国家能源局、科技部于2021年印发的《“十四五”能源领域科技创新规划》中，将新型电力系统及其支撑技术列为重点任务之一。在新型电力系统低碳、零碳技术的引领下，化石能源发电装机及发电量逐步下降，电力系统碳排放总量将下降至净零水平。从碳排放占比和减排潜力来看，煤电低碳转型是我国在2060年前力争实现碳中和的关键点。
破煤电之困 识煤电之位
随着能源转型、供给侧结构性改革的实施，以及环境约束的日益趋紧，煤电作为电源供给侧，如何配合消费侧的变革？在“十四五”以及未来更长一段时间科学发展？是应该暂缓发展或不再发展，为可再生能源腾出空间？还是要适度发展，承担起为可再生能源及新型电力系统提供调节能力的任务？
“低碳转型”破煤电之困
煤电之困正当时。新能源发展快速、竞争力显著增强，可以与煤电同台竞争、实现平价上网。光伏被称为“电力之王”，“一毛钱一度电”已不是空中楼阁；风电已呈规模化发展、基地化建设之势，陆上与海上并举；储能被认为是未来能源革命的“刚需”；氢能被称为“21世纪终极能源”，电力清洁替代势不可挡。
煤电将逐年被清洁能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机、电量占比不断下滑，已率先告别含金量高的“计划电量”，开启“全电量竞价时代”。随着碳排放配额约束、碳排放成本增加，煤电企业必然要增加运营成本(碳成本、 技术成本、管理成本)，此外，有偿分配比例逐步提高，碳价逐年上升，履约成本也持续上升。煤电将面临复杂多变的煤炭市场、电力市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场的交织影响。
技术减碳尤可为。现阶段，煤电“逐步脱碳”才是脱困重点和努力方向。立足以煤为主的基本国情，“高效化实现自身减碳”和“灵活性实现结构减碳”是煤电的两大目标。
《“十四五”能源领域科技创新规划》围绕煤炭清洁高效转化技术，以及先进燃煤发电技术等，旨在进一步推动煤电行业清洁低碳、安全高效发展。煤电的“清洁低碳”包含三个思路：一是通过高效的方式，削减煤炭用量实现减排；二是以系统化的思路，通过采取CCS或者CCUS技术在末端进行减碳；三是通过灵活性方式，推进储能技术、调频调峰技术等来增大可再生能源使用量，减少火力发电供应时间，以实现技术减碳。
深度调峰尚可行。新型电力系统将实现从高碳化石能源向绿色、低碳可再生能源转型，最主要的措施是发展新能源。但由于新能源发电的随机性、间隙性、波动性且不可调等特点，需要煤电调峰来平抑波动。同时，通过控制煤电机组在深度调峰运行状态下的主要成本（安全风险成本、寿命损耗成本及煤耗上升成本等），使“深调补贴”真正成为煤电盈利的新途径。若煤电成本增量与深调补贴差距小，在确保安全、环保及能耗升幅不高的前提下，大幅拓展煤电机组的深调能力，提高低负荷下机组的经济性及灵活性，以实现深度调峰、结构性减碳。
“安全保供”识煤电之位
从安全保供的角度出发，煤电是能源体系安全的坚强保障，也是电力系统安全的有力支撑。随着能源系统转型的不断推进、新能源发电技术的创新应用，新型电力系统在加速转型。但可再生能源波动性带来电力供应的不稳定，风、光发电与电网用电峰谷的不匹配，且受制于天气、地形等自然因素，不能满足电力热力需求增量。由于煤电相对其他发电方式具有建设周期短、选址灵活、机组发电受限因素少的优势，决定了煤电基础电源的地位难以替代；同时，煤电发电较为灵活，随时可以满足调度、调节的需要，是当前及以后相当长的阶段电网调峰最为经济快捷的方式。
解燃“煤”之急 拓煤电之路
煤电不能“一刀切”停建，仍需“燃”起来。无论是兜底保障，还是支撑新能源增量发展，短期内都离不开煤电。
国家层面对煤电的态度也更加明确。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指明了煤电在“双碳”目标中的发展定位：即推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》指出，“加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目”。支撑性、调节性、可靠性正在成为煤电的“新标签”。煤电装机应何时达到顶峰，煤电行业何时能实现碳达峰，需积极稳妥地设计煤电低碳转型路径，确保煤电在市场环境下适度发展。
循序渐进，适度发展
新型电力系统下，煤电应遵循市场和电力运行规律，深化供给侧改革，以退为进，从“存量降碳改造、增量有序发展”两方面入手，主动减少无效供给，大力提高能效，努力实现电力市场供需再平衡，以促进煤电清洁高效利用与高质量发展。
存量煤电重组改造、优化升级。存量煤电应充分考虑现有机组的运营状况、预期寿命、碳排放等实际情况，先淘汰关停、重组整合，再分类实施升级改造，实现“低能耗、低排放，高能效”，提高综合能源供应、电力辅助服务、市场竞争“三种能力”。
一是在满足电力热力供应的地区对煤电企业作出全面评估，对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标又无力投入改造的老旧低效燃煤机组，或未予核准、证照不全的违规机组，实行“主动关停”，避免“冰棍效应”。尤其对不符合要求的30万千瓦以下煤电机组，继续落实淘汰落后产能政策，实行“强制关停”。
二是通过资产转让、煤电重组、区域整合等资本运营手段，减少同质化竞争，压降煤电产能，促进整体减亏、降低负债，缓解经营困难。
三是以老小机组、亚临界机组为重点，分类实施超低排放改造、灵活性改造、节能降碳改造、多能联供改造等优化升级。煤电机组积极参与调峰服务，通过加强规划引导，完善辅助服务补偿政策，弥补电网调节能力严重不足的短板。
增量煤电严控管理、创新发展。“十四五”时期，对于煤电的新增规模应进行综合评估、合理确定、严控管理，底线是保障用能，兼顾电力碳达峰。借鉴煤电多年来积累的发展经验，如建设炕口路口电厂、输电端口电厂，发展煤电一体、港电一体项目，推进产融结合、路港配套；着力提高大容量、高参数、低污染清洁高效煤电机组比例，探索“煤电+储能”“煤电+生物质”耦合发电，深度拓展煤电调节能力，进一步通过CCUS、生物质混燃、煤氨混燃等技术助力煤电脱碳。
因地制宜，分类施策
全面统筹煤电区域性、技术性差异，科学合理规划煤电转型行动，灵活施策、多管齐下。
一是煤电规模、机组结构、服役年限等水平参差不齐，结合不同区域煤电特征、电力供需平衡条件，因地制宜确定煤电转型路径。山东、内蒙古和山西等煤电大省装机总量大、小机组占比高，可优先改造升级并淘汰部分已经长期运行、效率低、盈利能力差的煤电机组。华东和南方电网覆盖省份，如广东、江苏和浙江，煤电机组规模更大、技术更为先进，可充分发挥运行年限短、离负载更近等优势，开展灵活性改造，煤电与核电、海上风电、分布式光伏等多种电源技术耦合，并做好长期改造为近零碳机组的准备。
二是从技术性角度考虑，可在保证供热、供电安全的情况下，优先对200兆瓦以下CFB、亚临界等能耗效率低的机组采取提前退役策略；积极推动600兆瓦以下煤电机组采取“三改联动”的措施，尤其加大机组灵活性改造和供热改造等力度，向调峰电源转变，并对改造后的机组适当延寿；从中长期角度而言，IGCC、超临界、超超临界等高技术参数机组将在逐步推广CCUS改造后，可适当延长技术寿命。
能源综合，多能互补
部分煤电企业可以发挥毗邻工业园区的优势，依托园区企业用能需求，实施综合能源多联供工程，开发综合能源供应示范项目，突破产业链单一和延伸不足等问题。推进“煤电+”综合能源供应服务新模式，打造“多联产柔性电厂”“园区电厂”，拓展电热冷气水多联供、固废综合利用、火储调频、微电网等多元化发展，加快推进煤电企业向综合能源企业转型。随着综合能源相关业务营收持续增加，煤电经营将不再受制于高煤价和低电价。煤电转型过程中，电源端将由燃煤发电为主转变为太阳能、风能等新能源发电为主，加快可再生能源的开发利用，增强可再生能源消纳能力，也推动风光互补、水火互济等多能互补。
金融支持，风险管理
为支持煤电平稳有序转型，可引导银行等机构对煤电转型升级给予合理的转型专项资金支持。转型金融支持应与煤电转型目标、路径相匹配，满足不同时期资金规模和形式的要求，实现长短期结合和多种金融工具组合，提高灵活性、针对性和适应性。短期内以转型信贷、转型债券等债权性融资方式，重点支持煤电“三改联动”，中长期探索债转股等手段，支持企业在更长时间内推进转型。探索开展与股权投资相关的转型基金、并购基金、夹层基金等形式，鼓励投资机构共同参与煤电企业的转型投资。
金融支持还要通过信托等金融工具提供保险服务和风险资产管理服务，开发转型相关保险类产品，解决煤电企业面临的转型技术研发周期长、市场不确定、资产搁浅风险高等问题。
市场推动，政策扶持
为提高煤电企业低碳转型的稳健性，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，需进一步完善与煤电功能定位相匹配，并符合新型电力系统特征的配套机制和市场模式。
深化电力市场改革。进一步完善市场化电力电量平衡机制、辅助服务市场机制和电力调度交易机制；完善分时电价政策，合理确定峰谷、季节性电价价差，建立尖峰电价机制。构建“中长期+现货+辅助服务”，推进电力标准化交易模式，有序开展容量市场和输电权市场建设。同时，加大煤与生物质混烧发电的补贴政策；加大煤电关停企业电量补偿与经济补偿政策；完善碳交易政策。
发挥成本疏导作用。鼓励煤电机组进行灵活性改造，对参与调峰、调压、备用、黑启动的煤电机组，完善辅助服务市场与补偿办法；建立电网调峰辅助服务市场运营规则，依据“谁受益、谁付费”的原则，由新能源电厂及出力未减到有偿调峰基准的燃煤电厂等为改造机组分摊调峰成本压力。
政策利好助发展。国家发改委发布《2023年国民经济和社会发展计划》指出，“加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设，深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营”。煤电联营可以引入大型煤炭集团作为后盾，平抑煤价波动带来的风险。很多新建煤电项目都采用了煤电联营的形式，同时大型煤炭集团也正在成为投资煤电项目的集团公司。煤电与可再生能源联营。可再生能源企业大多盈利稳健，成为很多煤电企业利润的主要来源，投建更多风、光项目不仅能极大改善煤电企业的经营业绩，同时也符合国家能源转型的要求。为鼓励煤电发展新能源，建议对进行灵活性改造的煤电企业奖励新能源建设指标。
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