一、碳中和目标意义深远
自2020年9月习总书记首次提出“碳中和”目标，碳中和多次出现在中央经济工作会议、“十四五”规划纲要、政府工作报告中，并被不断细化。李克强总理强调扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，并从调整能源结构、优化产业结构、提升生态系统碳汇能力等方面作出具体部署，碳中和、碳达峰已经成为我国“十四五”期间生态文明建设以及高质量发展的重要抓手。
我国碳中和目标事关国内国际两个大局，不仅是全球应对气候变化进程的重要部分，也是提升我国自身发展质量和效益的关键举措。正如习近平总书记多次强调的，应对气候变化不是别人要我们做，而是我们自己要做。碳中和目标既体现了我国推动全球气候治理的决心，也展示了我国构建人类命运共同体的责任担当，为国际社会全面有效落实《巴黎协定》注入了强大动力。碳中和实现路径还将倒逼我国经济转型和结构改革，推进社会主义现代化进程，拉动新的投资，创造新就业机会，培育经济新动能；同时，能源结构也将进一步优化，能效大幅度提高，能源安全保障能力提升，基本走上一条符合国情的绿色低碳循环的高质量发展道路，带动空气质量和人民生活质量不断改善。
碳中和目标及路径对我国当前减排工作提出了更高要求，尤其是达峰时间越早越好，从达峰到中和的时间越长，减排压力越小，减排成本也随之降低。同时，这也意味着我国经济需加速升级转型，与“十四五”规划及2035年远景目标是高度一致的，有助于提高宏观经济要素效率竞争力，减小陷入中等收入陷阱的宏观风险，为实现第二个百年梦想目标奠定坚实的基础。“十四五”是疫情以来我国复苏过程中的关键时期，也是“做好碳达峰、碳中和工作”的重要时期，强有力的“十四五”减排将为2030年前碳排放达峰和2060年前碳中和的目标打下坚实基础。
二、碳中和目标实现路径
目前，我国已实现了经济社会发展与碳排放初步脱钩，从我国能源需求总量、疫情后绿色复苏、落实《巴黎协定》等方面综合思考和判断，需制定碳达峰、碳中和的具体时间表。碳中和目标是整体经济的挑战，除了制定整体减排时间表外，电力、工业、建筑、交通、服务业等重点领域都将面临自己的挑战和机遇，并将遵循各自的减排时间表，制定跨部门协调减排策略。
国家层面的碳中和目标的实现首先要求能源、工业、建筑和交通领域最大程度的减排，实现近零排放，主要通过优化能源结构、提高能源效率来实现，如推动终端部门电气化、促进工业等的循环经济、散煤治理、低碳燃料替代等。少部分排放不能完全避免，一方面可以通过森林、海洋等碳汇进行自然吸收，另一方面可能还需要额外的、一定规模的“碳移除技术”（CDR）的应用，比如碳捕获、利用和封存技术（CCUS）、生物能源与碳捕获和储存技术（BECCS）等。
电力部门是我国碳排放的主要来源之一，电力在全部能源消费中的占比不断提高，电力部门脱碳将成为碳中和的优先议题。随着全面推进终端用能电气化，电力部门脱碳将成为其他终端部门脱碳的关键依托。碳中和目标约束下，我国电力部门需加速转型，排放量快速达到峰值并开始加速下降，有望于2050年前实现零排放或负排放。
2019年，我国燃煤发电装机占全国总装机的52%，发电量占比为62%，控制电力部门煤炭消费是我国实现电力部门脱碳的根本所在，在能源经济深度低碳化中发挥关键作用。电力部门脱碳尤其是煤电对碳达峰、碳中和至关重要。电力部门减排需降低燃煤发电的占比，实现向可再生能源主导的电力系统的跨越式转变，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。短期内迅速淘汰老旧落后和低效燃煤电厂，在深度脱碳过程中，逐步淘汰未采取CCUS技术的燃煤发电，提高可再生能源发电份额，落实2030年风电、光伏总装机容量12亿千瓦以上装机的目标，增加以核能、碳捕集、利用和存储为辅的多种技术组合发电。
三、我国煤电低碳转型驱动和挑战
（1）开展可再生能源电力布局，煤电将由主体电源向灵活性电源转变
我国煤电装机占比高、发电量稳定，在电气化率不断提升的近中期来看，煤电仍然是保障电力稳定的主体电源。随着能源系统转型的不断推进，未来将大幅提高风电、光伏发电等可再生能源电力占比，风电、光伏发电等清洁电源波动性特征明显，需要煤电的灵活调节，起到消纳可再生能源的重要作用，推动电力系统向清洁低碳转型。同时，碳中和目标还将加快产业结构调整，尤其是建筑和交通的电气化水平大比例提升，电力需求随之改变，电力负荷特征也将发生较大变化，煤电向调峰电源转变的需求更高。
（2）煤电机组年龄小，短期内转型压力大
2020年全国煤电机组平均年龄大约为12年，是全球平均运行年龄的一半。特高压线路的建设规划是疫情后绿色复苏计划的重要内容，并核准了一批大型煤电项目，主要集中于甘肃、陕西、内蒙古、湖南等煤电大省，大量新增煤电项目增加了行业短期转型的难度。
（3）煤电装机的规模、结构、年龄等存在明显地区差异
山东、内蒙古、江苏三省是我国煤电装机大省，三省装机总量超过全国煤电总装机的25%，其次为河南、山西、广东、新疆，7个省份装机容量超过全国煤电总装机50%；机组结构差异较大，江苏以大型机组为主，60万千瓦以上机组占68%，山东、内蒙古、山西等地区亚临界机组占比较高。新疆拥有平均年龄最低的煤电机组，平均年龄仅为6年，上海机组平均年龄最高，为19年。
（4）全国过半煤电企业亏损，转型面临多重风险
根据对2019年现存煤电项目的财务成本核算，全国有近70%的煤电机组可能处于亏损状态，且亏损机组主要集中于北方地区，新疆、宁夏、山西等地区煤炭价格和上网电价均处于较低水平，亏损机组占比很高。当前煤电经营并不乐观，如果采取提前退役和降低发电小时数等方式，逐步退出燃煤发电或，煤电部门亏损状况将进一步加剧，搁浅资产风险激增。由于电厂投资很大比例来自银行等融资渠道，由此可能引发系统性的信贷与金融风险。煤电也是我国资源型省份的重要经济部门，煤电投资收益变动以及资产搁浅的风险，对于地区性投资和财政收入等经济指标也可能带来不利影响。
四、煤电行业转型的积极应对策略
（1）因地制宜的电力部门转型路径
煤电装机省际分布不均，需评估低碳转型背景下电力需求和潜在风险，提出全国和省级的煤电转型路线图，并制定因地制宜的煤电调控政策和目标，部分省份应加快转型步伐，加快淘汰服役时间长、效率低、盈利差的煤电机组。争取在“十四五”期间全国煤电装机达峰，到2040年或2045年逐步淘汰未采取CCUS技术的燃煤发电，快速增加以可再生能源为主，以核能、碳捕集、利用和存储为辅的多种技术组合发电，到2050年实现可再生能源发电占总发电量的70％，通过灵活发电、改进电网基础设施、需求侧响应以及部署储能技术提高电网灵活性。
（2）大力发展碳捕获、利用和封存等减排技术
电力部门深度脱碳，必须有突破性技术支撑。识别新能源、节能、储能和负碳技术等领域的关键技术，制定关键技术发展路线图，加大对关键技术的投资力度，开展能源领域核心技术研发，如可再生能源发电，生物能源与碳捕集、封存与利用技术，氢储能技术等。鼓励社会资本和企业等对可再生能源等领域进行投资，刺激关键技术研发。促进煤电行业碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的应用和推广，并借助生物能源与碳捕获和储存（BECCS）等减排技术实现电力部门较大幅度负排放。
（3）发挥碳市场的价格调节机制
2月1日开始实施的碳排放权交易管理办法，以电力行业为先行军率先启动全国碳市场。下一步，碳市场需结合我国碳中和减排路线图，进一步完善配额总量设定、交易制度和市场监管等环节，通过总量控制、碳价格机制约束电力企业碳排放，倒逼企业进行减排，推动企业自主进行节能减碳的技术创新和应用。
（4）保障公平转型
碳中和约束下的能源转型必须注意煤炭相关产业、地区和从业人员“公平转型”，保障相关产业的电力供应安全，做好转型过程中的监测、评估和调整工作。为煤炭、煤电依赖程度较高地区提供可靠的转型方案，如内蒙、山西、新疆等地区，尽量降低相关地区和相关产业转型中的经济损失，防范转型过程的系统性金融风险。重视引导相关从业人员的再就业。通过须建立遣散资金，保证从业人员的收入水平和社会福利，为其提供针对性的再培训、再教育计划或创业辅导等，确保相关从业者“零失业”，防范社会不稳定因素的产生。
（作者为中国人民大学国家发展与战略研究院研究员、环境学院副教授）