2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论会上发表重要讲话时提出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现中和。时隔一年，在9月21日举行的联合国大会上，国家主席习近平承诺中国“不再新建境外煤电项目”。这是中国为应对全球气候变化做出的又一重大标志性努力。近些年来，中国的境外煤电投资规模已呈下降趋势，此举更是在推动全球能源转型进程中，践行大国的责任担当。
碳达峰、碳中和的本质是实现更经济、更清洁、更安全的能源结构。这是一场压力重重，但同时广泛而深刻的经济社会系统性变革。这一年来，从国家、地方到企业，都掀起了一场绿色变革。
在碳中和的过程中，碳排放量占比最高的能源行业首当其冲。我国能源结构以高碳的化石能源为主，化石能源占比约85%，其中一半以上来源是煤炭。作为排放的主要来源，推动碳减排就必须推动以化石能源为主的能源结构转型，在碳达峰、碳中和目标提出后，这一转型正在提速。
过去一年间，传统能源巨头纷纷对外宣布了转型战略，制定了碳达峰、碳中和的时间表，在积极对传统业务进行转型同时，加大新能源投资布局。新能源行业更是迎来又一个新的历史发展时机。
在碳中和的愿景下，构建一个净零碳排放的能源系统，是整个能源行业自上而下共同努力的目标；建设一个以新能源为主体的清洁、安全、可靠的新型电力系统，是能源行业未来几十年所面临的最严峻的考验，是机遇更是挑战。
转型正当时
国际环保组织绿色和平8月发布的简报《2021年上半年中国煤电项目最新进展研究》称，根据中国各省级项目审批部门的公开数据，2021年上半年通过各省级发改委核准的燃煤发电机组装机容量共计5.2GW，多为热电联产项目，总量比去年同期减少78.8%。当前全国能源规划整体反映出各省落实中央“严控煤电项目”要求的决心，但中央政府仍需要警惕富煤省份大规模推进煤电项目的潜在趋势。
绿色和平国内低碳发展政策研究项目经理李丹青对《能源》杂志表示，从2021年上半年煤电项目的核准情况来看，对国内煤电项目的管控愈加严格。
华北电力大学经济与管理学院袁家海教授表示：“在低碳发展目标下，特别是在习主席提出‘严控煤电’要求以后，地方在审批大型煤电项目上已非常慎重。目前批复核准的项目主要是满足‘十四五’有刚性电力不足的本地需求、以及作为配套电源保障国家电力发展战略的考量。实际上从满足‘十四五’需求的角度来说，‘十三五’批复在建的项目，已可基本保证‘十四五’的需求，因此目前个别地方批复的少量项目主要发挥补足功能。”
也就是说，未来煤电发展的空间将日益缩小，通过大力发展低碳能源来替代传统化石能源，已成为能源企业转型的必由之路。对于传统电力、石油企业而言，转型无疑是巨大的挑战，企业更是要从发展思路、经营战略、公司架构等各个方面进行转型调整。
中国能源研究会副理事长周大地认为，能源系统转型对实现碳达峰、碳中和目标至关重要。全社会2060年前碳中和，能源系统需要更早实现零碳。电力系统甚至2040年-2045年就要实现零碳。
我国高达 51% 碳排放来自于发电和热力，电力脱碳与零碳化是实现碳中和目标的关键。在“双碳”目标提出后，电力行业中以五大发电集团为代表的主要发电企业纷纷响应，明确碳达峰、碳中和时间表和相关具体目标，并已着手行动。
国家电投集团是第一个宣布碳达峰时间表的发电集团，它们计划提前7年——即2023年实现碳达峰，其他四大发电集团都是预计提前5年碳达峰。根据规划，到2025年，国家电投电力装机将达到2.2亿千瓦，清洁能源装机比重提升到60％；到2035年，电力装机达2.7亿千瓦，清洁能源装机比重提升到75％。国家能源集团计划力争到“十四五”末，可再生能源新增装机达到7000—8000万千瓦。华能集团明确，到2025年新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上，到2035年清洁能源装机占比75%以上。大唐集团提出，将加快推进装备和管理升级，有序推进新能源替代。华电集团力争“十四五”期间新增新能源装机7500万千瓦，非煤装机（清洁能源）占比接近60%。
此外，发电集团也都在积极进行碳达峰、碳中和的战略研究、发行绿色债券、参与碳市场等围绕碳中和目标开展多方面的工作。国家能源集团智库与国家发展和改革委员会能源研究所、清华大学低碳能源实验室、中国科学院数学与系统科学研究院（预测科学研究中心）、中国社科院工业经济研究所等四家单位签订战略合作意向书，将共同研究国家能源集团率先引领能源煤炭电力行业碳达峰、碳中和的战略路径。华能集团成立华能碳中和研究所，开展碳中和战略方向、演进规律和科技创新等方面基础研究，重点研究碳中和对国家能源体系、能源市场、供需关系等产生的影响，再电气化对实现碳中和目标的关键作用，中国华能实现碳中和目标的路径和关键技术选择等。华电集团与清华大学开展在“碳达峰、碳中和战略路径及技术支撑研究”方面的研究与合作。国家电投发行国家电力投资集团有限公司2021年度第一期绿色中期票据（碳中和债)，成为首批银行间市场“碳中和”债券发行人。
除了电力行业在积极进行转型，作为传统化石能源，石油和天然气一向是碳排放“大户”。国际能源署（IEA）统计数据显示，2019年全球二氧化碳排放量为330亿吨，主要源于煤、石油和天然气等一次能源的使用，其中石油和天然气的碳排放量达到182亿吨，占比55%。油气行业全价值链从开采、运输、储存到终端应用都会产生大量碳排放，全产业链温室气体排放量达到全球总量的40%以上——其中生产阶段的排放占20%，使用阶段的排放占80%。要实现碳中和目标，油气行业势必成为减排主体。
过去一年，“三桶油”对绿色低碳方面的重视前所未有，布局重点包括风电、光伏等新能源综合领域。中石油表示，新能源业务提升到与油气业务同等重要的水平。中石化表示，氢能全产业链业务是公司新能源业务的核心。中海油承诺，未来将其年度资本支出的3%—5%用于海上风电开发。三大石油公司将发展新能源和替代能源视为推动绿色低碳转型发展的新动能。风电、氢能和碳中和是三大石油公司2020年重点布局方向，同时积极推进光伏、生物燃料、充（换）电站等新能源和替代能源技术即业务的有序发展。
新能源发展提速
一方面，传统能源公司正在积极转型，寻找新的投资机会和发展方向；另一方面，新能源公司又迎来爆发增长的新机遇。周大地认为，能源低碳化意味着从供应方到消费方，全部都要进行系统性转变，这一转型过程中有大量创新需求，对于中国的能源企业是一个新机遇，能源行业要大胆参与低碳能源的生产发展、技术研发、市场推广等。
风电作为可再生能源最重要的组成部分，未来也将迎来更大的发展。在北京召开的“2020北京风能大会”上，400多家风电企业史上首度发起联合宣言，确定了2060年之前风电发展的“路线图”。宣言保证，将年均新增风电装机5000万千瓦以上。2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。
随着风机大型化快速推进以及风电成本快速下降，风电进入平价上网阶段，无疑未来将更大促进风电的投资。光伏自然也不例外。就像协鑫集团董事长朱共山说的那样，碳中和正在催生一场硅基能源取代碳基能源的清洁替代革命。
据统计，2013年至2020年，我国光伏累计装机容量从17GW增长至253GW，2020年增长近24％。2020年新增光伏装机规模48GW，较上年同比增长60％。从发电量来看，2020年全国光伏发电量2605亿千瓦时，同比增长16.2％，全年光伏发电量占总发电量比重达3.5％。
在经历过去十年爆发式增长后，“我国光伏产业的生产制造、产业规模、技术水平和企业实力，均达到全球第一的水平。”谈到我国光伏产业发展在国际上的地位时，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华如此总结道。
从下面的数据也不难得出这样的结论：新增装机量全球占比增长到40%以上，连续6年第一；累计光伏装机量的全球占比增长到30%以上，连续4年第一；多晶硅在全球产量的占比76%，连续10年第一；电池组件产量在全球占比76.1%，连续14年第一。伴随着光伏技术不断更迭、度电成本的不断下降，推动光伏在中国的蓬勃发展。
毫无疑问，未来建立的将是以新能源为主体的新型能源结构。“将来光伏、风电除了发电以外还可以制造绿氢，特别是海上制绿氢。完全可以支持我们在未来几十年很好地实现碳达峰，而且用这样一个产业可以去吸引我们更多的传统能源产业去进行改造、进行转产。”原国务院参事、中国可再生能源学会原理事长石定寰在近期举行的清华五道口“碳中和经济”论坛上演讲称。
因为双碳目标的设计，更多的资本向绿色低碳产业大规模流动。清华大学气候变化与可持续发展研究院在《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》中大致测算了四种场景下实现碳中和所需要的投资规模，其中实现1.5摄氏度目标的转型路径需要累计新增投资138万亿人民币。朱共山在近日举办“2021中国清洁能源科技资本峰会”上谈到，截至目前，国内投向绿色环保、清洁技术和新能源方向的绿色产业基金超1000只，仅今年上半年，全国就设立了50多只绿色基金，且多数为百亿元级基金。
挑战与未来
显而易见，过去一年来，新能源迎来了最好的发展时机，但同时也催生一些新的问题。比如市场长期向好与短期供应链失衡的矛盾。王勃华认为，一方面，市场长期向好，光伏产品价格长期仍是下行预期，大家对更进一步的低价上网充满期待。另一方面，受疫情、供应链不匹配、大宗商品/化学品价格上涨等影响，供应链产品价格出现阶段性上涨。
如何真正实现行业理性可持续发展，加强产业链供应链管理，避免周期性盲目扩产引起的行业周期性振荡，避免恶性竞争导致的大而不强的尴尬局面，是未来新能源发展的关键因素之一。
此外，要加大对新能源的应用。“要把再生能源这些产能更好地跟工业、跟建筑、跟交通紧密的结合起来，要让更多的工厂、建筑、铁路、公路，包括广大农村，能够更多的依靠可再生能源发电来满足能源的需求。这就是“光伏+”、“风电+”这样一些工程，而储能技术又是其中的关键。”石定寰称。
2030年，中国承诺非化石能源占比要达到25%，比现在增长了9.1%。非化石能源增长9.1%，也就意味着，煤炭的占比则应该再降低10%，从国情出发，这将是一个艰巨的，但是必须完成的任务。煤炭逐渐退出历史舞台，必然会带来一场腥风血雨的改革。
以煤电为主的中国发电行业脱碳压力巨大，与水电、光伏、风电等非化石能源及新能源相比，煤电在保证电力系统安全性、维护电网运行稳定性方面，具有不可替代的能力和优势。虽然中央及各省正陆续出台逐步淘汰燃煤电厂的政策，但落地过程中不仅面临着供电稳定性挑战，也一定程度影响了煤炭高度依赖区域的短期经济增长。电力能源结构亟待向清洁能源转型，退出补贴机制、人员安置以及未来煤电在电力系统的作用等都是未来转型过程中面临的一系列问题。
加快中国电力行业深度减排，推动传统燃煤电厂从能源系统中有序退出是可行的，但可能需要有较为明晰的时间表，并从完善的技术经济角度来考虑，包括退煤成本的核算、燃煤电厂的退出顺序等。在李丹青看来，未来煤电发展的核心，应该是挖掘现有机组的容量价值，发挥煤电机组的灵活性电源价值。
在未来，煤炭的角色正在发生转变。从主力能源角色向保障性能源角色转变，在新能源逐步成为主力能源的时候，平衡新能源发电的波动性和灵活性。
此外，新能源比例的不断提高，煤电下降，无疑给电网的稳定运行带来颇多挑战。今年3月，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，未来国家电网将继续加快构建智能电网，推动电网向能源互联网升级，同时通过加大跨区输送清洁能源力度、保障清洁能源及时同步并网等措施着力打造清洁能源优化配置平台；加强“大云物移智链”等技术在能源电力领域的融合创新和应用，加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，推进各能源品种的数据共享和价值挖掘。“十四五”期间，国家电网规划建成7回特高压直流，新增输电能力5600万千瓦。到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。
新型电力系统的建设与高比例接入可再生能源装机相匹配。新能源的大规模并入具有随机性、间歇性和波动性的特点，它会对电力系统实时平衡带来更为复杂的局面，甚至会造成一些地区短时缺电的严重后果。
“新能源并网后，不能出现大量弃风弃光问题，也不能出现缺电问题，要保障供电安全，把波动性、间歇性的新能源特点，通过系统的灵活调节变成友好的、确保用户供应的新型系统。”国家能源局电力司司长黄学农此前接受采访时称。
在“双碳”目标下，国家提出构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。未来，清洁主导、电为中心、互联互通的现代能源体系将在碳中和进程中发挥重要作用。在“2030年风电、光伏发电累计装机要达到12亿千瓦以上”的背景下，电力系统接下来将更多地以风电、光伏为主导增量，源网荷储一体化和风光储充氢多能互补将成为标准配置，以大规模储能支撑高比例可再生能源电力系统安全。
“风光储是未来在能源体系很重要的方向。综合的能源系统没有人工智能，没有大数据、互联网是不可能实现的。未来数字化要紧密地和能源转型结合，这又是很重要的基础创新的方向。”石定寰强调道。
面对碳中和的能源转型，肯定会出现一系列颠覆性的能源技术作为支撑。另一方面，匹配新型电力结构的碳市场与电力市场也颇为关键。这些使用零排放燃料和技术所增加的成本，被称为“绿色溢价”。
德勤建议，通过市场和“绿色溢价”淘汰落后产能：将碳排放引入资本市场，企业由此必须考虑环境成本；通过“绿色溢价”，高排放产能将因高成本被逐步挤出市场。碳市场为企业应对风险提供缓冲：企业可衡量自身脱碳成本，决定其是实施脱碳项目，还是外购碳排放配额；碳配额交易缓释了企业在“碳中和”背景下转型发展的风险。
随着可再生能源平价上网和“强制绿证”的推进，未来发电、电网、售电、用户等执行主体均有获取绿证的需求，将大幅拉升整体需求量；绿证价格和碳价如形成联动，也有助于价格机制的进一步完善。对于可再生能源企业来讲，绿证或将成为增加项目收益的重要途径。
“很关键的是推进电力市场建设和体制机制创新，构建新型电力系统的市场体系。通过电力市场机制、运行机制、价格机制的不断完善，发挥好市场配置资源的决定性作用和更好地发挥政府作用，加快建设适应新能源快速发展的统一开放、竞争有序电力市场体系。”黄学农说。
也就是说，面向碳中和的能源转型，不会一蹴而就，还是一个系统性的、复杂的、循序渐进的过程。
