2060年实现碳中和究竟应该怎样做？
自从我国在今年9月明确了2030年碳达峰和2060年碳中和的目标，国内掀起了多次关于如何实现该目标的讨论。11月20日，由绿色和平以及中华环保联合会共同主办、国网能源研究院协办、华夏能源网承办的“新电改破局五周年，从蹒跚学步到披荆斩棘”——聚焦电力辅助服务和容量市场主体研讨会在北京举行。
与会嘉宾探讨实现碳中和应该怎样做
来自生态环境部国家应对气候变化战略研究和国际合作中心战略规划部主任柴麒敏、清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清、国网能源研究院副总工程师马莉、华能能源研究院副总经济师韩文轩、华北电力大学经济管理学院教授袁家海出席此次研讨会。
此次研讨会，各位专家将碳达峰和碳中和目标如何实现作为争论的焦点。柴麒敏在主题报告中强调：“从目前大部分研究结论来看，在2040-2045年整个电力系统可能就要实现近零碳排放，到2050年左右整个能源系统就要实现近零碳排放。因为发电装置的寿命差不多是30年——40年之间，实际上从现在开始就不能建高排放的设施，如果要建，就要考虑在后期采取末端治理的措施，比如采用CCUS，不然就有可能成为搁置资产。”
生态环境部国家应对气候变化战略研究和国际合作中心战略规划部主任 柴麒敏
言外之意就是，要想实现2030年二氧化碳达峰、2060年二氧化碳中和的目标，恐怕不能再新建火电。如果必须要建火电，需要同步做好二氧化碳回收和捕集工作，但从成本考虑，这种处理二氧化碳的方式是不经济的，也就是说新建火电这条路几乎不太可能走得通。
袁家海对于此观点也表示赞同，他指出：“我认为煤电在‘十四五’期间就不要再继续建了，应该要守住这条线。”袁家海分析其中原因时说：“以往的能源行业的五年规划都是把保障能源供应放在首位，而能源‘十四五’规划则要我们必须把碳约束加到电力规划里面，这样的话就要把什么时候达峰，什么时候中和，达峰和中和对‘十四五’有什么具体要求加以明确。”
清华大学电机系教授夏清也颇有感触地说：“我不建议再上火电，看看我国火电的平均利用小时数，多少火电企业亏损或者处在亏损的边缘，随着新能源的技术进步和成本降低，新能源应该成为主角，虽然说新能源需要火电配合调峰调频，保障电网平稳，实际上现存火电已经足够做到这一点。”
无论是实现碳达峰还是碳中和，可再生能源将成为主力能源之一，电力市场化改革多年，主要目的之一就是提高可再生能源的消纳。然而目前看来，电力市场化改革依然存在一些问题。马莉指出：“我们确实结构要优化，要低碳转型。同时能源还要支撑经济发展。所以这种情况下，体制机制不创新、不配套的话，真的很难达到预期的目标。”
马莉介绍了目前电改取得的一些成绩，但从目前电改试点的运行情况看，依然还存在一定的问题。她分析说：“第一，整个市场还是需要进一步地进行顶层设计与统筹协调；第二，中长期与现货交易的统筹设计，以及合同分解的方式需要完善；第三，省间壁垒市场需要进一步被打破，省间、省内市场协调运营的方式，还需要进一步进行优化；第四，计划跟市场衔接需要进一步完善，目前中国在推进市场过程当中，需要更好地把这个问题解决，才能够真正的推下去；第五，关于现在在碳中和、碳达峰的背景下，新能源的发展对电力市场提出的要求要重视。用户侧怎么参与市场，怎么保证新能源发展的情况下来促进电力体制改革，这也是带来了比较大的挑战；第六，与电能量市场相适应的辅助服务市场，容量市场等市场机制需要进一步完善。”
谈到电改问题的症结，夏清一针见血地指出：“电价不能用市场化的手段调节本身就是最大的问题，电价的峰谷差拉不开差距，可再生能源怎么消纳？如何解决电力体制改革的红利，绝对不能单方面的降价，而是应该让电网和用户互动起来，让用户以最友好的方式用电，以最友好的方式配合新能源消纳，用机制来发现用户的价值，用市场实现它的价值，最终通过用户互动创造的红利，再去降价，才是正解。”
韩文轩也介绍了关于电力市场化改革关于两步制电价的问题。一个是电度电价，一个是电量电价。韩文轩说：“电度电价与电量电价设置的比例要影响我们的电价水平，固定成本补偿过大，有可能就是抑制竞争。所以有关于电度电价、电量电价，根据实际运行结果有一个平均水平，影响到企业盈利水平。”
华能能源研究院副总经济师 韩文轩
韩文轩建议：“一是加快出台新能源固定补贴机制，按核价利用小时给予新能源足额财政补贴，解决新能源参与市场竞价无法获得补贴的后顾之忧；二是国家层面进一步加强新能源政策协同，按照新能源发展阶段，合理确定每年的新能源保障利用小时数，与优先购电量相匹配；三是鼓励新能源企业与其他电源打捆参与市场，发挥各自优势，利用市场规则获得合理回报。”
与会专家们针对未来能源转型、低碳发展之路如何去走展开了讨论。可再生能源在能源消费占比要进一步提高是大家初步形成的一个共识。
华北电力大学经济管理学院教授 袁家海
袁家海认为：“从远期来看，煤电要完全退出电力系统，唯一可能的就是对现在的煤电加上CCUS改造，留下最高1.5-2亿的机组。我们把水电开发到极致，沿河核电2.3到2.5亿千瓦全部开发之后，以后的电力增量都要靠新能源来满足，这是非常大的挑战。”
未来当可再生能源高比例运行之时，如何保证电网的稳定运行是一大难题。袁家海分析，目前辅助服务市场存在弊端，需要进一步进行改革。辅助服务我们理解它实际上还是电力系统的公共服务，既然是公共服务应该是全系统买单，所以未来应该要建立把辅助服务成本通过输配电价向终端用户疏导的机制。
可再生能源规模化发展给电网带来的冲击需要配合储能来实现，马莉认为储能的配备需要区分应用场景和类别。电动汽车蓄能、化学的储能和抽水蓄能，不太一样，是发电侧、电网侧还是用户侧也不一样，需要有一些细致的设计。一定要出台一些政策来促进它的发展。
针对风电、光伏是否有能力担纲主力能源，专家们认为光伏可以做分布式屋顶光伏、BIPV等和建筑结合在一起的模式对光伏的装机量进行规模化的拓展，风电可以利用海上风电资源增加装机量。加大对氢能的利用规模，此外还需要更好地发挥电力市场化改革的优势，以市场化的手段去调峰、调频，辅助服务不再是辅助服务而是主体服务。只有能源行业团结一致，提前实现碳达峰和碳中和最终才能带动其他行业实现碳达峰和碳中和，我国才能如期完成既定的目标。