中國
電力企業聯合會（以下簡稱中電聯）近日發布的《電力行業年度發展報告（2025）》（以下簡稱《報告》）中的一組數據，呈現了全國火電（包括煤、石油、天然氣）二氧化碳排放強度的上升趨勢。
2024年，全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗為302.4 克/千瓦時，同比增加0.51克/千瓦時。而全國單位火電發電量二氧化碳排放量為823克/千瓦時，同比提高0.24%。
在我國能源領域碳排放中，50%來源于煤電。根據《報告》，煤電的深度調峰導致全國火電的碳排放強度進一步升高。
《報告》指出，隨著新能源滲透率不斷提高，我國煤電機組面臨著更高的保供和調頻調峰要求，煤電運行條件也已經發生深刻變化，急需通過源端減碳、末端固碳等技術方式進一步推動煤電低碳轉型。
煤電低碳化改造建設是支撐實現碳達峰
碳中和目標的必然選擇。在“雙碳”目標引領下，煤電行業正加快推進節能改造，積極探索多元化低碳轉型路徑。
據悉，老舊機組運行中的
問題主要集中在設備老化、能效底下、靈活調節能力低等方面，這些問題也是增加度電碳排放的原因。因此，在源頭減碳措施中，老舊機組改造是關鍵技術路徑之一。
例如，煤電企業都在推動老舊機組升級改造。哈爾濱市某電廠就通過煤電跨代升級改造，供電煤耗指標從改造前的323克/千瓦時降低至278克/千瓦時。
中電聯規劃發展部主任張琳告訴本報記者：“‘十五五’期間，將有一批老舊機組壽命期滿（指發電許可證到期），面臨延壽改造。初步統計，‘十五五’期間投運達到及超過30年、單機容量20萬千瓦及以上的煤電機組共290臺，總容量為9819萬千瓦。”
據悉，美國、日本等國家煤電機組服役時間普遍超過30年，歐洲有部分機組已服役60年。張琳建議，為保障國家能源資源高效節約利用、推動能源電力轉型發展，我國還需要完善
市場機制，確保延壽改造具備合理的投資回收期。
還有電廠通過建設先進產能減少煤電調峰的碳排放。
內蒙古自治區一家火電企業工作人員告訴記者，該電廠通過建設超臨界機組，碳排放大幅下降。
“100萬超超臨界機組煤耗280g/kwh左右，如果是二次再熱機組煤耗會更低，而亞臨界機組的每千瓦時電的煤耗大多在300多。”上述工作人員表示。
《報告》指出，長期以來，我國積極實施煤電節能改造。“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前3年全國平均供電煤耗分別下降37.0/千瓦時、17.6/千瓦時、9.9克/千瓦時和1.6克/千瓦時，煤電機組碳排放水平正在逐步降低。
進行低碳化改造，碳排放對標天然氣發電機組
湖北省襄陽市某電廠采用氣化耦合技術進行生物質摻燒，據公司相關工作人員介紹，生物質摻燒發電項目年可消納農林廢棄物5萬噸，年節約標煤1.8萬噸，減少二氧化碳排放量5萬噸。
泰州50萬噸/年CCUS項目在2023年就已順利通過滿負荷試運，每噸二氧化碳捕集熱耗小于2.4吉焦、電耗小于90千瓦時，二氧化碳捕集率大于90%，產出干基二氧化碳純度大于99.99%，各項指標均處于行業領先水平。
可以說，煤電機組燃料摻燒技術（如生物質/氨/氫）已成為源頭減碳的重要路徑之一；而在末端減碳方面，CCUS技術的示范應用為煤電行業低碳轉型提供了關鍵的技術儲備和商業化探索方向。
去年6月，國家發展改革委和國家能源局印發的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》（以下簡稱《行動方案》）提出，煤電要對標天然氣發電機組碳排放水平，通過生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存3種方式，推動煤電低碳化改造建設。
針對現階段煤電低碳化改造建設項目運行成本較高的特點，《行動方案》在多方面給予了支持。
例如，通過超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設項目予以支持；鼓勵探索建立由政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，對項目運行給予階段性支持，同時鼓勵項目實施主體通過發行基礎設施領域不動產投資信托基金、綠色債券或申請綠色信貸、科技創新和技術改造再貸款等渠道融資，吸引各類投資主體參與和支持煤電低碳化改造建設。《報告》指出，《行動方案》有激發了煤電低碳化改造建設的積極性。
《報告》根據未來電力電量平衡分析預測，預計到2030年，煤電裝機容量將控制在16.1億千瓦左右，“十五五”期間凈新增煤電裝機預計約3億千瓦；為避免碳排放反彈，預計“十五五”與“十六五”時期煤電低碳化改造規模分別達到3000萬千瓦、1.5 億千瓦。到“十六五”時期，煤電年均可提供零碳電量500億千瓦時。
容量電價落地，為煤電低碳轉型“托底”
根據《報告》，預計2025年全年，我國新增新能源發電裝機有望達到4億千瓦左右。 “十五五”時期，為確保2030年非化續較快石能源消費比重達到25%、努力實現單位GDP碳排放比2005年下降65%，風電和光伏發電還將保持高速發展態勢。能源大規模接入致使系統消納壓力不斷加大，火電機組面臨更高的保供和調頻調峰要求。
不少業內人士認為，未來，煤電不僅要提供發電量，更多的要提高自身保供與減碳的平衡能力。煤電企業經營面臨壓力。
目前，我國于2024年開始執行的容量電價，通過固定成本回收機制緩解了煤電企業因利用小時下降導致的經營壓力，推動煤電機組向“兜底調節”功能轉型。
《報告》初步統計，2024年，全國煤電機組容量電費950億元，折度電容量電價為2.07分/千瓦時，平均煤電機組回收固定成本為92元/千瓦·年。煤電企業經營狀況保持穩中有升，五大發電集團煤電業務利潤總額為482億元，其他13家大型發電企業煤電業務利潤總額為143億元。
“容量電價將煤電企業收益與發電容量掛鉤，引導煤電向‘基礎保障性和系統調節性’電源轉變，有效彌補風電、光伏等新能源的波動性、間歇性短板，平常時段為新能源發電讓出空間、高峰時段繼續頂峰出力，對促進新能源裝機規模增長和發電裝機綠色低碳轉型具有重要意義。”中電聯規劃發展部副主任韓放分析道。
未來，在能源轉型不斷加快下，韓放指出，我國需研究在2026年進一步提高容量成本回收比例，為煤電低碳轉型“托底”。同時，為確保能源供應安全，促進新能源發展，她建議，要減輕煤電企業經營壓力，包括在
政策方面，明確跨省跨區送電機組的容量電費分攤方式，明確熱電聯產機組因民生供熱導致出力受限的相應政策，研究以試點的形式推動容量市場建設等。
