力求尽快突破。促进多方协作，推进能源技术革命模式创新。

（4）建立传统能源与新能源协同发展机制。

除传统能源外，西部地区还有丰富的太阳能、风能和水能资源，用好这些资源将对西部经济产生有力支撑。中国以可再生能源为主体的新兴能源体系正在形成。根据“碳中和”目标，预计到 2060年，中国能源生产结构中的可再生能源占比将达到80%左右。新型能源体系中各种能源的有效协同就成为能源体系稳定运行的关键。现阶段应从技术、管理和体制三方面着手研究建立传统能源与新能源协同发展机制。

同时，应加强国际交流合作、区域间交流协作、产学研官交流协作，以各区域的重大能源革命项目规划设计、配套支持政策研究和相应商业模式创新为着眼点，探索适合各区域的特色示范工程，走出具有区域特色的能源革命发展路径。

4 结束语

受益于丰富的能源资源禀赋和区域优势，西部能源是中国能源行业如期实现“双碳”目标的重要环节。在能源供给方面，要实现科学产能及多能协同开发，加大资源供给能力；在能源消费方面，要做好节能降耗，优化能源产业结构转型，探索科学用能、智慧用能和绿色消费新途径；能源科技方面，要加强技术协调攻关创新，做好技术示范，加大新技术应用力度，探索培育新技术、新产业、新模式和新业态等能源发展新动能；在能源体制机制方面，要逐步完善制约非化石能源高效规模安全发展的市场价格体制和交易机制，研究建立配套优惠财税政策，支持产业结构调整；能源国家合作方面，开展与“一带一路”沿线及周边国家的可再生能源项目合作，探索合作新机制新模式新途径，逐步打造“一带一路”国际能源合作中心，为绿色“一带一路”合作贡献力量。