据能源圈了解到，“低碳化改造已经不再是煤电企业的选修课，而是不得不做好的必修课。这项工作时间紧迫、势在必行。”中国电力企业联合会专家委员会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法近日接受记者采访时感慨。

2023年，我国煤电发电量占总发电量的57.9%。但煤电能否行稳致远，能否部分存续到碳中和阶段，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。

今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》提出，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。

下一步，如何让《行动方案》确定的目标按期实现？陈宗法认为，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，才能落到实处。煤电低碳化改造建设也不例外，而且其难度更大、代价更高。建议国家、企业、市场、社会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。

“三个一点”原则

在国家层面，陈宗法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，足以调动满足条件的实施主体甚至社会资本的积极性。

“资金投入是头等大事。”陈宗法建议本着“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，建议有关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，适度提高煤电基准价，以激励实施主体的积极性。

陈宗法介绍，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年到2022年煤电巨亏，2023年、2024年6月仍有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。

建设新型煤电 创造多维价值

从企业层面来看，陈宗法建议，企业要结合设备、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”（节能降耗改造、供热改造、灵活性改造），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。

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。

陈宗法介绍，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，但涉及资源供应、收集半径、选址难题。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。而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。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。

完善碳价和电价传导机制

从市场层面，陈宗法认为，各方要理性对待能源电力价格上涨，共同应对气候变化。

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。