煤电碳排放量是电力行业碳总量中的“大头”，降低煤电碳排放水平，是推动能源低碳转型、实现“双碳”目标的重要路径。在各方努力下，煤电行业一定能走出一条技术成熟、兼具可靠性与经济性的高质量发展新路径。
中国电力企业联合会日前发布的《中国电力行业年度发展报告2024》显示，截至2023年年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，约占全国电力总装机的40%，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，碳排放量约占全国碳排放总量的40%。
这组数据至少透露两方面重要信息：一是煤电依然是我国电力供应系统的主体支撑。在加快构建新型电力系统的进程中，特别是新能源电力不稳定和储能成本较高的情况下，煤电仍将发挥电力安全保障的“压舱石”作用；二是煤电碳排放量是电力行业碳总量中的“大头”，降低煤电碳排放水平，是推动能源低碳转型、实现“双碳”目标的重要路径。
在此背景下，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），可谓正当其时。《行动方案》对存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设工作进行部署，旨在提高煤炭清洁高效利用水平，推动煤电低碳转型发展。事实上，这是加速构建新型能源体系的内在要求，也是提升煤电行业核心竞争力和实现高质量发展的关键举措。
《行动方案》设置了分阶段降碳目标，提出到2025年和2027年煤电低碳化改造建设项目的度电碳排放，分别较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右和50%左右。也就是说，到2027年经过低碳化改造后的煤电机组，碳排放水平与天然气发电机组基本相当。
近年来，我国煤电行业已经对机组低碳化改造等开展了相关探索。基于此前的实践经验，此次《行动方案》提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存3种煤电低碳化改造建设技术路线：在生物质掺烧方面，综合考虑生物质资源供应、收集半径、锅炉适应性等因素，提出以农林废弃物、沙生植物、能源植物为重点的煤电机组耦合生物质发电；在绿氨掺烧方面，提出所在地应具备可靠绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要；在碳捕集利用与封存方面，鼓励采用化学法、吸附法、膜法等多种捕集方式，因地制宜实施二氧化碳地质封存、地质利用和化学利用，探索差异化的低碳改造和建设路径。
作为产业发展的一份指导性文件，其最终效果要从产业发展的质量上进行综合考量。让文件上的“方案”变为现实中的“行动”，还需政策、资金以及创新等方面形成合力。
强化政策支撑保障。探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对纳入国家煤电低碳化改造建设清单的项目给予阶段性支持；鼓励符合条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。
加大资金支持力度。发挥政府投资放大带动效应，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；相关项目择优纳入绿色低碳先进技术示范工程；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。
加强技术创新应用。加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，补齐二氧化碳资源化利用、产业集成耦合等技术短板，通过科技创新迭代，推动低碳煤电项目建造及运行成本持续下降，是推动煤电行业低碳转型的根本动力。
此外，还要通过优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对掺烧生物质或绿氨发电、加装碳捕集利用与封存设施部分电量予以单独计量等方式，持续优化电网运行调度，以进一步激发市场各方对煤电低碳化改造建设的积极性。在各方共同努力下，煤电行业一定能走出一条技术成熟、兼具可靠性与经济性的高质量发展新路径。
（本文作者：顾阳）
