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上證報中國證券網訊（記者 劉雪）“低碳化改造已經不再是煤電企業的選修課，而是不得不做好的必修課。這項工作時間緊迫、勢在必行。”中國電力企業聯合會專家委員會首席專家、中國能源研究會理事陳宗法近日接受記者采訪時感慨。
2023年，我國煤電發電量占總發電量的57.9%。但煤電能否行穩致遠，能否部分存續到碳中和階段，持續發揮“保供應、促消納、穩系統”的作用，關鍵取決于煤電自身能否實現清潔低碳轉型。
今年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》提出，到2025年，首批煤電低碳化改造建設項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電機組碳排放水平。
下一步，如何讓《行動方案》確定的目標按期實現？陳宗法認為，多年來煤電企業升級改造的實踐證明，只有政策上到位、技術上可行、經濟上合算，才能落到實處。煤電低碳化改造建設也不例外，而且其難度更大、代價更高。建議國家、企業、市場、社會吸取過去煤電升級改造的經驗教訓，協同發力、綜合施策，有效推進煤電低碳化改造建設，為2030年后開啟碳中和新階段提供低碳技術支持、推廣成果應用。
“三個一點”原則
在國家層面，陳宗法建議進一步細化煤電低碳化改造建設的支持政策，增強政策的有效性，足以調動滿足條件的實施主體甚至社會資本的積極性。
“資金投入是頭等大事。”陳宗法建議本著“政府補貼一點，企業承擔一點，電價疏導一點”的原則予以解決。
首先，政府補貼一點。建議政府部門可以通過發行超長期特別國債、綠色低碳政府債券、國有資本經營預算、各級政府財政補助等渠道設立“煤電低碳化改造建設專項補助資金”，專款專用，并加強項目統計評估、審計監督。
其次，企業承擔一點。盡管煤電企業扭虧為盈時間不長，家底不厚，但承擔煤電低碳化改造建設責無旁貸，必須從企業積累、技改投資、銀行貸款、債券融資中安排資金推進示范項目，建議國資管理部門將其納入“三新投入”（科技創新、產業煥新、設備更新），并對其給予考核加分和利潤加回。當然，保持煤電企業持續盈利是最有效的解決辦法。
最后，電價疏導一點。考慮到煤電已全電量競價，已無法采取價外加價方式解決，建議有關部門根據生物質摻燒、綠氨摻燒以及碳捕集利用與封存等三種路徑降碳的難易程度、投資大小、周期長短，適度提高煤電基準價，以激勵實施主體的積極性。
陳宗法介紹，2022年2月，國家將下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，但并沒有相應提高燃煤平均基準電價由0.38元/千瓦時增加到0.45元/千瓦時。即使在原基準電價的基礎上上浮20%，也抵不過煤炭價格的大幅上漲，結果導致2021年到2022年煤電巨虧，2023年、2024年6月仍有50%、30%的虧損面。同時，建議國家根據煤電新的戰略定位以及“減量減容”的發展趨勢，對煤電企業的容量補償政策盡早到位，并逐步提高容量電價、輔助服務價格在煤電價格體系中的比重。
建設新型煤電 創造多維價值
從企業層面來看，陳宗法建議，企業要結合設備、資源、技術、場景以及經營、發展狀況綜合分析，研究提出煤電“三改聯動”（節能降耗改造、供熱改造、靈活性改造），特別是低碳化改造建設的可行性方案，建設新型煤電，增強多種功能，創造多維價值，實現可持續發展。
一是各發電集團及區域公司要高度重視，成立專班，精心組織，積極申報，篩選推動。根據《行動方案》提出的生物質摻燒、綠氨摻燒、CCUS等三種路徑，梳理分析存量煤機的數量、類型、分布、煤耗、能效、壽命、技術經濟性等基本情況，并緊密結合所在區域的資源稟賦，組織基層電廠抓緊申報切實可行的煤電低碳化改造建設項目。
二是要加大投入與技術創新，開展多技術路線比選，探索差異化的低碳化改造建設路徑。
陳宗法介紹，根據我國近年來的探索實踐以及專家評估，生物質摻燒技術相對成熟、成本優勢明顯，但涉及資源供應、收集半徑、選址難題。綠氨摻燒所在地應具備豐富的可再生能源資源及可靠穩定的綠氨來源，目前短期內成本高昂，有望在中遠期得到推廣應用。而CCUS采用化學法、吸附法、膜法等技術分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳，實施高效驅油、制備甲醇等資源化利用，或因地制宜實施地質封存，但存在能耗高、影響發電效率以及應用場景的限制。總體上講，這三種技術路線國內都有一些示范項目，技術經濟性都不夠成熟，且各有利弊，仍需要加強技術創新應用，抓好工程示范，繼續探索降碳效果大、技術經濟性好的單一或多種技術路線耦合的改造建設項目。
三是統籌兼顧、綜合平衡、科學決策，求得煤電企業多重目標與任務的最優解。各發電集團在制定煤電低碳化改造建設實施方案時，要與“三改聯動”進行有效對接，打造性能“媲美燃機”的新型煤電，統籌機組升級改造的低碳性、靈活性、安全性、技術性和經濟性目標，努力提升機組爬坡速率技術、增加機組啟停頻率技術，積極采用機組寬負荷高效新技術以及多種低碳發電技術，實現“發電、供熱、調峰、備用”的有機統一，發揮“保供應、促消納、穩系統”的作用。同時，要統籌完成煤電增量適度發展、存量升級改造、落后關停備用等多項任務，實現能源保供、清潔轉型、經濟發展、建設一流等多重目標的最優解。
完善碳價和電價傳導機制
從市場層面，陳宗法認為，各方要理性對待能源電力價格上漲，共同應對氣候變化。
首先，要完善碳價和電價傳導機制，構建電碳市場協同發展新模式。我國煤電電價上浮有限，上下浮動均不超過20%，導致碳價傳導空間受限。隨著全國碳市場配額逐步收緊、有償配額分配引入、碳價不斷提高，煤電碳排放成本將大幅上升，在現行煤電價格機制下難以實現有效傳導。據測算，在配額有償分配模式下，碳價漲至100元/噸后，碳排放成本將超過煤電基準價的20%。因此，要抓緊完善碳價和電價傳導機制，電力系統生產側碳成本要向下游傳導，通過市場競價傳導到市場化用戶，引導全社會節能降碳。
其次，要借鑒歐盟和國內試點碳市場經驗，建立基于配額的市場調節與儲備機制，避免因碳價劇烈波動給煤電企業帶來潛在風險。
第三，要探索建立煤電容量市場，完善輔助服務市場，深化中長期、現貨電能量市場，發展跨區跨省的省間交易市場，實現煤電的容量、電量、調節、環境等多維價值，保障煤電可持續發展。
