以煤为主的火电一直是我国电力供应和二氧化碳排放的双主体。在新能源安全可靠地成为新型电力系统的主体电源之前，煤电仍将发挥能源电力安全“压舱石”和“顶梁柱”作用。在“双碳”目标下，火电行业低碳转型成为落实碳减排目标同时确保电力安全供应的关键。火电发展稳则电力供应稳，火电低碳转型顺则“双碳”目标实现顺。综合采取规划引领、创新驱动、市场主导、政策机制协同发力的措施，以安全为底线，解决好火电低碳转型以及与新能源深度融合发展的关键问题，对夯实我国能源安全基石和保障“双碳”目标实现意义重大。
我国火电行业发展现状
立足富煤贫油少气的基本国情，我国形成了煤电为主、气电为辅、生物质发电为补充的火电发展格局。截至2022年8月，全国火电装机13.1亿千瓦，占发电总装机容量的53%，其中，煤电11.1亿千瓦，贡献了60%的发电量、70%的尖峰出力保障和不可替代的电网安全支撑，有力满足了经济社会发展需要，是当前无可争议的主体电源；气电1.1亿千瓦，是重要的灵活调节电源；生物质发电3967万千瓦，是重要的补充电源。
我国已建成全球最大的清洁高效煤电供应体系，发电效率和污染物排放标准均高于欧美国家，完全自主国产化的大容量、高参数煤电技术处于全球领先水平。我国积极推动火电转型升级，通过上大压小、增优减劣的方式实现大容量高参数机组的快速部署，煤电装机结构持续优化，现役机组中60万千瓦等级及以上装机占比超50%、百万千瓦超超临界机组超过120台。通过深入挖掘存量煤电超低排放和节能改造潜力等措施，我国煤电清洁高效利用有了显著的提升。截至2021年底全国超低排放煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦，烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物排放占全社会总量比重降至10%以下，平均发电效率提升至40%。节能降耗减碳成效显著，与2000年相比，2021年平均供电煤耗301.5克标准煤/千瓦时、同比减少90克标准煤/千瓦时，度电碳排放828克/千瓦时、同比降低183克/千瓦时，对全社会节能减排工作做出巨大贡献。
我国火电行业低碳发展面临的问题和挑战
由于科技创新和市场机制仍存在短板，且缺乏有力的金融支持，在低碳减排和安全保供的双重压力下，火电行业低碳发展面临“减排难、发展难、转型难、生存难”的困境。
1.火电行业低碳转型是实现“双碳”目标的关键，减排任务十分艰巨
2021年火电行业二氧化碳排放量约46.9亿吨、较去年同比增长8.8%，占全国总排放的40%左右，是我国最大的碳排放部门。虽然我国火电能效水平不断提升，但难以遏制因火电发电量上涨而导致的碳排放增长。2021年新能源新增发电量创下新高，达到2558亿千瓦时，占全社会新增用电需求的33.8%，而火电新增发电量依然保持增长，达到4955亿千瓦时，占全社会新增用电需求的65.4%。短期内新能源的快速增长无法完全满足经济社会高质量发展的增量电力需求，火电装机容量和发电量仍将刚性增长，意味着电力行业碳排放还将持续增加。
因此，火电行业低碳转型形势紧迫。作为碳减排的首要部门，火电行业要在十年左右的窗口期严控碳排放增量实现达峰、并在此后短短三十年内实现深度减排，任务艰巨、难度很大。
2.火电灵活调节能力不足，对新型电力系统支撑力度不够
随着用电负荷季节性和时段性尖峰化特征越发明显，波动性新能源规模持续扩张，电力系统的平衡压力不断增加，灵活调节能力亟需快速提升。
而受资源禀赋所限，火电仍是我国电力系统中灵活调节电源的主力。但当前我国具备灵活调节能力的煤电仅1亿千瓦，多数机组调峰深度达不到30%；1.1亿千瓦气电中灵活调节机组不足半数。加上0.4亿千瓦抽水蓄能电站，以及尚未实现商业化发展的新型储能资源，我国灵活电源占比不足8%，远低于灵活电源（气电为主）占比18%-50%的欧美国家。我国火电灵活调节水平不足且提升进展缓慢，难以满足新型电力系统中高比例新能源发展的需要。
3.受多种因素的制约影响，我国绿色低碳关键核心技术亟待突破
虽然我国清洁高效的火电技术已处于世界领先水平，但由于经营亏损和资金紧张，火电的系统性技术研发投入长期处于低位，延缓了火电低碳转型的进程。
更高效、更清洁、更灵活的新一代先进煤电技术在技术攻关、装备研发、系统集成和工程示范等方面进展缓慢。实现火电深度脱碳的碳捕集、利用与封存技术（以下简称CCUS技术）仍面临技术成熟度不高、技术路线单一和产业链成熟度低等难题。
火电与其他发电技术的耦合方式单一，火水风光多能融合发展深度不足；控制、检测、运行监控等方面智能化水平低，大数据、云计算、物联网、5G通信等基础设施薄弱，以火电为中心的综合智慧能源集成系统关键技术攻关和应用示范进展缓慢。支撑火电未来低碳发展的前沿理论研究不深，颠覆性技术储备不足。
4.价格及市场机制不完善，金融支持不足，火电行业生存难、低碳发展难
当前电价等政策不完善，电力市场机制衔接不畅，电价疏导路径受阻，火电生存压力加大，市场机制对火电低碳转型的引导作用难以发挥。现货与中长期交易价格长期偏低，“基准+浮动”电价难以真实反映煤电成本，致使火电企业经营压力加重；辅助服务市场不完备，调峰费用由发电侧分摊、未传导到用电侧，难以完整体现火电的灵活调节服务价值；缺少容量市场机制，无法兑现火电的安全保供价值，火电企业缺乏足够的可靠容量补偿激励。
未来保供压力催生的规模扩张将加重火电行业中长期低碳转型的经济负担。近年来火电业务的持续亏损导致企业长期面临着严格的信贷管控措施，金融机构对经营亏损、负债率高、信誉评级较低的企业融资意愿下降。未来火电低碳转型需要数万亿规模的资金投入，然而金融资本更多流向绿色领域，火电保供企业难以获得充足的转型融资，低碳发展的资金缺口巨大。
我国火电行业低碳发展的基本思路和主要举措
（一）基本思路
碳中和背景下，火电行业低碳发展需统筹好“发展和减排”、“整体和局部”、“长期和短期”、“政府和市场”的关系。要秉持安全保供、先立后破、有序减排、技术驱动、远近结合的原则，保生存、促转型、稳发展，实现火电行业科学有序转型和低碳高质量发展。
随着新能源占比逐渐提高，电网形态逐步重构，火电要主动适配新型电力系统需要，更好地发挥安全保供、灵活调节、电网支撑等关键作用。煤电定位要由主体电源向基础保障性和系统调节性并重，再逐步向安全保障性电源转变。气电受气源、气价和核心技术的限制，将主要作为调节电源，发挥好能源低碳转型的“桥梁”作用。生物质发电需统筹电、热和绿色燃料需求，有机耦合煤电和CCUS技术，发挥好火电低碳转型的补充作用。
2021-2030年，以安全保供和灵活调节为主线，加快火电多元转型，确保先立后破。适当增加煤电安全供应容量并推进灵活性深度改造，整体最小出力水平降至30%以下，将半数到期机组转为应急备用机组，提升新型电力系统的安全保障能力和清洁能源消纳能力；在气源保障能力范围内有序增加调峰气电装机规模，发挥其快速爬坡、启停的优势；生物质发电要试验与煤炭掺烧和CCUS改造，为深度减排提供技术储备；重点发展风光水火储一体化项目以及智能高效热力网、多能联供综合能源系统等火电多元转型路径；度电碳排放降到450克/千瓦时以内。
2031-2050年，煤电深度转型，气电和生物质发电低碳利用，共同推动火电低碳转型步入快车道。煤电规模不再增加，统筹推进煤电CCUS改造、有序减量置换以及合规机组转为战略备用的三重转型工作，同时按需延迟退役部分煤电机组，避免潜在的电力系统安全风险；在大力开发本土天然气资源的前提下，积极发展气电，充分发挥灵活调节能力，并采取掺氢和CCUS改造等方式深度脱碳；生物质耦合碳捕获和封存技术（BECCS）实现商业化部署，提供宝贵的负碳贡献；度电碳排放降至60克/千瓦时左右。
2050年后，合理规模的火电耦合CCUS技术，构成电力安全和碳中和的双保障。保留合理规模的煤电CCUS机组、BECCS机组和战略备用机组，结合气电CCUS机组，弥补可再生能源的“气候脆弱性”，将度电碳排放降至近零水平，为实现碳中和奠定坚实基础。
（二）主要举措
1.研究出台火电行业中长期低碳发展指导意见，充分发挥规划引领作用
建议国家研究出台火电行业中长期低碳发展指导意见，为火电行业转型发展定目标、稳预期、划边界。坚持煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源并重再向安全保障性转型的发展导向，始终以最先进的技术和最严格的标准审慎建设煤电，采取“因机制宜”的方式稳妥有序推进存量煤电节能改造、灵活性改造、燃料改造、热电解耦等转型工作。在西部地区重点建设煤电+风光水多能互补基地，充分发挥煤电的灵活支撑作用，探索火水风光多能深度融合发展新模式；在东部地区重点建设以清洁高效煤电为基础的综合能源项目，发挥“煤电+”耦合生物质和处置城市废弃物的协同效用。
建立煤电规划建设双向风险预警机制。统筹“严控煤电”与“根据发展需要合理建设先进煤电”的关系，从满足区域电力供应和碳约束出发，充分考虑不同区域新型电力系统中煤电的功能属性，制定煤电建设预警标准，合理把控煤电新增规模，提升区域电力系统气候韧性和能源绿色低碳转型的可持续性。
2.大力推进火电低碳发展关键技术攻关，为火电转型持续注入新动能
加大火电转型关键技术研发投入，助力火电掌握灵活适配转型主动权。重点研发新一代超高参数和超临界二氧化碳等先进煤电技术，集中攻关高温部件设备制造和发电系统集成优化等关键技术，从关键设备的开发和生产制造到辅助系统优化的全环节技术升级实现供电效率的逐级提升，并优先开展完成突破的先进发电技术工程示范及验证；以突破煤电数字化智能化关键技术为基础，加强智能灵活发电技术创新，使得机组具备数字化、自学习、自适应、互动化特征显著的智能发电能力，进一步提升机组深度调峰和快速变负荷能力，以适配智能电网的一体化智慧运行。
加快发展以清洁高效煤电为基础的多能融合发电技术，提前布局新型电力系统所需的基础电力多元服务（例如配套部署火电与新能源一体化、储能、制氢、热泵等），赋予火电在“冷、热、汽、气、水、电”综合能源服务、一体化调峰、低碳发电等方面更多的技术属性和应用场景。
重点攻关新一代高效低能耗CCUS技术并加强示范应用，提高碳捕集系统的经济性，形成火电机组CCUS项目集群的合理区域布局；突破CCUS与新型发电系统耦合集成技术，加速CCUS规模化推广应用与合理区域布局，融合火电机组碳捕集、燃煤机组耦合生物质发电、可再生能源电解水制氢、甲烷/甲醇/氨制取等技术，构建综合能源生产单元。
健全火电低碳发展技术创新协同机制，加强原创性和颠覆性技术创新，大幅提升科技攻关体系化能力。聚焦高效、灵活、智能、低碳重点方向，加强前沿理论探索，加快培育颠覆性技术。结合重大基础理论相关机理基础研究的最新突破和技术工程示范进程，做好火电低碳发展技术前瞻，建立颠覆性技术的识别、预测和评估机制，定期更新火电低碳发展前沿理论和颠覆性技术清单。
3.完善市场机制，理顺煤、电、碳市场价格，激励煤电低碳转型
强化电能量市场、辅助服务市场和容量市场的有机衔接和协同发展，以合理的价格激励机制引导煤电低碳转型。加快推进全国统一电力市场的建设，通过实时电价真实反映出电力商品在时间和空间上的供需关系，调动火电适配高比例新能源系统运行、参与安全保供和提供灵活性服务的积极性。现货电能量价格随着供用电形势的时段性变化而出现波动，引导短时发用电资源配置，回收火电机组的运行成本，淘汰部分高成本落后煤电机组，抑制不合理的新建煤电机组需求；辅助服务价格补偿火电机组的灵活调节成本，通过合理分摊电价引导煤电灵活性改造，使得系统能够在更加经济的情况下保持运行的安全性和可靠性；通过容量价格兑现火电机组的安全保供价值，激发火电企业在供电紧张时的发电积极性，确保短期的保供容量供给和长期的可靠容量投资建设。
理顺煤炭、电力和碳市场价格机制，保障煤电生存与发展。对完全市场化的燃料市场加强宏观调控与监管，辅以多年中长期交易对冲成本风险，避免煤炭供产不畅的“买不到煤”和燃料价格大幅上涨的“买不起煤”状况，并逐步放宽煤电限价浮动范围。理顺市场各环节价格机制，实现煤价与电价“基准对基准、区间对区间”的“煤电联动”，真正通过能源市场供需衔接机制实现“煤电联动”，避免对国有资本经营预算注资支持煤电企业纾困这样的非市场方式形成依赖。强化碳-电力市场协同，近期，通过合理碳价增加高排放强度煤电的边际成本，淘汰落后机组，将碳配额发放方式由免费发放向拍卖分配过渡，通过扩大拍卖比例和价格稳定机制激发碳交易市场活力；远期，实现碳-电价格的有效传导，鼓励低碳减排技术应用和吸引低碳投资，引导煤电转型，并逐步提升CCUS和BECCS等脱碳技术的商业可行性，撬动二氧化碳循环利用产业发展。
4.建立火电转型财政金融联合支撑体系，为火电行业低碳发展提供资金保障
加大对火电保供企业的财政金融支持力度。建立常态化的保供财政机制，减轻电力市场建设转轨期火电保供企业的经营压力，改善现金流状况，使火电企业具备低碳转型的投融资资格；引导金融机构对火电保供企业提供信贷支持，保障企业的合理融资需求，纾解企业资金压力。
加快构建支撑火电行业高质量发展的转型金融体系。设立国家低碳转型基金为转型提供基础支撑，充分发挥国家级基金的绿色低碳引导作用，推动华北及华东等火电重点布局区域政府投资基金的建立与发展；吸引更多社会资本流入以持续扩大转型金融市场规模，长期可利用碳排放配额有偿拍卖收入为低碳转型基金提供稳定资金来源；将火电行业重点纳入转型金融分类目录，创新促进火电可持续发展的转型金融产品，并通过定价倾斜和贷款贴息等配套激励机制鼓励银行投资；加大对火电可持续发展关键技术的金融支持力度，推动火电企业扩展新能源业务和综合能源服务，以多能融合方式推进低碳转型；建立完善的信息披露和监管机制，保障转型金融在火电行业的落地实施效果。
