为助力实现“双碳”目标，我国积极部署新一轮煤电低碳化转型行动。当前，生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等煤电低碳化转型方式，尚面临一些实际困难，需要探索出一条技术可实现、经济可承受、模式可推广的煤电低碳化转型路径。

10年淘汰煤电落后产能超1亿千瓦

经过几轮升级改造，我国煤电低碳化改造成效显著。数据显示，“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前三年，全国平均供电煤耗分别下降37.0克/千瓦时、17.6克/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平逐步降低。

国家能源局相关负责人介绍，近10年来，我国累计淘汰煤电落后产能超过1亿千瓦，电力行业污染物排放量减少超过90%。目前，我国煤电平均供电煤耗降到了303克标准煤/千瓦时，先进煤电机组的二氧化硫、氮氧化物排放水平与天然气发电机组限值相当。

煤电的顶峰保供地位仍无可替代，未来煤电仍将长期发挥能源供应的兜底保障作用。但由于煤炭能源是高碳排放化石能源，能源保供和“双碳”目标之间的矛盾日益突出，煤电低碳化转型势在必行。

2024年6月，国家发展改革委、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》)，鼓励通过生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存三种方式，推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，提升煤炭清洁高效利用水平。

煤电低碳化转型面临新难点

原料供应不稳定，或制约生物质掺烧成效。目前，技术水平最为成熟、改造实施难度最小的是生物质掺烧。生物质资源的先天属性使其在收、储、运等多个环节都受到限制，就近且稳定的生物质燃料供给源选址困难，严重限制行业的发展规模。

绿氨掺烧技术能耗高，成本较高。绿氨主要通过电解水制氢，再合成绿氨等一系列复杂的工业流程，能源损耗大、成本高。同时，绿氨供应链并未成熟，产能尚未完全释放，供应量和供应成本存在较大不确定性。

碳捕集利用与封存面临成本、技术等壁垒。二氧化碳捕集利用与封存不但技术要求高，而且每吨二氧化碳捕集的费用需要数百元，同时碳捕集利用还需要消耗大量能源。中国科学院院士金红光曾公开表示，二氧化碳捕集会额外消耗20%至30%的能源，让发电效率下降10个百分点以上。而这些成本，尚不包括对煤电机组进行改造而产生的动辄几千万元、上亿元的费用。

系统谋划煤电低碳化转型

——督促相关支持政策落地。《行动方案》提出，利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持;鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大对煤电低碳化改造建设项目的投资补助力度。

——从电力全行业来综合考量减碳。研究发现，在新能源大发时深度调峰甚至启停，从而降低煤电的发电小时数，支撑新能源最大限度地上网，是最高效的低碳路径。由于煤电定位的转变，煤电年利用小时数逐步下降，在新能源占比较高的区域，煤电机组长期处于低负荷以及频繁变负荷的运行状态。

——完善煤电企业成本回收机制。考虑到其他行业电能替代带来的行业间碳排放转移问题，不宜过快收紧发电企业配额。同时，通过建立碳价与电价联动机制、完善碳排放指标交易等方式，将碳成本计入煤电成本核算，促进碳成本在不同行业分摊传导，确保煤电行业健康、可持续发展。

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