碳中和背景下我国火电行业低碳发展展望

袁家海 苗若兰 张健

随着气候风险不断加剧，全球各国纷纷出台相关政策以积极应对气候变化问题，推动碳中和成为一个全球性目标。我国作为温室气体排放大国，于2020年正式提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。我国提出“双碳”目标将对全球气候治理工作起到十分重要的推动作用。党的二十大报告中明确提出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。

实现碳达峰碳中和，能源是主战场，电力是主力军。我国资源禀赋特性偏重于以煤炭为主的化石能源，在电力供给侧，以煤电为代表的火电一直占据主导地位。火电碳排放将很大程度上决定我国电力行业碳达峰碳中和进程，因此，火电低碳转型成为电力系统乃至能源系统低碳转型的重点。“十三五”以来，我国积极推进电力清洁低碳转型，可再生能源发电占比不断提升，火电的主导定位开始逐渐转变，煤电也由高速发展向高质量发展转变。随着集中式和分布式新能源发电大规模并网，源、荷两端不确定性持续攀升，电力系统稳定运行面临的挑战不断增多，火电托底保供、系统调节和战略备用等功能的重要性进一步凸显[1]。

火电是一种成熟且经济的发电方式，但在碳中和目标下，火电行业受发展前景不明朗、市场机制不顺畅、关键技术储备不足和资金支撑不到位等多方面影响，面临着生存压力大、发展阻力大、转型难度大的困局。通过政策衔接、技术驱动和机制创新协同发力，解决好火电行业低碳发展中的关键问题，正确引导火电行业低碳转型，是平稳构建新型能源体系和落实碳中和目标的关键[2]。本文从技术、市场和政策等多方面分析我国火电行业发展现状，深入挖掘火电行业低碳发展面临的问题与挑战，并提出火电行业低碳转型的基本思路与主要举措。

一、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，建成了全球最大的清洁高效煤电供应体系[3]。截至2022年7月，全国发电装机容量24.6亿千瓦，其中火电装机容量为13.1亿千瓦，占比53.3%。煤电装机11.1亿千瓦，占发电总装机的45.1%，是我国最主要的电源类型，贡献了60%的发电量和70%的尖峰出力保障。天然气发电是重要的灵活调节电源，装机规模1.1亿千瓦，仅占总装机的4.5%。生物质发电作为“零碳”火电，装机规模3967万千瓦，占总装机的1.6%[4]。

煤电机组结构优化升级，节能降耗减排持续推进。我国完全自主国产化的超超临界煤电机组发电技术处于全球领先水平，平均供电煤耗低至270克标准煤/千瓦时。“十三五”以来，大容量、高参数的先进煤电机组快速部署，在役装机中300MW级及以上机组占比超过85%[5]。我国执行比欧美国家更加严格的超低排放标准，超低排放煤电机组超过10亿千瓦，排放的烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物不到全社会总量的10%，为全社会节能减排工作做出巨大贡献。煤电节能改造规模近9亿千瓦，平均供电煤耗降至302.5克标准煤/千瓦时，但近6亿千瓦规模的亚临界煤电机组平均供电煤耗高达329.8克标准煤/千瓦时，仍有很大的节能降碳空间[6]。

火电行业能效水平的提升未能扭转发电量刚性增长所导致的碳排放增加。2021年煤电发电量较2015年增加了11449亿千瓦时，尽管平均供电煤耗同比下降了13.9克标准煤/千瓦时，但火电碳排放总量仍增加了11.5亿吨，低碳转型任务艰巨、形势紧迫。

二、我国火电行业低碳发展面临的问题和挑战

（一）安全保供、有序减排、盈利生存等多重矛盾交织，火电发展前景不明朗

在“双碳”目标和电力安全约束下，煤电将由提供电力和电量的主体电源，逐步转向提供可靠容量、灵活性服务和供热服务的综合型基础电源。虽然转型大方向明确，但煤电分阶段定位、发展目标和技术路线等仍不清晰，叠加新能源竞争优势扩大、碳政策收紧和上网电价市场化不充分等因素，加剧了火电企业面临的预期收益不确定、投资回报率下滑和融资难度加大的困境。

自2016年火电经营亏损初见苗头，火电盈利生存问题已成为我国电力系统结构性改革和市场化探索过程中的“老大难”问题。火电盈利生存难主要是煤电长期“顶牛”、新能源消纳压力加大和煤电功能角色持续转变而价值补偿机制单一等综合因素造成的。

随着用电负荷季节性和时段性尖峰化特征越发明显，以及波动性新能源规模持续扩张，电力系统实时平衡的压力越来越大，火电的保供功能愈发凸显。然而作为碳减排的主要对象，火电势必要进入控量和减量阶段，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负担。

（二）电力市场建设完备程度不足，火电低碳转型进程受阻

我国电力市场正处于计划体制到市场机制的转轨阶段，电价疏导机制不畅，煤电的“基准+浮动”电价难以真实反映不同时段和不同节点的电力供应价值。尤其是煤价大幅上涨时，煤电电价并不能将燃料成本有效疏导，致使煤电企业经营压力加重。据中电联统计，2021年8月以来煤价持续走高，大型发电集团煤电整体亏损，2021年全年累计亏损面达到80%左右。尽管自2021年10月以来，国家扩大了市场交易电价上下浮动范围，燃煤发电平均上网电价有所提升，但亏损面仍在60%左右。

当前电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场间缺乏有机衔接。电能量市场现货交易与中长期交易价格长期偏低，影响燃料成本回收；调峰费用由发电侧分摊，未传导到用电侧，难以完整体现火电机组的灵活调节服务价值；缺少容量市场机制，电力紧张时常规的现货电能量价格无法弥补火电的顶峰成本，使得火电企业缺乏提供可靠容量的积极性。

现行市场机制对不同火电机组功能定位调整的引导作用有限。市场“前景堪忧”的状况将不可避免地导致近期火电发电意愿、投资意愿“双降”。发电企业普遍收缩火电业务，灵活性改造进展缓慢，难以满足新型电力系统对灵活性电源和支撑性容量的需求。

（三）绿色低碳关键技术储备深度不足，难以支撑火电转型需求

由于长期严重亏损、远期发展前景不被看好，长期缺乏系统性技术研发创新投入，导致更高效率灵活低碳火电关键技术储备不足，极大限制了火电行业的发展后劲。例如，亚临界机组的600℃升温、低负荷和延寿的综合升级改造技术、低成本超低排放循环流化床锅炉发电技术、燃气轮机自主国产化、新型高温高压耐腐蚀材料研发、高参数燃煤发电技术辅助系统优化及关键设备制造等自主技术储备不足，不利于我国火电综合性能的进一步提升；老旧机组延寿备用尚未建立关键部件状态诊断、监测与寿命管理技术体系，无法进行临近设计寿命的机组综合评估，延缓了示范及验证工程进展；以火电为中心的综合能源基地示范项目已多点开花、初具规模，但是火电与其他能源技术耦合方式单一、智能分散控制系统不完善、电厂设备与管理智慧数字化水平不高等问题，限制了绿色低碳的综合能源智慧单元的推广应用。

碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是火电实现深度脱碳的必然选择。CCUS技术不仅是大幅减少化石燃料碳排放的有效解决方案，更是支撑能源安全和经济发展的战略性技术。火电行业大规模应用CCUS技术，能够实现未来30年内减少百亿吨碳排放，同时避免减碳压力下煤电快速退出带来的电力系统安全风险。但CCUS技术仍面临诸多难题，一是技术成熟度不高，碳捕集过程热耗和电耗较高导致整体能耗增加10%—20%，再加上额外的运维成本，发电成本增幅在50%—100%；二是技术路线单一，当前推进示范的项目主要是燃烧后碳捕集技术路径；三是碳利用与封存的产业链成熟度较低，二氧化碳驱油驱气、资源化利用以及合成能源等商业化应用远未成熟。

（四）低碳转型金融支持力度不足，火电转型资金缺口巨大

受市场回报率下降、竞争力减弱、燃料成本持续高位和保供压力加大等多种因素叠加影响，近年来我国火电业务持续亏损，火电企业经营陷入困境。2021年煤电板块大幅增亏，导致55%的煤电企业资产负债率超80%，25%的企业资不抵债，面临信用评级危机。而金融机构信贷管控措施严格，对经营亏损、负债率高和信誉评级低的企业融资意愿下降，“不贷、抽贷、断贷、压贷”成为常态。

火电低碳转型资金需求巨大，有研究估算在5-12万亿元。然而有研究表明我国煤电企业在持续经营压力下贷款违约率在10年内或会上升至20%以上。面对巨大的资金缺口，火电企业将面临更为严峻的融资渠道不畅和融资成本高的挑战，难以获得充足的转型融资。融资难反过来会限制火电转型升级进程，形成“企业亏损、融资减少、转型减缓、亏损扩大、融资减少”的恶性循环，直至企业资金链断裂，最终关停破产。这一恶性循环会增加财政负担和金融“坏账”风险，还将极大影响电力供应安全。

三、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

火电行业低碳发展是一项长期性和综合性的系统工程，需要统筹好“发展和减排”“整体和局部”“长远目标和短期目标”“政府和市场”的关系。碳中和背景下，要秉持安全保供、有序减排、技术驱动、远近结合的原则，保生存、促转型、稳发展，推动火电行业实现科学有序转型和低碳可持续发展。

煤电要由主体电源逐步转变为基础保障性和灵活调节性并重的多功能电源，通过节能降碳改造、低碳燃料掺烧和耦合碳捕获设备深挖低碳潜力，同时做好新建机组布局、到期机组处置和未来容量有序清退等工作，发挥好统筹安全与低碳的“奠基石”作用。天然气发电受气源、气价和核心技术的限制，难以发展为主导型电源，主要作为调节性电源为高比例可再生能源电力系统提供快速爬坡和灵活启停服务，发挥好能源低碳转型的“桥梁”作用。生物质发电受燃料供应的制约较大，要统筹电、热和绿色燃料需求，有机耦合煤电和碳捕集技术，为碳中和目标发挥负碳兜底作用。

2021—2030年，适当增加煤电安全供应容量，推进煤电灵活性深度改造，整体最小出力水平降至30%以下，并将在此期间半数到期退役机组转为应急备用机组，以提升电力系统的安全保障能力和新能源消纳能力；在气源保障能力范围内加快调峰气电部署，发挥其快速爬坡和启停的灵活调节优势；生物质发电要试验与煤炭掺烧和CCUS改造，为深度减碳提供技术储备；重点发展以先进火电技术为核心的风光水火储一体化项目以及多能联供综合能源系统，探索火电转型的多元路径。

2031-2050年，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。气电发挥灵活调节优势，容量增加至2—2.5亿千瓦的峰值，采取掺氢和加装碳捕获装置的方式进一步降低碳排放；生物质耦合碳捕获和封存（BECCS）技术进入大规模商业化部署阶段，提供宝贵的负碳能力。

2050年后，根据碳中和目标对电力行业深度脱碳的需求和新型电力系统安全特性，保留合理规模的煤电CCUS改造机组、BECCS改造机组和战略备用机组，结合调节性气电CCUS改造机组，弥补可再生能源的“气候脆弱性”，保障碳中和目标下新型电力系统的安全稳定运行，同时为全国实现2060年前碳中和奠定基础。

（二）主要举措

1.出台火电行业中长期低碳发展指导意见，引导与预警结合，更好发挥有为政府的规划引领作用。

一是制定关于中长期火电低碳转型和有序退出的指导意见，为火电行业低碳发展明确阶段目标与实施路径，为火电行业长期转型发展定目标、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转型的发展导向，统筹“严控煤电项目”与“根据发展需要合理建设先进煤电”的要求，充分考虑不同区域新型电力系统中煤电的功能属性，明确中长期全国及各区域的煤电发展方向。

二是完善煤电规划建设风险预警机制，从区域电力供应能力和气候韧性出发，合理把控煤电新增规模。根据区域煤电定位引导传统火电企业优先应用成熟适用的改造技术，采取“因机制宜”的方式稳妥有序推进节能改造、灵活性改造、燃料改造和热电解耦等技术改造工作，增强企业转型动力。

2.理顺煤、电、碳市场价格机制，发挥好有效市场的决定性作用。

一是疏导火电发电成本，保障煤电生存与发展。一方面，对完全市场化的燃料市场要加强宏观调控与监管，发挥好多年中长期交易对冲成本风险的优势，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，逐步放宽煤电限价浮动范围。另一方面，进一步扩大工商业用电的市场化程度，逐步理顺发用电价格传导机制，培育能源成本疏导能力。从市场内部理顺各环节价格机制，从外部加强监管，实现煤价与电价“基准对基准、区间对区间”，通过能源市场供需衔接机制实现“煤电联动”，避免依赖通过国有资本经营预算注资支持煤电企业纾困的非市场手段。

二是加快完善电力市场机制，加速煤电转型。以合理的电价激励火电主动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，通过市场来发现煤电的合理规模。发挥现货分时电价和辅助服务价格的联合作用，淘汰部分高成本落后煤电机组，使剩余健康煤电机组可以提供安全保障服务和灵活调节服务，并从中获得长期稳定收益。此外，要因地制宜、因时制宜建立发电容量成本回收机制，促进中长期煤电机组更多地开发其电力服务价值。

三是在电力市场和碳市场建设逐步完善的基础上，强化碳市场与电力市场的衔接协同，实现碳-电价格的有效传导。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，丰富交易品种和交易方式；利用合理碳价引导高碳煤电退出或改造，并通过市场机制将碳-电成本有效传导到下游产业；加速实现CCUS和BECCS等脱碳技术的商业化运作，利用逐步提升的经济回报吸引低碳资金进入市场，形成促进火电可持续发展的良性机制。

3.大力推进火电可持续发展关键技术攻关，为火电转型持续注入新动能。

一是健全火电行业低碳发展技术创新协同机制，大幅提升科技攻关体系化能力。加大火电转型关键技术的研发投入，建立跨领域、跨学科的创新联合体和技术研发平台，加强产学研一体化深度融合，形成协同攻关合力，从高效、灵活、低碳、多能融合四方面统筹协调火电转型技术的创新方向、研发示范和推广应用。

二是重点攻关新一代超高参数和新型高效低碳循环燃煤发电技术。加快实现700℃等级超超临界燃煤发电技术、二次再热循环流化床发电技术、先进煤气化联合循环发电关键技术和煤电耦合生物质高效发电技术等的突破，从关键设备开发、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，助力火电掌握灵活适配转型的主动权。

三是加快发展智能灵活发电技术，适应新型电力系统发展需要。通过开发锅炉与汽轮机快速响应、锅炉辅助设备灵活性改造等技术实现煤电机组深度调峰（纯凝机组20%-100%额定容量）和快速变负荷（速率达到5%额定容量/分钟）；加强智能传感、数字孪生、云计算和物联网等多方面智能控制技术的研发应用，加快突破煤电基础网络安全和电源设备防护水平关键技术，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，以适配智能电网的一体化智慧运行。

四是打造以清洁高效的火电机组为基础的能源综合利用技术体系。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，提前布局新型电力系统所需的负碳电力产业链和基础电力多元服务。

五是重点攻关研发新一代高效、低能耗的二氧化碳捕集技术和装置，提高碳捕集系统的经济性；开展百万吨级CCUS示范工程技术评估和筛选，建成百万吨级燃烧后CCUS全流程示范工程；突破碳捕集转化利用系统与各种新型发电系统耦合集成技术；力争于2030年左右实现CCUS全流程技术规模化推广应用，形成火电机组CCUS项目集群的合理区域布局；引导民营企业和社会资本投入，实现火电机组CCUS技术的广泛部署和新业态培育。

4.建立火电转型财政金融支撑体系，保障火电转型平稳可持续。

一是建立保供财政机制，缓解近期火电企业保供压力。通过保供资金缓解火电企业成本压力，改善企业现金流状况，使火电企业具备低碳转型的绿色投融资资格；对承担安全保供的火电企业实施增值税留抵退税政策，通过专项金融减轻企业在安全保供时期的经营负担，鼓励和引导金融机构保障煤电企业的合理融资需求。

二是加快构建转型金融体系，解决火电转型的巨大资金需求，推动火电企业低碳转型。一方面，加快设立国家低碳转型基金为转型提供基础支撑，充分发挥国家级绿色发展基金的转型引导作用，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；另一方面，将火电行业重点纳入转型金融分类目录，创新转型金融产品，并通过税收减免和贷款贴息等配套激励机制鼓励银行投资。此外应建立完善的信息披露及监管机制，保障转型金融在火电行业的落地实施效果。

三是完善财政金融立体支撑体系，保障火电企业低碳可持续发展。随着全国碳市场机制进一步成熟，可利用碳排放配额有偿拍卖收入为绿色发展基金提供稳定资金来源；加大绿色金融对低碳和零碳技术的支持，开发多样性绿色金融产品，支持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；不断深化和完善绿色金融与转型金融体系建设，逐步形成全方位公正转型政策体系，全面覆盖火电行业的低碳可持续发展需求。