如何实现煤电行业的低碳转型

  2026-08-25         0次

在双碳与新型电力系统建设背景下，煤电不再追求发电量规模扩张，转型核心逻辑：存量分类处置、能效挖潜、功能重构、技术降碳、多能耦合，严控新增规模，由主体供电电源转向支撑性、调节性兜底电源。结合国家系列政策文件，从产能结构、机组改造、低碳技术、多能融合、机制保障五个维度梳理实现路径。

一、优化存量产能结构，有序推动低效机组退出

坚持 “关停淘汰 + 升级保留” 分类施策，不搞一刀切关停。

1.依法依规淘汰落后机组

稳妥有序关停具备条件的 30 万千瓦及以下纯煤电机组；全面淘汰环保、能耗、煤耗、安全、服役年限不达标的机组，以及治理不达标的自备燃煤机组。服役周期长、改造经济性差的机组优先退出。

2.高效机组延寿与升级替代

剩余寿命长、参数先进的大机组予以保留；关停老旧小机组后，确有保供供热刚需的，可按新一代煤电标准建设高效替代机组，严格执行煤炭等量 / 减量替代，不简单扩大总装机规模。

3.功能定位转变

保留机组从 “以发电为主” 转向保供兜底 + 深度调峰 + 供热保障，配合风光新能源消纳，承担电网顶峰、备用任务。

二、推进 “三改联动”，完成能效与灵活性基础改造

以节能改造、供热改造、灵活性改造为基础抓手，是现役煤电降碳的低成本现实路径。

1.节能提效改造

开展 60 万千瓦等级机组超超临界跨代升级，降低供电煤耗；对锅炉、风机、水泵等辅机系统提效，推动机组能效向标杆水平靠拢，从源头减少煤炭消耗与碳排放。

2.供热改造与热电解耦

纯凝机组改造为热电联产，替代周边分散小燃煤锅炉；北方热电联产机组建设储热罐、电锅炉、高温热泵，破解 “以热定电” 约束，实现热电解耦，提升调峰能力，兼顾民生供热与电网调节需求。

3.深度灵活性改造

拓宽机组低负荷稳燃区间，提升快速变负荷能力，适配新能源波动；改造后具备深度调峰能力，更好消纳风光电量，降低新能源弃电，间接实现系统层面减碳。

三、应用低碳改造技术，直接降低机组碳排放

依据《煤电低碳化改造建设行动方案（2024‑2027）》，三大技术路线作为中长期降碳手段，优先在剩余寿命长、条件适宜机组开展示范应用。

1.生物质耦合掺烧

利用农林废弃物，在锅炉内与煤炭掺烧发电供热，因地制宜开展，要求当地具备稳定生物质原料供应，可实现可观碳减排，适合县域、农林资源丰富地区电厂。

2.绿氨 / 绿氢掺烧

利用风电光伏富余电力电解制绿氢，合成绿氨，替代部分燃煤；属于零碳燃料路线，现阶段以示范试点为主，适合大型风光基地配套煤电机组。

3.CCUS 碳捕集利用与封存

捕集烟气中 CO₂，用于驱油、化工合成或地质封存；适合具备封存、利用条件区域，当前成本偏高，重点推进示范工程，逐步推动技术降本规模化落地。

四、推动煤‑新能源融合发展，构建多能协同模式

煤电不再孤立运行，走 “煤电 + 新能源” 联营融合道路，是转型重要方向。

1.厂内一体化耦合

电厂厂区、采煤沉陷区配套建设光伏、风电；配置熔盐储热、电化学储能，形成 “煤电 + 风光 + 储能” 一体化，新能源出力不足时煤电补位，新能源大发时煤电压低出力，整体降低煤炭消耗。

2.“两个联营” 模式

推进煤电与煤炭联营、煤电与新能源联营，统筹资源开发与电力输出，大型风光基地配套调峰煤电，保障新能源基地稳定送出。

3.拓展综合能源业务

电厂由单纯发电，转型综合能源服务商，对外供应工业蒸汽、供暖、制冷，参与绿电交易、绿证交易，挖掘供热、调峰辅助服务收益，改善经营模式。

五、严控新增项目，完善政策与市场机制保障

1.严格新建煤电准入

新建燃煤热电联产执行煤炭等量 / 减量替代；落实节能审查、碳排放评价；大气重点管控区严控新建采暖燃煤热电；新建机组供电煤耗必须达标，预留低碳改造条件，杜绝无序扩张。

2.完善电力市场机制

健全调峰辅助服务市场，补偿煤电深度调峰、启停调峰成本；完善容量电价机制，体现煤电兜底保供价值，解决转型过程中煤电经营困境。

3.碳市场引导约束

依托全国碳排放权交易市场，倒逼煤电降碳；鼓励符合条件的低碳改造项目参与碳相关机制，对冲改造成本。