为煤电披上“绿装”，是能源转型的重要一环。国家发展改革委、国家能源局近日发布《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，明确到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。这意味着我国在建成全球最大清洁煤电供应体系后，将推动煤电持续向绿。

　　基于富煤贫油少气的基本国情，我国逐步形成了以煤电为主体的电力体系。在支撑经济发展的同时，煤电也带来了生态环境问题。“双碳”目标下，我们必须推动能源绿色低碳发展，逐步摆脱对化石能源的依赖。考虑到新能源电力的不稳定性，以及新型储能技术较高的成本，在相当长一段时间内，电力系统仍离不开煤电保驾护航。因此，加快煤电绿色低碳转型，是支撑实现碳达峰碳中和目标的现实选择。

　　为推动煤电行业高效清洁发展，2014年以来我国大力推进煤电企业实施超低排放和节能改造，引导新建燃煤机组污染物排放基本达到或接近燃气轮机排放限值。经过持续改造，煤电行业二氧化硫、氮氧化物、烟尘年排放量大幅下降，供电标准煤耗也呈现明显下降趋势，达到世界先进水平。到2023年底，我国95%以上煤电机组实现了超低排放。老百姓的实际感受就是，天更蓝了，空气更好了。

　　虽然现役煤电机组大气污染物排放已普遍达到天然气发电水平，但是碳排放高的问题一直未能有效解决。我国能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中的占比又超过50%，且绝大部分来源于煤电。长期以来，我国主要通过降低单位发电煤耗的办法来减少碳排放，随着煤电机组能效水平越来越高，仅靠这一办法实现持续降碳的难度越来越大。要想如期实现“双碳”目标，必须借助源端减碳、末端固碳等技术方式，加快煤电低碳化改造。

　　煤电低碳化改造要达到什么效果？根据《行动方案》，到2027年，相关项目度电碳排放接近天然气发电机组碳排放水平。之所以选择对标气电机组，是因为天然气发电是国际公认的清洁能源，也是近年来欧美发达经济体的支撑性电源和煤电替代电源，其碳排放仅为煤电的一半。由于我国天然气对外依存度较高，天然气发电并未成为主流，其发电量占比仅为3.2%。若能通过低碳改造大幅降低煤电碳排放，就相当于在短时间内新建了大量气电机组，可在保障能源安全的同时，有效缓解碳达峰压力。

　　煤电低碳化改造如何实现？目前有三种相对成熟的路线：一是生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电。二是绿氨掺烧，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电。三是碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。近年来，我国积极推进上述技术验证，已具备规模化示范基础。

　　面对诸多技术路线，企业如何选择？关键在于因地制宜。实施生物质掺烧项目，所在地应具备长期稳定可获得的农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源。绿氨掺烧方面，所在地应具备可靠的绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。实施碳捕集利用与封存的项目，所在地及周边应具备二氧化碳资源化利用场景，或具有长期稳定地质封存条件。

　　需要注意的是，无论应用哪种技术路线，都不能大幅增加企业经营压力。近年来，受多重因素影响，煤电企业大面积亏损，财务状况不佳。如果进一步抬高企业负担，很有可能会影响煤电企业可持续发展和电力安全稳定供应。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，有关部门应从资金支持、政策支撑、优化调度、技术创新等多方面为项目建设提供支持，提升长期运行收益，有效激发煤电低碳化改造建设积极性。