今年7月，国家发改委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），把煤电升级改造推到了新的高度，也引起业内乃至全社会的广泛关注。为什么要对煤电进行低碳化改造建设？煤电企业落实《行动方案》面临哪些挑战？如何确保《行动方案》所提出的目标按期实现？尽管官方和一些专家针对以上已作了解读，笔者仍想从电力行业、煤电企业视角谈谈感受与意见。

（来源：“电联新媒”作者：陈宗法）

一、对煤电进行低碳化改造建设势在必行

“双碳”目标下，国家推进煤电低碳化改造建设，不仅非常必要、意义重大，而且时间紧迫、势在必行，煤电低碳化改造将由以前的“选修课”变成煤电企业不得不做好的“必修课”。

1、控制温室气体排放是全人类的普遍共识、共同事业与一致行动。近年来，全球气温升高、冰川融化加剧，气候变化关系人类生存。2023年阿联酋COP28会议落幕，190个国家与地区达成共识：加快淘汰不减排的煤电；在本世纪中叶，全球加速努力实现净零排放能源系统，使用零碳和低碳燃料；以公正、有序和公平的方式在能源系统中摆脱化石燃料，在这关键的十年里加快行动，以便在2050年前实现净零排放。此前，我国不仅在国际上作出了实现“双碳”目标的庄严承诺，而且印发了与之相关的核心文件，要求构建绿色低碳循环发展的经济体系与清洁低碳、安全高效能源体系，重点实施碳达峰十大行动。随着2030年碳达峰的即将到来，碳中和新阶段也日益逼近，且我国减碳面临时间短、任务重的矛盾，今年我国明显加快了全面绿色转型以及节能降碳行动步伐，最高层接连发布了《2024—2025年节能降碳行动方案》《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》。煤电领域如何减碳、脱碳，实现“净零排放”，是全社会、全能源领域降碳的首要任务，也是重中之重。

2、煤电是我国减污降碳、实现“双碳”目标的“主要抓手”。众所周知，多年来我国对煤电机组实施了一系列升级改造，包括脱硫脱硝改造、除尘改造、超低排放改造，以及“十四五”的“三改联动”（节能降耗改造、供热改造、灵活性改造），加上同期制造端煤电机组参数的不断提升，伴随落后老小机组的大量关停，特别是大力发展非化石能源，我国电力行业碳排放量增长有效减缓。以2005年为基准，2006-2023年电力行业累计减少二氧化碳排放约282亿吨。其中，非化石能源发展贡献率为57.9%，降低供电煤耗贡献率为39.7%，降低线损率贡献率为2.4%。因此，在应对气候变化、加快实现“双碳”目标的大背景下，我们必须“两手抓、两手硬”。一方面要继续“扩绿、增长”，跑出可再生能源发展加速度，加快清洁替代步伐，进一步“稀释”电力行业碳排放强度；另一方面要加大“降碳、减污”力度，加快推进煤电低碳化改造建设步伐，努力减少并“根治”电力行业碳排放总量。

3、低碳化改造建设是煤电长期生存发展的“底气”。2023年，全国电力装机29.20亿千瓦，其中，煤电装机11.65亿千瓦，占总装机容量的比重为39.9%；全国发电量9.46万亿千瓦时，其中，煤电发电量占总发电量的57.9%。可见，煤电仍是我国的主要电源，不仅是近中期能源保供的“顶梁柱、压舱石”，而且是构建新型电力系统的“主要调节电源”“应急备用电源”“关键支撑力量”。但是，煤电能否行稳致远，能否部分存续到2060碳中和阶段，持续发挥“保供应、促消纳、稳系统”的作用，关键取决于煤电自身能否实现清洁低碳转型。

一方面，2005年以来，我国电力行业碳排放强度持续下降，煤电技术经济指标逐步达到了世界先进水平。据中电联统计，2023年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约821克/千瓦时，比上年降低0.36%，比2005年降低21.7%；单位发电量二氧化碳排放约540克/千瓦时，比上年降低0.18%，比2005年降低37%。另一方面，由于我国煤电存量巨大，增量还在增加，在部分省份仍发挥着基荷作用，煤电仍是电力行业碳排放的最大来源，也是煤电常受诟病的最大“软肋”。我国是世界上富煤的最大发展中国家与碳排放国家。2023年，我国一次能源消费总量达57.2亿吨标煤，煤炭占比55.3%；二氧化碳排放量约120多亿吨，约占全球总排放量374亿吨的1/3。能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中占比超过50%，且绝大部分来源于煤电。目前，我国生态文明建设已进入以降碳为战略重点的关键时期，积极推动能耗双控向碳排放双控转变。2024年1月，国家发布了首部应对气候变化领域的专项法规——《碳排放权交易管理暂行条例》。随着碳排放履约周期的连续开启、碳排放配额发放的收紧以及碳配额挂牌协议成交均价的大幅上升，碳排放成本将成为影响煤电企业盈亏的一个极其重要砝码。因此，煤电行业和煤电企业亟需对减碳降碳高度重视、专门部署，推动煤机低碳改造，保障煤电行稳致远。

二、煤电企业低碳化改造建设面临的挑战

无论从应对气候变化、推进能源清洁转型、构建“两新”体系、实现“双碳”目标以及能源保供、支撑经济发展看，还是从重塑煤电形象、增强煤电竞争力、保障存续空间的角度分析，推进煤电低碳化改造建设，都是煤电企业不得不做好的一件大事。因为煤电企业要么低碳改造、履行合约，要么购买配额、付出经济代价，别无选择。但是，煤电企业落实《行动方案》也绝非易事，面临重大挑战。

一是煤电迎来转机，但家底不厚、区域不平衡，相当一部分企业还没有从根本上摆脱困境。2023年，我国煤电在巨大挑战中迎来新的转机——“煤电扭亏、装机回升”。2024年上半年，煤电持续增盈、新增装机提升，总体趋势好转。但这种扭亏增盈是初步的、不全面的、不自主的；装机回升也是为解决电力缺口、响应政府号召的权宜之计，煤电处于不温不火、理性恢复的发展阶段，仍需从根本上解决煤电企业存在的困难。到今年6月底，煤电亏损面仍有30%左右，集中在东北、西南、新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等区域；发电边际贡献为负、经营净现金流为负，经营净现金不足以支付利息的煤电企业分布更广；一些煤电企业巨额亏损没有及时消化，严重资不抵债，高度依赖委托贷款、股东融资、集团担保。可见，尽管煤电出现了“小阳春”，推进煤电低碳化改造建设的总体时机不错，但要投入专项资金，还是力不从心，捉襟见肘，亏损的煤电企业更是如此。

二是煤电低碳发电是世界性的难题，更是我国“难啃的骨头”，技术性、经济性、安全性及应用场景均受到挑战。随着新能源的快速发展，进一步研发、突破燃煤发电技术，建设新型煤电，实现灵活发电、高效发电、清洁发电、低碳发电、智能发电，成了世界各国的共同课题。我国近年来对该命题进行了积极探索，取得明显成效。通过超低排放改造基本实现了清洁发电，通过超超临界、二次再热及热电联产技术，基本实现了高效发电（当然在深度调峰下又出现了新的问题），正在通过灵活性改造与制造技术实现灵活发电，也正在通过人工智能、数字化技术实现智能发电。唯独低碳发电没有实质性突破，几乎成了世界性的难题。尽管很早就有了CCUS技术，但其技术性、经济性、安全性及应用场景受到各种限制与挑战，减少的二氧化碳数量也相当有限。目前国内示范项目二氧化碳捕集量最大也只有百万吨级。由于欧美等发达国家经历了油气时代，普遍燃气发电占比高（美国占37%、欧盟占27%），煤炭发电占比低，且纷纷制定了煤电退出计划，能较早实现碳中和。虽然不能因此绑架我国，但仍对我国形成了极大的冲击与挑战。因为我国的资源禀赋刚好相反，煤电占比高，气电占比低，且相当长一段时期内仍将依赖煤电。我国煤电2030年有可能增加至15亿千瓦左右。一般煤炭燃烧的二氧化碳排放量比天然气燃烧高53.5%，根据煤电发电量以及单位发电量二氧化碳排放强度估算，我国一年煤电二氧化碳排放量至少在30亿吨以上。好在我国在发展风光电为代表的可再生能源方面远远领先世界。但要实现电力领域碳中和，也必须加大资金投入、创新技术，啃下煤电低碳化改造建设这块“难啃的骨头”。

三是煤电企业肩负多重目标与任务，难以统筹兼顾、综合平衡、求得最优解。2022年党的二十大赋予能源电力企业多重目标，不仅提出要守住“能源保供”这条安全底线，决不允许出现拉闸限电，而且要求坚守能源“清洁转型”这个战略方向，要求“协同推进降碳、减污、扩绿、增长”“推动能源清洁低碳高效利用”“加快规划建设新型能源体系”“积极稳妥推进碳达峰碳中和”。同时，要求抓好“经济增长”这项中心工作，“高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务”。此外，要求能源电力企业努力实现“建设一流”这个愿景目标，“深化国资国企改革”“提升企业核心竞争力”“加快建设世界一流企业”。煤电企业作为能源电力领域的“长子”，尽管历史地位下降、经营压力增大、发展远景堪忧、人员老化流失、面临挑战更加严峻，但更要承担能源保供、清洁转型、经济发展、建设一流等多重目标，还要完成增量适度发展、存量升级改造、落后关停备用等多项任务。特别是在构建新型电力系统中，煤电企业既要清洁低碳发电，又要经济高效发电，还要灵活智能发电，实现“发电、供热、调峰、备用”的有机统一，发挥“保供应、促消纳、稳系统”的作用。正如刚刚出台的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》一样，要求推进新一代煤电升级行动，“以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”。这听起来容易，但在实际工作中，面对多重目标与各种要求，如何统筹兼顾、综合平衡，求得最优解，是一项难度极高的挑战。

四是煤电市场化程度高，有关优惠政策、专项举措不能像过去一样落实到位。随着2021年出台的1439号文的落实，我国不仅放开全部燃煤发电量，推动工商业用户全部进入市场，而且建立了“基准价+上下浮动不超过20%”的电价机制。煤电既参与中长期、现货市场交易，也参与辅助服务市场交易，还参与跨区跨省的省间市场交易，是所有电源中参与市场交易最早、市场化程度最高的。这意味着煤电随行就市、由市场配置资源，也意味着价格、电量、营收以及效益的不确定性。由于低碳化改造面临投入、技术、成本以及适用场景等多方面的挑战，在《行动方案》中，国家为此提出了“四个方面”的支持政策，包括资金支持、政策支撑、电网调度和技术创新，以及建立政府、企业、用户三方共担机制。但在煤电全电量市场化交易背景下，过去煤电脱硫脱硝改造、除尘改造以及超低排放改造时采取的标杆电价“价外加价、单独结算”方式已不好执行，需要国家有关部门根据新的形势，进一步研究、推出可操作、可落地、能见效的政策。

三、综合施策，把《行动方案》确定的目标按期实现

《行动方案》明确了煤电机组通过生物质掺烧、绿氨掺烧以及碳捕集利用与封存等三种路径降碳，并按照两个时间节点提出了煤电低碳化改造建设工作的目标：到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类机组平均碳排放水平降低20%左右，探索有益经验；到2027年，煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类机组平均碳排放水平降低50%左右、接近燃气发电碳排放水平，起到引领带动作用。

应该说，《行动方案》在广泛调研的基础上形成，比较实事求是、量力而行，先试点后推广，而且针对三种路径相应设定了实施的条件与范围，既没有强制实施，也没有全国“一刀切”，体现了既积极又稳妥的原则。下一步《行动方案》确定的目标如何按期实现呢？多年来煤电企业升级改造的实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。煤电低碳化改造建设也不例外，何况其难度更大、代价更高。因此，国家、企业、市场、社会要吸取过去煤电升级改造的经验教训，协同发力，综合施策，有效推进煤电低碳化改造建设，为2030年后开启碳中和新阶段提供低碳技术支持、推广成果应用。

——国家层面，建议进一步细化煤电低碳化改造建设的支持政策，增强政策的有效性，使其足以调动满足条件的实施主体甚至社会资本的积极性。

《行动方案》较2021年10月印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》在政策激励方面有了较大提升，提出了加大资金支持力度、强化政策支撑保障、优化电网运行调度、加强技术创新应用等四个方面的保障措施，并探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，可谓“政策多多、面面俱到”。这体现了政府部门的高度重视，也体现了众筹办事的精神。如何在实际工作中进一步细化落实呢？资金投入是头等大事。个人建议要本着“政府补贴一点，企业承担一点，电价疏导一点”的原则予以解决。

首先，政府补贴一点。建议政府部门可以通过发行超长期特别国债、绿色低碳政府债券、国有资本经营预算、各级政府财政补助等渠道设立“煤电低碳化改造建设专项补助资金”，专款专用，并加强项目统计评估、审计监督。

其次，企业承担一点。尽管煤电企业扭亏为盈时间不长，家底不厚，但承担煤电低碳化改造建设责无旁贷，必须从企业积累、技改投资、银行贷款、债券融资中安排一块资金推进示范项目，建议国资管理部门将其纳入“三新投入”（科技创新、产业焕新、设备更新），并对其给予考核加分和利润加回。当然，保持煤电企业持续盈利是最有效的解决办法。

最后，电价疏导一点。考虑到煤电已全电量竞价，已无法采取价外加价方式解决，建议国家物价部门根据生物质掺烧、绿氨掺烧以及碳捕集利用与封存等三种路径降碳的难易程度、投资大小、周期长短，分别提高煤电基准价每千瓦时1.5分、2分、2.5分，以激励实施主体的积极性。这是出于前些年煤电为能源保供作出巨大牺牲而国家却留下价格欠账的考虑。2022年2月，国家将下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨，但并没有相应提高燃煤平均基准电价由0.38元/千瓦时增加到0.45元/千瓦时。即使在原基准电价的基础上上浮20%，也抵不过煤炭价格的大幅上涨，结果导致2021-2022年煤电巨亏，2023年、2024年6月仍存在50%、30%的亏损面。同时，建议国家根据煤电新的战略定位以及“减量减容”的发展趋势，对煤电企业的容量补偿政策尽早到位，并逐步提高容量电价、辅助服务价格在煤电价格体系中的比重。

——企业层面，要结合设备、资源、技术、场景以及经营、发展状况综合分析，研究提出煤电“三改联动”特别是低碳化改造建设的可行性方案，建设新型煤电，增强多种功能，创造多维价值，实现可持续发展。

具体来讲，一是各发电集团及区域公司要高度重视，成立专班，精心组织，积极申报，筛选推动。根据《行动方案》提出的生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS等三种路径，梳理分析存量煤机的数量、类型、分布、煤耗、能效、寿命、技术经济性等基本情况，并紧密结合所在区域的资源禀赋，组织基层电厂抓紧申报切实可行的煤电低碳化改造建设项目。二是要加大投入与技术创新，开展多技术路线比选，探索差异化的低碳化改造建设路径。根据我国近年来的探索实践以及专家评估，生物质掺烧技术相对成熟、成本优势明显，但存在资源供应、收集半径、选址等难题；绿氨掺烧所在地应具备丰富的可再生能源资源及可靠稳定的绿氨来源，目前短期内成本高昂，有望在中远期得到推广应用；CCUS，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存,但存在能耗高、影响发电效率以及应用场景的限制。总体上讲，这三种技术路线国内都有一些示范项目，技术经济性都不够成熟，且各有利弊，仍需要加强技术创新应用，抓好工程示范，继续探索降碳效果大、技术经济性好的单一或多种技术路线耦合的改造建设项目。三是统筹兼顾、综合平衡、科学决策，求得煤电企业多重目标与任务的“最优解”。煤电在新型电力系统中，既要顶峰，又要深调；既要爬坡，又要惯量；既要可靠，又要灵活；既要高效，又要低碳；既要消纳，又要保供。各发电集团在制定煤电低碳化改造建设实施方案时，要与“三改联动”进行有效对接，打造性能“媲美燃机”的新型煤电，统筹机组升级改造的低碳性、灵活性、安全性、技术性和经济性目标，努力提升机组爬坡速率技术、增加机组启停频率技术，积极采用机组宽负荷高效新技术以及多种低碳发电技术，实现“发电、供热、调峰、备用”的有机统一，发挥“保供应、促消纳、稳系统”的作用。同时，要统筹完成煤电增量适度发展、存量升级改造、落后关停备用等多项任务，实现能源保供、清洁转型、经济发展、建设一流等多重目标的最优解。

——市场层面，煤电低碳化改造建设是应对气候变化、利国利民的一件好事，社会各方要与煤电企业一起合理分担清洁转型、能源保供所付出的必要代价，理性对待能源电力价格上涨。

首先，要完善碳价和电价传导机制，构建电碳市场协同发展新模式。我国煤电电价上浮有限，上下浮动均不超过20%，导致碳价传导空间受限。随着全国碳市场配额逐步收紧、有偿配额分配引入、碳价不断提高，煤电碳排放成本将大幅上升，在现行煤电价格机制下该成本难以实现有效传导。据测算，在配额有偿分配模式下，碳价涨至100元/吨后，碳排放成本将超过煤电基准价的20%。因此，要抓紧完善碳价和电价传导机制，电力系统生产侧碳成本要向下游传导，通过市场竞价传导到市场化用户，引导全社会节能降碳。其次，要借鉴欧盟和国内试点碳市场经验，建立基于配额的市场调节与储备机制，避免因碳价剧烈波动给煤电企业带来潜在风险。第三，要探索建立煤电容量市场，完善辅助服务市场，深化中长期、现货电能量市场，发展跨区跨省的省间交易市场，实现煤电的容量、电量、调节、环境等多维价值，保障煤电可持续发展。