作者：牛桂敏（天津市中国特色社会主义理论体系研究中心天津社会科学院基地研究员）

　　能源是实现“双碳”目标最基本的支撑，是核心，是关键。2030年前碳达峰行动方案要求，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，这倒逼各地必须加快能源结构调整和能源系统变革，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。而京津冀协同发展国家战略要求三地加强区域能源协同，共同构建区域能源体系，助力区域“双碳”目标的实现。

　　一、加强能源协同是京津冀构建区域新型能源体系的必然要求

　　加强京津冀能源协同，既是京津冀协同发展战略的内在要求，又是减污降碳协同增效的本质要求，也是实现三地能源资源优化配置和优势互补的客观需要和构建区域清洁低碳安全高效的新型能源体系的必然要求。

　　京津冀协同发展战略的内在要求。生态环境既是重要的民生问题，也是京津冀可持续发展的重要保障。京津冀协同发展国家战略明确要求：三地要在生态环境保护方面取得率先突破。几年来，京津冀污染协同治理成效显著，特别是大气污染联防联控联治效果明显，环境空气质量明显好转。2021年，京津冀及周边地区“2+26”城市平均优良天数比例为67.2%，细颗粒物（PM2.5）浓度为43微克/立方米，同比下降18.9%。但是污染协同治理的任务依然严峻，O2、NO2和PM2.5的污染物浓度高于全国平均水平；京津冀地区仍有多个城市排在环境质量较差城市的前10位。这些污染物排放与能源使用密切相关。因此，三地要在生态环保协同方面取得率先突破，必然需要加强能源方面的协同。

　　减污降碳协同增效的本质要求。当前国家和地区生态文明建设同时面临实现生态环境根本好转和实现“双碳”目标两大战略任务。针对新形势、新要求，党中央、国务院做出减污降碳协同增效的重大战略部署，对深入打好污染防治攻坚战、确保实现“双碳”目标、促进经济社会发展全面绿色转型具有重要意义。CO2等温室气体与大气污染物排放具有同根、同源、同过程的属性，使得实现减污降碳协同增效具有科学基础和可行条件。其“根”在能源生产和消费领域，“源”是指两者均主要来源于能源生产和消费中的排放，“过程”是指两者均主要产生于化石能源燃烧过程。因此，能源领域成为推动减污降碳协同增效的主战场，抓住了能源，就抓住了减污降碳协同增效的“牛鼻子”。减污降碳协同增效要求京津冀区域不仅需要继续加强污染联防联控，同时还要加大协同降碳力度，而无论从减污还是降碳的视角，加强能源协同都是其本质要求。

　　优化区域能源资源配置的客观需要。京津冀是我国重要的能源消费地区。京津冀区域能源消费结构以化石能源特别是煤炭为主。由于区域内的化石能源资源相对匮乏（京津冀地区累计探明煤炭储量约为2.5×1010t），导致区域能源对外依存度较高。另一方面，京津冀区域可再生能源资源相对丰富，但分布不均（主要分布在冀北张家口、承德等地，风能资源可开发量约8000万千瓦，年日照数为3000～3200小时，为太阳能资源二类地区）。非化石能源开发潜力较大，但当前产业体系结构对非化石能源的消纳能力不足。京津两地虽然非化石能源资源禀赋大规模开发潜力不足，但在非化石能源技术研发和设备制造方面具有比较优势。因此，加强京津冀能源协同，有利于优势互补，加大非化石能源开发利用，实现清洁低碳能源大范围、跨省市优化配置。

　　二、京津冀能源协同基础良好，但仍有较大的提升空间

　　京津冀能源协同已有一定基础。《京津冀能源协同发展行动计划(2017年-2020年)》提出煤炭消费量控制在3亿吨左右的目标（2020年为29240万吨），严格控制了煤炭消费总量。建设崇礼“低碳奥运专区”、张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程等，初步具备能源基础设施互联互通基础。分工协调、一体化开发模式逐步形成共识，并在电力、热力供应领域开始探索推广。

　　京津冀能源协同还有较大的提升空间。近年来，京津冀加快推进清洁能源替代，以煤炭为主的能源结构逐渐向多元化、清洁化方向转变。但三地能源消费特征不同，能源协同的需求重点也有所差异。2020年，北京煤炭占能源消费总量比重降到1.5%，石油、天然气占比分别提高到29.27%、37.16%，对保障石油天然气安全供给要求高。天津2020年煤炭消费总量3745万吨，比2015年减少794万吨，占能源消费总量比重由40.8%下降到34.1%；天然气占比由10.2%提高到19.6%；非化石能源占比由2.7%提高到7%以上，对提高非化石能源占比需求大。河北省能源转型相对较慢，2020年石油、天然气、一次电力及其他能源占比分别仅为5.67%、7%、6.82%，对降低煤炭消费需求、加大非化石能源开发利用压力大。此外，由于京津属于能源输入型、能源消费型城市，对外部能源调入的依赖程度较高，如2020年，北京电力调入比重为27.0%，对提高外购绿电占比需求仍较大。

　　京津冀区域实现能源转型替代和“双碳”承诺中的非化石能源占比目标，面临着持续减煤空间收窄，天然气时段性供需矛盾突出，非化石能源资源大规模开发利用不足，刚性用能需求增加等挑战。客观上讲，无论是提高非化石能源占比、保障天然气等清洁能源安全供给、提高外购绿电占比等，都需要突破单个行政区域限制，从更大的视域，通过京津冀能源协同寻找更佳解决方案。

　　京津冀能源协同的广度深度亟需拓展。能源转型毕竟是个长期复杂的过程，“双碳”目标和减污降碳协同增效重大战略部署，又对能源转型提出了更高的要求——不仅要清洁低碳，而且要安全高效。这就需要深刻认识煤炭作为主体能源的兜底保障作用和可再生能源作为能源增量的主体作用，全面推进区域能源革命和能源协同合作。特别是需要京津冀在能源供给侧加大力度协同解决更多的清洁低碳能源供给和安全保障方面的命题。

　　基于构建区域清洁低碳安全高效的新型能源体系的目标需要，三地亟需积极推进、深度参与京津冀能源协同，立足煤炭作为资源和能源的双重属性，在继续做好煤炭清洁高效利用的基础上，还需要在清洁能源和非化石能源开发、存储、输送、消纳以及多元安全保障和智慧灵活调节等技术、基础设施、体制机制方面拓展能源协同空间，促进区域新型能源体系的构建，助力区域“双碳”目标实现。

　　三、加强京津冀能源协同，构建区域清洁低碳安全高效能源体系

　　（一）协同开发可再生能源，提高清洁能源供应规模

　　三地除了海陆并举、集散并重开发利用本地的风光资源，提高装机容量外，还需充分发挥各自的资源、技术、设备优势，支持新能源企业积极参与区域大型风光基地建设。

　　一是协同加快冀北清洁能源基地建设。推进张承百万千瓦风电基地、张家口可再生能源示范区建设，提高区域内清洁和可再生能源供应规模，提高区域非化石能源占比。

　　二是协同打造京津冀清洁能源供给基地。共同探索可再生能源制氢（氨）、氢燃料电池生产推广等，推动构建电氢（氨）能源体系，拓宽可再生能源的品种和规模。

　　三是协同拓宽可再生能源消纳途径，提高消纳水平。严格落实国家可再生能源电力全额保障性收购政策和可再生能源电力消纳责任权重指标，优先支持区域内可再生能源上网、消纳。共同探索可再生能源制氢、制冷、供热以及可再生能源+储能等多方式灵活消纳新模式。

　　四是加大省际间绿色电力交易，提高外电中的绿电比重，支撑实现三地外受电中绿电占比目标。

　　（二）协同推进能源技术创新，合力开展关键技术攻关

　　一是集中开展战略先导性前沿技术协同攻关。在煤层气开发利用、油气资源高效开发、高效清洁发电、特高压输电、大规模间歇式发电并网、智能电网等绿色低碳能源技术领域，部署一批战略先导性前沿技术项目集中攻关，力争突破制约能源发展的“卡脖子”技术。

　　二是合力开展重大前沿技术攻关。对超临界燃煤发电、高能量密度储能等重大前沿技术进行联合攻关。着力电动汽车、光热发电、特高压智能电网、大规模储能等技术的应用推广。

　　三是协同加快氢能及储能技术创新。聚焦制氢、储运、加注、燃料电池等产业链核心技术，推动基础前沿和共性关键技术自主研发，兼顾氢能应用产业的关联技术研发，促进技术的多元化与融合发展。加快储能技术突破，针对可再生能源的波动性、间歇性提供系统解决方案，协同攻关高压比压缩机和高膨胀比膨胀机，以及正负电极材料、电解液等关键核心技术，推进发展压缩空气储能、电化学储能技术发展。

　　（三）统筹能源基础设施建设，构建多元多向安全灵活的保障格局

　　基于共有、共建、共治和共享原则，统筹京津冀区域内外资源，增强多品种、多渠道能源安全供给能力。以石油、天然气、电力为重点，为促进经济社会高质量发展提供坚强能源保障。

　　一是加强电力设施一体化建设，打造区域坚强输电网络。加强支撑电源建设，优化区域电源布局，共同推进京津冀地区特高压输电通道建设，完善 500 千伏骨干网络。推进新增跨境电力与输电通道建设，提高外电接纳能力。共同建立可容纳高比例波动性可再生能源电力的区域电力系统，促进大规模新能源跨省区输送，提升通道利用率和可再生能源电量占比。提升电网“多方向、多来源、多元化”受电能力。

　　二是强化油气安全保障，建设一体化多层次油气设施。统筹油气资源开发利用，增加管道气和LNG资源供应。加强京津冀油气管网设施互联互通互济，加快发展油气接收储备设施，打造区域油气枢纽，形成多气源交汇格局。加强燃气调峰能力建设，建立气源保障统一协调机制，制定区域能源综合应急预案，巩固多元化多渠道供气格局，提升清洁替代能源保供支撑能力。

　　三是提升灵活调节能力，构建高效智慧能源系统。一方面，提高电源电网侧“储”和“调”的能力，共同促进抽水蓄能电站建设，探索推广共享储能设施建设。另一方面，促进高效智慧管控。协同建设京津冀现代能源互联网云平台，联通大电网、局域网、微电网，构建智慧电网系统。依托智慧能源数字孪生平台，实现区域能源系统协同管控，实现精准供电、安全供电和分布式能源友好消纳。

　　（四）统筹资金保障，完善能源市场协同机制

　　一是研究设立“京津冀能源发展基金”。基金来源可包括：部分由国家和三地共同出资，部分按照零售电力价格的合理比例直接提取，部分来自企事业单位和社会组织的专门捐款。基金可用于提供低息融资，支持能源绿色低碳转型、可再生能源研究和开发、能源技术创新、能源基础设施建设、能源安全灵活保障和智慧管控能力建设等，助力京津冀区域构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。

　　二是完善区域能源市场协同机制。有序推进电力市场建设，探索开展电力现货交易，逐步扩大直接交易规模。完善可再生能源市场化交易机制，积极推动可再生能源参与电力市场化交易，探索分布式电站向区域用户直接售电模式。完善绿色电力证书机制，扩大省际间绿电交易规模。