郭俊华（云南省人民政府发展研究中心）
摘 要：能源产业是云南省第一大支柱产业。本文在全面总结云南省能源产业发展优势基础上，深入剖析了云南省能源产业高质量发展面临的能源保供压力大、新能源并网消纳困难、能源体制机制尚不完善等问题，并提出强化煤电安全供应、完善新能源消纳体系、加快推进绿色能源与绿色制造融合发展、坚持优电优用、深化能源电力体制改革、加强周边国家能源国际合作等对策建议，为政府部门决策提供政策支持。
关键词：能源产业；绿色能源；新能源；绿色制造；电力体制改革
绿色发展是高质量发展的底色，能源绿色低碳转型是“双碳”目标实现的关键举措，也是经济社会高质量发展的重要路径。党的二十届三中全会对深化能源管理体制改革、加快规划建设新型能源体系、建设全国统一电力市场等多项改革任务作出重大部署。近年来，云南省积极响应国家绿色低碳发展战略，加快推进绿色能源强省建设，能源产业迅速发展成为第一大支柱产业，为全省经济高质量发展注入强大动力、提供关键支撑。“双碳”目标对能源转型提出了新的更高要求，亟须探索出一条产业稳定增长、结构协调互补、方式清洁低碳、质效富民强省的能源产业高质量发展之路。
一、云南省能源产业发展区位优势明显
（一）能源资源可开发优势突出
云南蕴藏了全国约20%的绿色能源，是全国平均资源富集程度的5倍，绿色能源可开发总量超2亿千瓦，居全国第2位，其中，水能资源技术可开发量约1.28亿千瓦，占全国水能可开发量的1/4。全省风能资源总储量约为1.23亿千瓦，可推动实施的风电装机容量近2000万千瓦。全省地面集中式光伏可开发装机容量约8300万千瓦，待开发光伏总装机容量约6300万千瓦。煤炭保有储量364亿吨，资源量居全国第7位。预测煤层气资源储量约5300亿立方米，预测储量居全国第9位。页岩气总资源量约18万亿立方米，可开采资源量约5万亿立方米，其中昭通地区超过2万亿立方米，被列入全国页岩气勘探开发五个重点建产区域之一。生物质能富集，生物质原料产量居全国之首。由此可见，云南省在能源资源开发方面具有得天独厚的显著优势，展现出巨大的开发潜力和重要的战略地位。
（二）能源合作区位优势独特
云南“东连黔桂通沿海、北经川渝进中原，西接西藏连西北”，南接越南、老挝、缅甸，是我国“一带一路”建设、长江经济带发展两大国家发展战略的重要交汇点，也是我国面向南亚东南亚和环印度洋地区开放的前沿。在“双循环”新发展格局下，充分利用国际和国内两个市场支持绿色能源发展，依托澜沧江上游西藏段水电资源，通过地理廊道及云南网架实现藏电入滇，可实施云贵两省“水火煤”互济，还可利用四川天然气资源，并从广西进口海气。此外，缅甸、老挝、越南等周边国家水电、光伏资源丰富，能源电力国际合作空间大。
（三）能源绿色化水平领先
目前，云南省电源装机容量超1.5亿千瓦，水电装机规模超8200万千瓦、跃居全国第二位，新能源装机总容量突破5000万千瓦，成为仅次于水电的第二大电源，清洁能源装机占比超90%，位居全国前列，为能源电力保供和绿色发展发挥了重要作用。2024年，云南省绿电交易电量累计突破16亿千瓦时，是2023年的120余倍，绿电优势领先，绿色能源底色鲜明，绿色转型成效显著。
（四）碳汇资源潜力挖掘空间大
云南省森林资源丰富，活立木蓄积量达24.10亿立方米，居全国第1位；森林面积达3.18亿亩，居全国第2位；森林蓄积量达21.44亿立方米，居全国第3位，资源总量居全国前列。林木植被碳储量达11.7亿吨，占全国的10.9%，具有较高的林业碳汇价值。2024年全省新能源发电量达702亿千瓦时，按照可再生能源发电量每1000千瓦时核发1个绿色电力证书（绿证）且证书按照市场价格15元/张计算，预估全省全年可开发绿证约为7020万张，市场可开发潜力达10.53亿元，同时，随着新能源装机总量的提升，未来云南省的绿证数量还将不断增加，碳汇资源的开发潜力将进一步得到释放。
二、云南省能源产业发展现状
一是能源电力保供压力长期存在。从需求端看，全省以电力为主的能源需求进入了新一轮快速刚性增长期，2024年全社会用电量增长10.9%，再创历史新高。预计至2025年，全社会用电量将达到3000亿千瓦时，能源需求旺盛。同时，倍速发展的人工智能、算力、新能源汽车产业等高耗能新兴产业，或将带来超出预期的电力缺口，加剧保供压力。从供应端看，云南省待开发水电主要集中在金沙江中游和怒江干流，两个流域梯级电站开发受环保、移民、梯级电价政策等多重因素的影响，存在较大的不确定性，使得后备接续能力较为薄弱。此外，风电、光伏等新能源开发受土地、林地等要素制约，资源和生态环境约束进一步加大。煤电和燃气方面，煤电价格疏导机制的不健全导致了煤电机组成本进一步增加，电煤保供压力增大，而省内天然气资源有限且勘探开发起步较晚，地质条件复杂，煤层气、页岩气、常规油气等资源规模开发尚待突破，自主保障能力有待提升。
二是新能源并网消纳困难。新能源的高比例发展导致网源时空不匹配、电网规划建设不协同、生产消纳空间不匹配、电力系统调峰能力不足、用电负荷增长快于新能源装机规模增长、新能源并网送出和消纳等问题逐渐显现。目前，云南省具备调节能力的水电占水电装机的27%，而具有顶峰兜底作用的火电占电力总装机的10.7%，光伏每日出力波动在1850万千瓦左右，进一步增加了电力系统调峰的难度。
三是能源电力发展质效水平不高。云南省用电量增速总体高于GDP增速，反映出能源消费与经济增长之间存在一定的不匹配性。2020—2023年，云南省度电GDP平均约为12.2元/千瓦时，低于全国平均值（13.7元/千瓦时）1.5元/千瓦时；第二产业度电GDP平均约为5.8元/千瓦时，低于全国平均值（8元/千瓦时）2.2元/千瓦时；第二产业用电量占全社会用电量的比重约为73%，高于全国（67.5%）约5.5个百分点，增加值占GDP的比重约为34.5%，低于全国（38.5%）约4个百分点，不考虑地区间电能替代水平差异，云南省第二产业电力投入高于全国水平，但创造的经济效益却低于全国水平。
四是能源体制机制亟待深化。当前，云南省在燃煤发电能量市场和调节容量市场、新能源价格机制、新型储能价格机制以及绿电交易机制等方面还有待健全。传统能源与绿色资源在更大范围的配置和互济机制不完善，绿电和碳资产价值未充分体现。电力市场体系不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒，电力辅助服务市场和电力现货市场等体制机制尚不成熟。
五是能源电力国际合作进展缓慢。当前，国际形势复杂多变，全球经济发展放缓，能源产业国际合作受到极大影响。国际合作协调机制需要完善和调整，国际合作项目推进出现新的困难与挑战。除地缘政治等不可抗力因素外，当前云南省在与澜湄国家的跨境电力贸易和电力市场建设过程中，在政策指引、供需价格、规则衔接、技术支持和中长期发展规划等方面仍需加强与合作伙伴的沟通和协调。
三、推动云南省能源产业高质量发展的建议
（一）充分发挥枯期煤电兜底保障作用，确保电煤安全稳定供应
一是加快建设一批煤炭储备（交易加工）基地。结合煤炭生产、供应、消费实际和火电、化工、冶金、建材等重点企业布局以及民生用能需求，在煤炭生产集散地、消费集中地、铁路运输节点等区域合理规划建设一批煤炭储备基地，提升全省储煤能力及煤炭实物保有量。在有条件的州市布局建设一批煤炭储备（交易加工）基地。二是积极推进煤炭产供储销体系建设。建立健全以企业社会责任储备为主体、地方政府储备为补充、产品储备与产能储备有机结合的煤炭储备体系，坚持“电煤中长协+省内煤矿+储煤基地+铁路沿线发运站”四位一体保供体系。强化运行分析，建立煤炭储备收储、投放、轮储、监测及最低库存机制，实行淡旺季差别化存煤标准，制定“丰存枯用”“淡储旺销”的运行机制。三是加快释放优质煤炭产能。加快推动具备资源条件的煤矿提升产能规模，优化煤矿新增产能现场验收、产能置换、用地、环评等审批流程，推动符合条件的应急保供产能转化为常态化产能。大力推进煤电绿色低碳转型，全面实施煤电机组灵活性改造。建立健全煤矿智能化标准体系，大力支持煤矿智能化建设，持续提高煤矿管理规范化、煤炭开采机械化智能化、从业人员专业化水平，有效释放云南省煤炭产能。
（二）构建新能源供给消纳体系，提升新能源可靠替代水平
一是大力发展新能源，构建多元绿色低碳电源供应结构。结合省内新能源资源条件、互补特性和市场需求，因地制宜实施存量风光火储多能互补，积极探索增量风光储多能互补。开展风电“以大代小”工程，推动存量风电系统升级改造。坚持集中与分布并举，大力发展“光伏+”多元化的集中式光伏，稳步推进分布式光伏发展，积极探索分布式光伏建筑的发展。二是加强灵活调节电源建设，构建多元化储能体系。发挥流域水电集群效应，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能场景布局，以独立、共享等多种方式推动新能源电站、终端用户配置储能，开展压缩空气储能和“新能源+电解水制氢”试点，因地制宜建设调峰气电，按需有序推进抽水蓄能项目规划建设，不断提升电力系统调节能力。三是加快建设新型电力系统，提高电网调节能力。加快制定新型电力系统发展战略和总体规划，协调推进新能源开发与配套网源建设，加大配电网建设改造力度，推广分布式智能电网，尽快形成适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性。四是广泛拓展新能源应用场景，促进能源结构向低碳化转型。加大“绿电替代”推进力度，重点在建筑、交通、供暖、清洁能源自备电厂等领域实施新能源利用重点工程，推动园区基础设施“零碳化”，在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，提高消纳能力。结合增量配电网试点，积极发展以可再生能源为主的微电网、直流配电网，扩大分布式可再生能源终端直接应用规模。鼓励通过绿色电力交易、绿色电力证书交易等方式积极消纳可再生能源。
（三）加快推进绿色能源与绿色制造融合发展，培育壮大绿色能源产业链条
一是加快构建绿色能源与绿色制造融合发展产业体系。聚力培育壮大工业“新三样”，大力发展负极材料、电解液、隔膜、铝箔、光伏玻璃等上游设备产业，着力推动硅光伏、绿色铝、新能源电池等重点产业延链补链强链，统筹谋划布局氢能、储能、电子设备制造、工业母机等产业，支持发展老旧机组设备拆除、运输、回收、拆解、利用“一站式”服务模式，打造风电设备循环利用产业基地，推动全省“绿电+先进制造业”协同发展，加快新能源产业集群化发展。二是积极推进新能源与一二三产业有机融合发展。大力实施“光伏+农业”“光伏+工业”“光伏+建筑”“光伏+生态治理”“光伏+旅游”等“光伏+”行动，着力推动可再生能源制氢在化工、冶炼、交通运输等方面的运用，积极探索新能源与化工、钢铁、绿色铝、硅光伏等产业的耦合发展，围绕公共建筑发展分布式光伏与建筑一体化，围绕铁路沿线设施和高速公路服务区等，推动新能源与交通用能相融合。三是加快打造“绿电+先进制造业”优势产业聚集区。以省级产业园区为主要载体，以沿边产业园区为关键增量，坚持以“资源换产业”，通过绿色能源优势积极承接东部沿海制造业转移，深入打造绿色能源与绿色制造融合发展示范区。选择一批工业基础好、基础设施完善、绿色发展水平高的开发区，以企业聚集绿色发展、产业生态化链接和绿色服务平台建设为重点，打造一批绿色低碳工厂，推进绿色产业集聚、绿色能源多能互补。
（四）坚持优电优用，强化度电效益
一是研究建立电力要素差别化配置机制。按照产业度电增加值、用电类型、能源属性、产能规模、能耗高低等进行分档排序，构建用电指标与度电增加值、节能降碳、产业链供应链挂钩机制，将有限电力用于优先保障高效益、高附加值的产业和企业，倒逼高耗能企业降低能耗、延链补链和集群发展。二是加强用户侧负荷精细化管理。探索实施高耗能产业用电预算管理，将超出预算部分通过电力市场交易平台竞购配置电力资源或购买绿证绿电进行抵消，通过自建、合建、购买或租赁等方式配置储能置换用电指标，以源网荷储一体化模式统筹推动新能源产业与高耗能产业、常规水电及火电协调发展。三是提高能源利用效率。积极推广合同能源管理、综合节能、电力交易、绿证交易以及碳交易等节能新机制，探索建立以节能收益和降碳收益为目标的企业设备改造升级机制，助力电力用户能效提升、节电降碳。鼓励产业园区与新能源集聚区一体谋划、一体推进，鼓励重大项目、园区推广实施综合能源技术，提升终端能效水平。加强对能耗和碳排放数据的监测、收集和分析，通过智能化手段提高企业用能效率，实现对能源利用的精细化管理。
（五）深化能源电力体制改革，构建现代电力市场体系
一是健全和完善以市场价值为导向的电价长效机制。研究建立反映供需形势、体现绿电价值的电价机制，建立健全火电成本疏导长效机制、新投资新能源成本疏导机制，探索建立新型储能等上网电价政策，完善跨省跨区输电定价机制，推进输配电价改革，以价格机制牵引各类电源开发建设，让电力价格更加准确反映边际发电成本和终端用户用电价格水平。二是健全具有调节能力电源的容量补偿机制。加快构建“容量+电量+辅助服务”的火电市场机制，建立容量补偿相关政策，健全以调节效果为衡量标准的辅助服务补偿机制，加大补偿力度，保障煤电由电力、电量供应的主体性电源逐步转变为向由电力系统提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性电源，促进火电企业通过参与市场实现可持续发展。加快建立适应高比例可再生能源的电源侧容量市场或容量补偿机制，深化研究制定容量电价政策及辅助服务补偿政策。三是完善电能量市场和辅助服务市场机制。探索建立绿证绿电交易长效机制、“西电东送”电量生态价值补偿机制，完善电力中长期、现货、辅助服务交易一体化设计、联合运营机制，规范电力辅助服务市场基本规则，鼓励抽水蓄能、新型储能、电动汽车、虚拟电厂等新型主体参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。
（六）搭建高效合作交流平台，持续深化多边合作机制建设
一是加快澜湄跨境电力市场机制研究。多途径、多形式加强与周边国家的电力合作，共同研究制定市场机制、调度规则、运行标准等，形成广泛的标准联盟、产业联盟。创新探索中老、中缅、中越网的对网双向电力贸易模式，研究制定境外清洁能源回送省内的电价疏导机制，开辟境外回送电量的专项挂牌交易，推行跨境人民币结算模式，研究建立面向南亚、东南亚的国家电力交易中心。二是探索常态化的区域能源合作机制。充分发挥大湄公河次区域经济合作（GMS）、澜湄合作、澜湄国家电力企业高峰会等多层次合作机制和平台作用，推动建立地方政府、电力企业之间的合作交流机制，组建澜湄区域能源电力高端智库，定期在澜湄地区召开能源电力领域的高端专业论坛，强化澜湄区域内能源电力企业、科研院所、高校、国际咨询公司等机构之间的合作，共同推进能源电力领域的沟通协调。三是深化“绿色电力+”合作。开展“绿色电力+金融”“绿色电力+碳排放”“绿色电力+数字”等研究，逐步建立开放性区域电力市场体系，推动省内新型电力系统标准、技术和装备积极“走出去”。
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【本文系“云南特色现代化产业体系研究创新团队”（项目编号：2024CX11）阶段性研究成果】
（作者系云南省人民政府发展研究中心高级工程师）