一、煤电转型与平稳退出已经成为共识

煤炭是碳排放强度最高的化石能源，控制煤电增长与实现逐步退出已经成为世界政策主流。联合国呼吁发达国家在2030年前停止使用，其余国家在2040年前停止使用。欧盟多国已提出退煤时间表，如法国2022年、英国和意大利2025年、荷兰和芬兰2029年、德国2038年。西方国家的非电煤比例甚低，所以退煤即退煤电。

习近平主席在今年4月份的领导人气候峰会上表示，中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。这意味着“十四五”期间煤电总装机将实现达峰。2020年末我国火电装机达12.45亿千瓦，其中煤电装机10.8亿千瓦，占全国总发电装机49.07%，首次降至50%以下。

虽然对于远期煤电定位存在不同预测，但是煤电尽快开启转型与逐步退出是业内共识。例如清华大学建筑节能研究中心认为，供暖电气化发展导致我国多地冬季用电负荷峰值已历史性地超过夏季用电负荷峰值，光伏和水电冬季出力较低，风电又存在间歇性和稳定性问题。为保障能源安全，本世纪中叶我国仍需保有6亿千瓦经过深度调峰改造的火电装机，包括煤炭在内的化石能源仍将提供近一半的发电量，通过CCUS实现净零排放。多个国内外机构认为，我国煤电装机应快速削减，在2050年至迟2060年清零，即使保留一小部分，也应通过CCUS做到净零排放。未来火电将主要由燃气调峰发电和生物质发电构成，并配合CCUS实现净零排放和负排放。

从实际经营情况来看，煤电生存和发展存在较大危机。根据国际可再生能源署的统计数据，自2010年以来可再生能源特别是光伏的度电成本和装机成本迅速下降，竞争力显著增强。2020年全球陆上风电的平均成本会下降8%，达到 0.045 美元/千瓦时；光伏发电的平均成本会下降 13%，达到 0.048 美元/千瓦时。此外，2020 年全球将有逾3/4 的陆上风电、1/5 的光伏发电成本低于新型燃煤、石油和天然气发电。根据中国电力企业联合会的统计，2018年全国超过50%的煤电企业处于亏损状态。

煤电将逐步从发电量主力过渡到电网调节主力，煤电厂主要收入将从售电转变为电力辅助服务、以供热主体的综合能源服务以及其他潜在的服务。韩正副总理在碳达峰碳中和工作领导小组第一次全体会议中强调，要尊重规律，坚持实事求是、一切从实际出发，科学把握工作节奏。因此当前讨论的重点应该从煤电达峰后是否要保留或者保留多少，转化为如何通过一系列的政策工具实现煤电的转型与平稳退出。

二、煤电转型与平稳退出需要可持续转型政策引导

可持续发展转型是人类社会应对日益严重的自然环境退化、社会环境恶化、经济增长模式固化提出的理念，并在上世纪下叶逐渐开始形成一定的理论基础，继而在本世纪初开始纳入到欧盟等政府的政策框架中。

近年来新自由主义在应对气候变化、社会公平等非传统经济问题上遇到的困境在很大程度上助推了可持续转型政策的兴起。与新古典经济学将气候变化和环境污染视为由经济系统的外部性导致的市场失灵相比，可持续转型政策框架将气候变化和环境污染视为一个经济社会技术综合的系统性问题。因此可持续转型政策强调不能单纯依赖市场机制来应对气候转型问题，要充分调动政府与社会各方的力量，共同应对挑战。

全国碳市场启动在即，被很多人寄予厚望。之前在世界范围内以碳价格为信号的碳交易机制被认为是解决气候变化的主体工具。但是很多专家利用数据和案例证实只依赖碳交易机制并不能完成目标。例如Rosenbloom等人认为即便是在瑞典140美元左右的碳价下，瑞典相关产业以降碳为中心的技术和商业模式创新并没有出现剧增的趋势。

相关研究进一步指出，

三、出台多方合力组合政策保障煤电转型平稳退出

我国燃煤机组装机容量巨大，各个地区情况差异很大，单纯依赖行政命令容易产生“一刀切”的情况，与中央精神和实际情况不符，因此还是要坚持：政府定方向、市场管运作、社会同治理的可持续转型大原则，充分发挥政府、市场和社会的各自优势，制定可持续转型政策体系。

（一）以排放权交易机制为核心引导煤电行业优胜劣汰

从历史经验来看，以产权为基础的市场交易制度在资源配置效率方面是最优的，应大力推进碳排放权交易和污染物排放权交易，不断完善交易机制。当下电力行业重点排放企业在首个履约期可免费取得碳排放配额。按照当前煤电行业平均度电煤耗（309克/千瓦时）和国内碳市场初始碳价（约40元/吨二氧化碳），度电碳价约0.03元，对煤电行业暂无实质性影响。如果参照欧盟当前超过50欧元的碳价格，碳价将存在巨大涨幅，加上污染物排放权交易，将使煤电行业的环境负外部性内部化，推高度电成本，进一步加快非超低排放机组的升级改造关停，淘汰业内相对排放高的机组或电厂。根据中电联的数据，2019年底我国共有8.9亿千瓦煤电机组实现了超低排放，占全部煤电机组的85%。

（二）以竞拍机制为核心设立专项政府资金鼓励煤电提前退出

在我国，估计50%的煤电厂处于亏损状态，应该设计合适的机制让亏损煤电厂有意愿退出。德国通过竞拍机制来加速煤电厂退出的实践已经取得了很好的效果，可以作为借鉴。德国联邦政府设置一笔专门的经费，有意愿退出的煤电厂可以进行竞拍，最终确定获得的补贴金额。2020年9月，德国举行了第一次的竞拍并取得了成功，由于退役煤电厂竞争激烈，平均退役补偿成本为每兆瓦66,000欧元，远低于联邦政府制定的每兆瓦165，000欧元的补贴上限，总共实现了4,788兆瓦机组的退出。中央政府和地方政府应该研究设计类似的机制，加速“僵尸”煤电机组的市场退出。

（三）支持燃煤电厂开展以综合能源服务为中心的多种服务

中短期内燃煤电厂特别有供热等生产生活需求的燃煤电厂最紧迫的任务是实现转型，主要是以综合能源服务为抓手，叠加城市急需的其他服务类型。目前来看，综合能源服务主要是三个方面的综合：供给侧能源种类的综合、需求侧服务类型的综合以及技术侧服务手段的综合。

首先要支持燃煤电厂投资建设光伏和风电等可再生能源。按照国家能源局的文件，2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右。风电和光伏发展空间巨大，是燃煤电厂供给侧转型中的重要环节。目前各地都存在不同程度的风电和光伏资源竞争，从能源转型大局来看，应该支持燃煤电厂发展风电和光伏，让燃煤电厂主动改变供给侧功能和定位，主动实现转型。

其次要支持燃煤电厂特别是城市燃煤电厂开展多种服务。如电热汽等多联供、燃煤电站协同处置城乡固废（污泥、生活垃圾、生物质、有害垃圾等等）、发电侧储能、工业旅游、消费侧能源管理、供应链金融、能源咨询服务等，探索变电站、储能电站、电动汽车充电站、分布式光伏电站和数据中心集合，实现“源-网-荷-储-用”有机联动，形成面向城市、园区、社区及居民的综合能源服务的“一站式平台”，成为城市能源管家。

再次要支持燃煤电厂相关技术创新。支持鼓励燃煤电厂在环保、能效、灵活性改造方面投入资金，加大包括绿色信贷在内的绿色金融对节能环保煤电技术的支持，引导云智大物移等企业进入煤电领域，提升煤电领域的智能化水平。

（四）成立专门委员会促进煤电转型与平稳退出治理

煤电转型涉及经济社会安全等多个领域，相关利益主体众多，应该参照国际经验，尽快设立专门委员会来综合大家利益。委员会应邀请政府主管部门、煤电企业、产业链上下游企业、专家学者和社会群体在内的利益相关者参加，通过多种形式的会议活动来争取大家共识，定期审查转型过程中的成果与不足，确保转型过程的平稳。专门委员会的活动同时也是一个良好的社会教育环节，最大程度地降低转型成本和转型冲击。