中国电力企业联合会（以下简称中电联）近日发布的《电力行业年度发展报告（2025）》（以下简称《报告》）中的一组数据，呈现了全国火电（包括煤、石油、天然气）二氧化碳排放强度的上升趋势。
2024年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为302.4 克/千瓦时，同比增加0.51克/千瓦时。而全国单位火电发电量二氧化碳排放量为823克/千瓦时，同比提高0.24%。
在我国能源领域碳排放中，50%来源于煤电。根据《报告》，煤电的深度调峰导致全国火电的碳排放强度进一步升高。
《报告》指出，随着新能源渗透率不断提高，我国煤电机组面临着更高的保供和调频调峰要求，煤电运行条件也已经发生深刻变化，急需通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。
煤电低碳化改造建设是支撑实现碳达峰碳中和目标的必然选择。在“双碳”目标引领下，煤电行业正加快推进节能改造，积极探索多元化低碳转型路径。
据悉，老旧机组运行中的问题主要集中在设备老化、能效底下、灵活调节能力低等方面，这些问题也是增加度电碳排放的原因。因此，在源头减碳措施中，老旧机组改造是关键技术路径之一。
例如，煤电企业都在推动老旧机组升级改造。哈尔滨市某电厂就通过煤电跨代升级改造，供电煤耗指标从改造前的323克/千瓦时降低至278克/千瓦时。
中电联规划发展部主任张琳告诉本报记者：“‘十五五’期间，将有一批老旧机组寿命期满（指发电许可证到期），面临延寿改造。初步统计，‘十五五’期间投运达到及超过30年、单机容量20万千瓦及以上的煤电机组共290台，总容量为9819万千瓦。”
据悉，美国、日本等国家煤电机组服役时间普遍超过30年，欧洲有部分机组已服役60年。张琳建议，为保障国家能源资源高效节约利用、推动能源电力转型发展，我国还需要完善市场机制，确保延寿改造具备合理的投资回收期。
还有电厂通过建设先进产能减少煤电调峰的碳排放。内蒙古自治区一家火电企业工作人员告诉记者，该电厂通过建设超临界机组，碳排放大幅下降。
“100万超超临界机组煤耗280g/kwh左右，如果是二次再热机组煤耗会更低，而亚临界机组的每千瓦时电的煤耗大多在300多。”上述工作人员表示。
《报告》指出，长期以来，我国积极实施煤电节能改造。“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前3年全国平均供电煤耗分别下降37.0/千瓦时、17.6/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平正在逐步降低。
湖北省襄阳市某电厂采用气化耦合技术进行生物质掺烧，据公司相关工作人员介绍，生物质掺烧发电项目年可消纳农林废弃物5万吨，年节约标煤1.8万吨，减少二氧化碳排放量5万吨。
泰州50万吨/年CCUS项目在2023年就已顺利通过满负荷试运，每吨二氧化碳捕集热耗小于2.4吉焦、电耗小于90千瓦时，二氧化碳捕集率大于90%，产出干基二氧化碳纯度大于99.99%，各项指标均处于行业领先水平。
可以说，煤电机组燃料掺烧技术（如生物质/氨/氢）已成为源头减碳的重要路径之一；而在末端减碳方面，CCUS技术的示范应用为煤电行业低碳转型提供了关键的技术储备和商业化探索方向。
去年6月，国家发展改革委和国家能源局印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）提出，煤电要对标天然气发电机组碳排放水平，通过生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存3种方式，推动煤电低碳化改造建设。
针对现阶段煤电低碳化改造建设项目运行成本较高的特点，《行动方案》在多方面给予了支持。
例如，通过超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持；鼓励探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对项目运行给予阶段性支持，同时鼓励项目实施主体通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。《报告》指出，《行动方案》有激发了煤电低碳化改造建设的积极性。
《报告》根据未来电力电量平衡分析预测，预计到2030年，煤电装机容量将控制在16.1亿千瓦左右，“十五五”期间净新增煤电装机预计约3亿千瓦；为避免碳排放反弹，预计“十五五”与“十六五”时期煤电低碳化改造规模分别达到3000万千瓦、1.5 亿千瓦。到“十六五”时期，煤电年均可提供零碳电量500亿千瓦时。
根据《报告》，预计2025年全年，我国新增新能源发电装机有望达到4亿千瓦左右。 “十五五”时期，为确保2030年非化续较快石能源消费比重达到25%、努力实现单位GDP碳排放比2005年下降65%，风电和光伏发电还将保持高速发展态势。能源大规模接入致使系统消纳压力不断加大，火电机组面临更高的保供和调频调峰要求。
不少业内人士认为，未来，煤电不仅要提供发电量，更多的要提高自身保供与减碳的平衡能力。煤电企业经营面临压力。
目前，我国于2024年开始执行的容量电价，通过固定成本回收机制缓解了煤电企业因利用小时下降导致的经营压力，推动煤电机组向“兜底调节”功能转型。
《报告》初步统计，2024年，全国煤电机组容量电费950亿元，折度电容量电价为2.07分/千瓦时，平均煤电机组回收固定成本为92元/千瓦·年。煤电企业经营状况保持稳中有升，五大发电集团煤电业务利润总额为482亿元，其他13家大型发电企业煤电业务利润总额为143亿元。
“容量电价将煤电企业收益与发电容量挂钩，引导煤电向‘基础保障性和系统调节性’电源转变，有效弥补风电、光伏等新能源的波动性、间歇性短板，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源装机规模增长和发电装机绿色低碳转型具有重要意义。”中电联规划发展部副主任韩放分析道。
未来，在能源转型不断加快下，韩放指出，我国需研究在2026年进一步提高容量成本回收比例，为煤电低碳转型“托底”。同时，为确保能源供应安全，促进新能源发展，她建议，要减轻煤电企业经营压力，包括在政策方面，明确跨省跨区送电机组的容量电费分摊方式，明确热电联产机组因民生供热导致出力受限的相应政策，研究以试点的形式推动容量市场建设等。