简介
什么是碳中和？为什么要耗时40年之久？ 实现碳中和，对我们每个人来说到底意味着什么？ 大到跨国贸易，小到细胞呼吸，碳排放无处不在，与我们息息相关。气候变化可能是人类有史以来面临的最大威胁，任何一个个体都无法逃避全球变暖的现实。 为应对这一巨大挑战，各国正在开展一场史无前例的大规模合作行动。基于此，我国提出“30·60”双碳目标（2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和）对全球减排的战略意义重大。 本书将从碳中和的提出背景开始，逐步为你讲解究竟什么是碳中和，实现碳中和的关键要素有哪些，我国各行业碳中和的实现路径与转变机遇是什么，以及政府、企业、个人该怎么做。 让我们一起，探究中国经济社会未来40年的发展脉络，揭开碳中和的神秘面纱！
作者介绍
安永碳中和课题组完全隶属于安永商务技能培训（上海）有限公司，课题组成员为毕舜杰、朱亚明、钟丽、田苗苗、刘倩、杜若琦。 毕舜杰，安永大中华区业务主管合伙人。毕先生在零售、消费品、制造和运输等行业均有深厚的实务及咨询经验，拥有丰富的审计、商务咨询及企业融资经验，为国有企业、外资企业和民营企业等提供上市、收购、重组等方面的咨询和审计服务。毕先生还担任安永大中华区私募股权与风险投资审计服务主管合伙人，与多个投资基金保持着良好的工作关系，并为他们投资的公司提供专业服务。 朱亚明，安永大中华区电力及公用事业行业主管合伙人兼交易主管合伙人。 钟丽，安永华北地区审计服务主管合伙人、安永大中华区能源和资源行业主管合伙人。 田苗苗，安永大中华区合伙人、能源资源行业咨询服务主管。美国亚利桑那大学埃勒商学院金融MBA（2002年），复旦大学国际金融专业学士学位（1998年）。拥有22年以上咨询经验，曾服务的行业, 包括公用事业、高科技、建造及总承包业务、房地产开发、能源等行业。主要集中于公司管控模式、企业数字化转型、财务转型变革、绩效管理及管理会计体系、共享服务设计。 曾负责为一家中国最大的石化企业梳理海外投资项目的管理模式，并在总部开展财务共享服务中心，集中处理海外业务的部分财务工作。跨国企业和国有企业等客户提供针对其经营绩效的优化提升的帮助和服务。财政部管理会计咨询专家，并在国家会计学院承担客座讲师。
部分摘录：
为推动我国风电发展，在政策方面，要建立并健全后平价时期风电开发、建设和运行的有关政策，保障企业收益，推动我国风电产业持续健康发展。以海上风电为例，海上风电可以从规模化连片开发、研究具有成本竞争性的机组、利用“大云物智移”等技术提升智能化水平、融合运维等方向出发度过平价时期。在技术方面，要进一步推进风电技术进步和产业升级，加大风电主轴承、叶片材料、IGBT（绝缘栅双极型晶体管）等关键零部件制造技术投入，降低海上风电成本。在风电消纳方面，要加快特高压跨区输电通道建设，增强风电消纳能力，同时还要加快建立全国电力市场风电消纳机制，促进风电的有效利用。
2）推进光伏发电产业发展，持续降低光伏发电成本
我国在自然资源、产业产能、技术成本方面，均具备发展光伏发电的优秀能力。但是在高速发展光伏发电的同时，也要考虑到当前面临的几个限制性因素。首先，同风电一样，并网消纳问题同样也是制约光伏发电大规模发展的主要瓶颈之一，尽管近年来我国光伏消纳形势有所好转，弃电率得到有效控制。国家能源局公布的《2020年可再生能源发展情况》显示，2020年全国平均弃光率2%，光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%，同比降低1.1个百分点。但随着光伏发电大规模发展，未来消纳问题仍需重点关注，需要进一步扩展电网的光伏发电消纳空间。其次，光伏发电的开发建设与国土空间规划约束息息相关，土地制约因素较多，而且光伏发电土地使用税、耕地占用税尚没有全国统一标准，部分地区仍采用全面积征收税费，而不按照实际占地面积计算，从而导致税费居高不下，光伏发电非技术成本持续走高。
考虑到我国太阳能资源分布情况以及目前光伏发电产业的限制因素，未来，应加快西北部地区集中式光伏发电基地和东中部地区分布式光伏发电建设，因地制宜发展分布式光伏发电。同时，通过建设大电网，利用特高压输电线路输出电力，增加“光伏发电＋储能”配置，进一步解决大规模光伏发电面临的外送和并网消纳问题，减少“弃光”现象。
举例：德国光伏发电发展较为成熟，数据显示，天气好的情况下光伏发电在德国电力需求中的瞬时占比可高达40%～50%。为保障光伏产业持续发展，德国制定了并网光伏电站补贴政策，并对自发自用用户也设置了可再生能源附加费缴纳标准。近年来，德国的光伏发电成本已经可以和火电形成竞争，光伏发电上网电价持续下降，德国“光伏发电＋储能”投资成本不断下降，这进一步刺激了德国市场大力发展“光伏发电＋储能”，使其走向市场化，德国复兴信贷银行就针对私人业主制定了具有吸引力的贷款条件和初始投资补贴。
为推动我国光伏发电发展，在政策方面，要制定并完善光伏发电并网消纳保障机制及配套政策，鼓励分布式发展和就地消纳，加强能源、国土、环保等部门政策协同，减少土地制约因素的限制，减轻电站建设相关的税费压力。在技术方面，要支持高效电池和高功率组件产品研发，加大先进电池技术的应用，进一步实现行业成本不断下降，加快对并网技术的研究，实施光伏供电动态化监管，解决并网逆流问题。在电力市场方面，在推动新增光伏发电项目参与电力市场交易时，应与全额保障性收购政策、市场化交易政策充分衔接，保障新增与存量光伏发电项目参与市场化交易的合法权益。
3）发挥水电基础保障作用，加快抽水蓄能设施建设
我国水电开发较早，已具备较高的技术成熟度、能源密度以及较优的经济性，而且由于风电和光伏发电存在间歇性特点，尚不能代替水电，同时，考虑到水电工程的综合利用效益，未来水电的发展仍是重点。但是水电的发展也面临着几个限制性因素。首先，我国当前待开发水电多集中在水资源丰富的江河上游和西藏等偏远地区，水电开发环境条件不利导致工程建设难度加大，建设成本高。其次，水电开发生态保护制约明显，水力发电工程会对周边环境生态产生不可逆转的影响，如大坝的建设可能造成地震和山体滑坡风险加剧、水生态系统演替、渔业受到威胁、下游断流等情况的发生。同时，长期蓄水会弱化水体的自净能力，导致部分地区和下游水质恶化严重，破坏生态环境。最后，水电工程移民安置难度加大。因此，我们在建设水电工程时需要更加科学地决策和判断，要同时考虑水坝建设利弊，综合评估其对经济、社会和生态的影响。
举例：以美国胡佛水坝为例。美国胡佛水坝是建立在科罗拉多河上的世界第七大奇迹，其建立在防洪、航运、灌溉、水力发电、城市及工业供水等方面都发挥了巨大作用，但建成之后它给美国带来了重大自然灾害。科罗拉多河三角洲流域的生态环境破坏严重。海水倒流，集水区盐度提高，在科罗拉多河繁衍了200万年的弓背鲑濒临灭绝。
考虑到我国水能资源分布情况以及目前水电发展的限制因素，未来，应推进“三江流域”大型水电基地建设，加快抽水蓄能电站的建设。由于未来我国水电开发主要集中在澜沧江、金沙江等水源头地区，这些地区是水源涵养区和重要的生态屏障，水电开发生态环境保护要求越来越高，因此我国应建立健全水电全过程环保技术体系，水电开发要与土地利用规划、环境保护规划相协调，符合电力规划，从而保障水电可持续发展。
为推动我国水电发展，在政策方面，建议对西部水电开发加大减税降费力度，研究建立西部水电发展基金，深入推进水电“西电东送”战略，特别是抓紧研究和落实藏电接续外送。同时进一步完善水电开发管理、资源配置、项目核准以及人员安置相关的政策法规。在技术方面，不断提高水电建设技术水平，通过技术创新解决高坝筑坝、大型地下洞室施工等重大技术难题。在电力市场方面，要积极推进抽水蓄能电站作为独立市场主体参与电力交易，统筹推进电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设，从而促进抽水蓄能电站健康有序开发，充分发挥蓄能电站的系统效益。
4）安全有序发展核电，力求降本增效
核电站的安全问题一直是限制各国核电发展的首要因素，在核电站面世的几十年里，共发生过三次严重的事故，分别是1979年发生在美国的三里岛核事故，1986年发生在苏联的切尔诺贝利核事故，以及2011年发生在日本的福岛核事故，值得一提的是，发生这三次事故的核电站都属于第二代核电站。此外，核电具有建设技术复杂、固定成本高、单位投资造价高、投资回收期长以及安全性的问题，因此只有在较高的利用率下才能体现其经济性。目前我国核电的自主创新能力显著增强，2020年完成华龙一号自主三代核电技术研发，我国第三代核电技术已跻身世界前列。同时，2017年9月，《中华人民共和国核安全法》的颁布实施，也为我国核电安全发展提供了法律保障。
考虑到核电的安全性问题，未来，应在兼顾安全性和经济性的条件下合理布局沿海核电，对核电厂址进行保护性开发。在加快沿海核电发展同时，考虑内陆核电开发。
为推动我国核电发展，在政策方面，不断完善核电发展环境，健全我国的核安全法规体系。在技术方面，尽快建立具有较强创新能力的核电科技研发体系，加大对第四代核能系统的研发，进一步提高我国核电机组的安全技术水平和极端灾害应对能力，加强关键技术、核心部件攻关。在电力市场方面，一方面，推动核电适度、有序参与电力市场的竞争，促进核电的跨区消纳。另一方面，加大核电的科普宣传力度，引导社会舆论，转变社会大众“恐核、惧核”心理，同时提高核电建设透明度，让社会大众更理性地理解和支持核电建设。
5）发挥气电灵活性调节作用
燃气机组凭借其启停速度快、调节能力强的优势成为保证电力系统灵活性不可少的调峰电源。但是气电的发展也有几个限制因素，首先，气电建设成本较高，我国天然气资源具有依赖进口的惯性，且燃气机组的备配备件和维修维护费用高昂，与其他能源相比成本竞争性优势不足。其次，我国几乎所有已建和在建的天然气发电机组均来自国外企业，本土对燃机核心技术尚未完全掌握。
考虑到我国气电的特性及发展的限制因素，未来，应充分发挥气电的灵活调节作用，在西气东输气源基地配套输气管网、建设调峰电站，同时在工业园区、城市负荷中心等地开展分布式燃机项目的建设。
为推动我国气电发展，在政策方面，通过制定自主核心技术补贴、市场价格机制、税收优惠等财政、税收、价格、市场政策为气电技术研发提供政策保障，鼓励天然气发电行业健康发展。在技术方面，加快对燃气机组关键技术的研究，提升燃气机组国产化水平，打破国外设备厂商垄断，促使设备购置和维修成本降低。在市场方面，完善电力市场和天然气市场机制，通过结合电力交易曲线和天然气供给特点，实现两个市场的协同，同时健全辅助服务市场。
6）三大措施并举，煤电逐步退出发电主导地位
传统的燃煤装机能耗高、污染重，生产过程中产生的大量废渣、废气造成了一系列环境污染和破坏，也是我国二氧化碳排放量大的主要原因。那为什么煤电机组污染这么高，但仍承担着我国发电装机“中流砥柱”的作用呢？
有三方面原因：首先，从供电稳定性角度看，煤电的稳定性是其他能源远不能及的。电力的供需需要实时平衡，在无风无水无光的情况下，煤电具有优异的调峰平谷性能，因此电力调控系统可以通过实时调度煤电厂发电机组的发电量来维持系统的稳定，确保满足千家万户的实时用电需求，不会出现“美国得州大停电”的情况。其次，从成本效益角度看，煤电机组度电成本最低，具有较大的成本优势。最后，从资源禀赋角度看，我国的煤炭品质相对优异、燃烧效率高，因此以煤电支持我国的电力需求增长是必然需求。
那么在碳中和愿景下，煤电是否需要完全退出历史舞台？目前做结论为时尚早。未来，以风电和光伏发电为主导的电力系统，由于发电存在间歇性的特点，因此在部分特定时段无法满足用电需求，此时仍需要运行煤电机组提供足够供给。虽然对已有资产的利用率相对低下可能会导致未来煤电电价较高，但是煤电依然是保障电力系统稳定性的最佳选择。
举例：德国是欧洲发展新能源的领先者，决定于2038年完全退出煤电。2021年1月德国退煤计划启动，关停630万千瓦的煤电机组。然而由于寒潮和风电出力低的影响，德国2021年第一季度的现货电价出现飙升，几度过百欧元，月均电价为四年来最高。同时由于电力短缺，原本关停的煤电机组又重新启动，造成第一季度煤炭发电量同比增长30%，适得其反。[12]此外，随着煤电装机减少和2022年完全弃核，德国很有可能从电力输出国转变为电力进口国。德国的不当退煤规划一方面会产生缺电风险，另一方面会造成电费大幅上涨，使家庭和企业无法负担。因此我国应吸取德国的经验教训，在大比例减少煤电甚至完全退出的过程中要注意防范电力短缺和电价上涨失控的风险。
为响应“30·60”目标，提升可再生能源发电占比，需要煤电逐步退出发电主导地位，煤电厂可考虑从以下三方面开展改造。
① 逐步淘汰落后产能煤电
为加快煤电高效低碳转型，逐步淘汰关停一批容量小、效率低、煤耗高、役龄长的落后机组，我国相继颁布多项政策。国家发展改革委、国家能源局2016年4月发布的《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》中制定了具体的淘汰标准，包括单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组、改造后供电煤耗仍达不到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》规定的机组［不含超（超）临界机组］、污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组等。同时在《关于促进我国煤电有序发展的通知》中规定，电力冗余省份要对现有纳入规划及核准（在建）煤电项目（不含革命老区和集中连片贫困地区煤电项目）采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，适当放缓煤电项目建设速度。2016年12月发布的《电力发展“十三五”规划》中提出了更为明确的目标，指出要严格控制煤电规划建设，到2020年，全国煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，力争淘汰落后煤电机组2000万千瓦以上。2019年我国已提前完成“十三五”期间淘汰落后的煤电机组2000万千瓦这一任务。
② 开展煤电灵活性改造
一般来讲，煤电灵活性改造即提升煤电厂的运行灵活性。煤电灵活性改造对我国至关重要，这是因为煤电具有较好的调峰性能，可以与我国新能源发展在一定程度上相辅相成，是支持和推动可再生能源电力加速发展的保障。调峰是指在用电高峰时，由于电网超负荷，为满足用电需求，投入在正常运行以外的发电机组。这些用于调节用电高峰的发电机组称为调峰机组。由于可再生能源发电受环境因素影响，例如太阳能、风能具有间歇性特点，受天气影响较大，存在不确定性，因此在部分特定时段需要运行煤电机组来满足需求。同时随着可再生能源发电占比逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐提高，需要调节性高、灵活性强的发电手段，而我国作为以煤电为主的一次能源使用国家，对煤电的灵活性改造自然成了首选，这也就是我国要推进煤电灵活性改造的原因所在。煤电灵活性改造包括增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强燃料灵活性、实现热电解耦运行等。