发布日期：2021-10-14
中国承诺2060年实现“碳中和”，跨越了实现第二个百年奋斗目标过程中的两个阶段，即2020-2035年要基本实现社会主义现代化和2035年到本世纪中叶基本实现社会主义现代化。因此，能否实现这两个阶段的目标，关系到“碳中和”目标是否能如期实现；同时，作为中国向世界作出的庄严承诺，“碳中和”约束又对实现这两个阶段的目标的质量带来机遇和挑战。
机遇在于，实现“双碳”目标为中国告别依靠高资源投入、高环境代价来换取经济增长的粗放型发展模式，通过科技创新驱动和制度改革实现绿色低碳转型、高质量发展新增长范式，把中国从经济大国建设成为科技和经济创新强国提供了千载难逢的机遇。挑战在于，中国发展到今天，传统的粗放型低质量发展模式已不可持续，“双碳”目标必将深刻影响中国经济转型升级、区域协调发展、能源结构调整和技术水平提高，影响在复杂的国内外环境中实现高质量发展，对产业、能源生产与消费等带来巨大冲击与调整，并关系到中国未来的发展优势、发展质量和经济格局。
一、“双碳”目标要求中国要以前所未有的力度深度调整经济和能源结构
发达国家基本上是承诺2050年实现碳中和。欧美从碳达峰到承诺实现碳中和之间有45-70年时间。中国承诺实现从碳达峰到碳中和，之间只有30年左右，而且中国的绝对排放量是没有任何国家可比的。因此，达峰后中国年减排将远超发达国家减排的速度和力度。
由此可见，实现“双碳”目标首先要求经济结构以前所未有的力度向低碳转型。高能耗高排放传统产业将面临产能压减，相应地在高能耗高排放行业的固定资产投资会减少，但推进经济结构的低碳转型将创造大量对非化石能源的新增投资、传统行业的技改投资、低碳无碳新技术的新增投资等需求，促进经济绿色高质量发展。
“碳中和”要求能源消费结构向低碳化无碳化深度调整，能源供给结构需与之匹配。实现“双碳”目标需要化石能源比重大幅下降、非化石能源比重大幅上升。这将对煤电和控煤产生很大的影响。中国主要依靠煤电，虽然煤电装机占全国电力总装机容量2020年首次低于50%，但全国仍有10.8亿千瓦煤电装机在运行，而且大多数燃煤电厂是在过去15年内投产运行的，离现代煤电厂正常退役还有20-30年时间。让这些机组提前退役会造成很大经济损失，特别是经济不发达的西部地区，机组运行年龄更短。
避免电厂碳资产的搁置，一方面，中国要严控煤电项目，优先退役落后产能，煤电装机必须在“十四五”达峰，并在2030年后快速下降。随着新能源加速发展和用电特性变化，煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变，将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能，通过降低利用小时，保障现有大部分煤电机组20-30年的运行年限，并在2050年左右（取决于全球温升控制是1.5°C目标还是2°C目标）实现煤电全面退出，2060年前实现一定规模的负排放，支撑整个能源系统实现碳中和。另一方面，发展碳捕集与封存技术(CCS)。CCS技术作为保底技术，也就是零碳技术成本的上限，可允许这些煤电机组不至于全部提前退役。未来CCS技术成本下降幅度和发展规模，对控煤和煤炭消费量下降的幅度将产生影响。
二、因地施策，推进各地区有序达峰
中国各地发展很不平衡，经济发展、产业结构、技术水平和自然资源禀赋存在显著差异。“双碳”约束，既可能会促进区域协调发展，也可能加剧区域发展不平衡。因此，在目标分解和政策上，会体现出区域差异。不过，在国家已明确2030年前碳达峰、“十五五”国家大概率将从现在的碳强度目标过渡到绝对总量控制阶段背景下，无论是发达地区还是不发达地区，“十四五”都是碳达峰的关键期、窗口期。要充分认识到碳达峰不是攀高峰，碳达峰与碳中和是紧密关联的两个阶段，此快彼快、此低彼易、此缓彼难。在既有2060年前实现碳中和的承诺下，早作为早主动，达峰峰值低而且早，后期减排压力就小、回旋余地就大、付出成本也低。因此，各地应加快编制“双碳”工作实施意见、2030年前碳达峰行动方案，制定能源电力、工业、交通、新型基础设施、建筑等重点行业和领域碳达峰实施方案，完善支持“双碳”相关政策体系和保障措施，在“双碳”上加大力度、积极作为，统筹推进节能减排降碳和宏观经济社会发展，平衡好发展与降碳、整体与局部、短期与中长期关系。
实现“双碳”目标事关中国高质量发展。确保落实，必然要压实地方主体责任，推进各地区有序达峰。国家鼓励经济发达和有条件的地方率先达峰，为国家整体碳达峰承担更多责任。只有这样，才能为西部和不发达地区晚达峰创造排放条件。西部城市由于经济起步比较晚，国家必须给他们留出一定的碳空间。从资源看，西部地区更占优势。由于具备丰富的太阳能、风力等资源，西部更适合发展新能源，如果国家严格实施控制化石燃料的生产和消费，西部能够充分利用可再生资源这一优势实现可持续发展，将是一个非常好的机遇。
三、发挥碳市场的定价作用，助力“双碳”目标
实现“双碳”目标，未来在风光发电、跨区输电、先进储能、交通领域充电站和加氢站、终端消费电气化、绿色建筑与节能减排、再生资源利用等领域需有巨大的资金投入。已有的预测结果不尽相同，但所有投资规模预测都将超过100万亿元。如此巨量投资规模，政府资金只能覆盖一小部分，巨大的缺口还要靠社会资本来弥补，必须借助市场化方式来引导。市场化就需要算账，而算账就必须有依据。碳市场恰恰就可起到给出市场碳价信号、激励和吸引资源向低碳绿色项目倾斜的作用，从而推动绿色低碳发展，实现“双碳”目标。
2011年，国发改委批准在深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆等七个省市启动碳排放交易试点。据生态环境部披露，自试点启动以来，截至2021年6月，碳交易试点累计覆盖4.8亿吨碳排放量，累计成交额约114亿元，交易平均价格每吨23.8元。总地说来，碳排放交易试点的设计、运行和履约为完善碳排放交易市场运行和试点向全国碳排放交易体系推进提供了有价值的参考，达到了预期目的。不过，各试点碳交易市场成交规模较小，流动性严重不足。相比已突破每吨50欧元、预计会继续走高的欧洲碳价，中国碳试点的碳价偏低。碳价偏低严重影响对节能减排和绿色投资的激励。因此，从寄希望碳市场在未来碳达峰碳中和当中发挥作用角度讲，完善碳排放交易试点的运行和试点向全国碳排放交易体系推进，具有重要的现实意义和紧迫性。
在确保全国碳交易启动后平稳规范运行的情况下，要加快扩大碳市场的参与行业和主体范围。“十四五”期间要尽快覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高能耗行业，以便在总的减排目标下降低总的履约成本，最大化发挥碳价格的激励约束作用，促进实现全社会节能减排目标和绿色低碳转型，实现高质量发展。
同时，碳市场的发展需要进一步进行电价机制改革配合。目前电力体制下生产侧的碳成本由发电企业独自承担，难以向下游传导。一方面，这可能影响碳价达到一定的合理水平，因为煤电企业承受不起；另一方面，碳价格信号无法真正在电力消费侧发挥作用，达到倒逼下游产业与企业进行结构调整与转型升级的目的。因此，为使碳价作为市场化手段在实现“双碳”目标中发挥有效作用，国家迫切需要建立电力市场与碳市场的联动机制，让电价反映市场供需及碳减排成本，形成电价与碳价有机融合的价格体系，促进碳市场和电力市场协同发展。
（作者为天津大学马寅初经济学院创院院长、卓越教授，国家能源、环境和产业经济研究院院长）
