02、转变煤电定位，增加电力系统灵活性
由于政策推动和可再生能源成本的不断降低，中国可再生能源自“十二五”以来飞速发展。2020年风电、光伏装机已分别达2.8亿千瓦和2.5亿千瓦，风电、光伏等新能源发电量占比也从2010年的1.1%上升到2020年9.5%。中国有丰富的可再生能源资源禀赋，预测到2025年，风电、光伏可全面实现平价上网，可再生能源将成为能源消费增量主体，并逐渐成为存量主体。
但在可再生能源的大规模并网消纳的同时，电力系统灵活性不足的问题也在逐渐显现。目前中国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，西北地区仅为0.9%。截至2019年底，“三北”地区完成火电灵活性改造机组约5800万千瓦，不足“十三五”规划目标的30%。这导致部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水。2019年西北五省弃风率高达8.7%，弃光率高达5.8%，全国约三分之二的新能源弃电量来自于西北地区，新能源消纳形势十分严峻。
未来中国应通过加快推动存量煤电灵活性改造，发展气电、抽水蓄能等灵活性资源，利用需求侧资源、智能电网调度等手段提高电力系统的灵活调节能力，增加可再生能源的消纳。
煤电作为中国目前最大的电力来源，在近中期仍是最重要的灵活性资源供应主体。中国应加快存量煤电灵活性改造，实现煤电从主体电源向调节性电源和应急备用电源转变。
为此，30万－60万千瓦亚临界机组需实现大规模灵活性改造，承担为电力系统提供灵活性的重任，逐步将具备条件的煤电机组最小出力降到20%以下，同时对部分机组进行供热改造，实现对小微热电机组和燃煤锅炉的替代。
30万千瓦及以下排放达标的小机组应全力进行供热改造，主要提供供热供气功能并参与区域电网启停调峰调频。针对煤电企业缺乏改造积极性的现状，中国应深化电力体制改革，充分考虑不同区域和不同类型机组的改造投入、运营成本等综合因素，建立公平合理的辅助服务市场和容量市场，发挥市场在资源优化配置中的决定作用，为煤电提供合理收益。以此激励煤电机组灵活性改造，推动煤电由基荷电源向调节电源转变，为可再生能源腾出发电空间。
煤电加速退出之后，中国应加大布局气电作为调峰电源，尤其在气价承受能力强和用电负荷高的地区，以促进风电、光伏等新能源的消纳；将抽水蓄能纳入电力发展统筹规划之中，发挥其安全稳定、大容量系统级储能优势，以提高电力系统的灵活性。
受资源条件和经济性等因素的影响，中国灵活性调节资源发展规模有限，需求侧资源必须成为系统灵活性的重要来源。根据国家电网的统计，目前各级电网的负荷曲线尖峰化特征愈加明显，高峰负荷持续时间较低，超过最大用电负荷95％的持续时间普遍低于24个小时。若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约4000亿元，而通过发挥需求侧资源满足峰值负荷需求，投资规模仅约前者的十分之一。
03、发挥绿色金融作用，助推企业低碳转型
为应对气候变化带来的严峻挑战，“弃煤”已成国际趋势。目前已有包括德国、英国、荷兰等30多个国家推出了“弃煤”时间表，包括欧盟、中国、日本、韩国在内的多个主要碳排放国承诺在本世纪中叶左右实现碳中和。2020年，联合国明确呼吁停止新建燃煤电厂。
在2020年新投运的5000多万千瓦的煤电装机容量中，近80%位于中国。除中国以外的全球燃煤电厂规模连续第三年萎缩，2020年净减少1720万千瓦。由于煤电导致的环境治理和气候变化的风险逐年增高，世界银行、亚洲基础设施投资银行等120多家具有全球影响力的银行和保险公司均已发布退出或限制在煤炭和煤电领域投资的政策和声明，以最大程度地避免高额资产搁浅风险。
随着气候变化带来的物理风险和转型风险加剧，中国正加速推进绿色金融，金融企业也越来越关注所投资企业的环境、社会和公司治理（ESG）表现。绿色金融除了可以增加绿色产业的融资，更重要的是能识别和防范由于环境、气候因素带来的金融风险，从而增强金融机构和金融体系的稳健性。
