“双碳”目标下，煤电低碳化改造是一道必答题。近段时间，国家能源集团天津盘山电厂延寿改造项目引发关注。通过升级改造，两台俄制超临界机组变身为国产高效超超临界机组，不仅机组寿命延长了30年，且供电煤耗大幅降低，供热能力显著增强。相比新建煤电机组，对老旧机组延寿升级改造更为经济高效，这为我国煤电低碳化发展提供了新思路，也让我们看到了煤电绿色发展的巨大潜力。

　　煤电作为我国电力供应的主体，其地位短期内难以撼动。尽管新能源装机规模已超煤电，但煤电在发电量、电网高峰负荷支撑及供热任务上，仍发挥着不可替代的作用。然而，煤电也是我国碳排放的主要来源。我国要实现碳中和、保障能源安全，必须加大资金投入、创新技术，啃下煤电低碳化改造这块硬骨头。

　　今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，把煤电升级改造推向了新高度。煤电企业通过低碳化改造，履行碳排放合约，将由以前的“选修课”变成不得不做好的“必修课”。根据行动方案，煤电低碳化改造分为三大路径：前两大路径是生物质掺烧和绿氨掺烧，即让煤电机组从原来只吃煤炭一种“主粮”，转为补充一定比例的可再生燃料“杂粮”，优化“饮食”结构。另一大路径是碳捕集利用与封存，即借用附加技术装置，将煤炭燃烧产生的二氧化碳捕捉起来，并加以工业化转化利用或埋入地下。三味“药方”无一例外都是借助煤电之外的力量进行转型。

　　中长期看，以上三大路径将是我国煤电深度脱碳的主要路径，但短期内这些外部技术尚存明显短板，更多是起到引领示范作用，难以大规模铺开。

　　生物质掺烧需要大量生物质燃料，但目前我国农业秸秆等资源有限，难以满足大规模煤电掺烧需求。即使通过发展超级能源植物等方式增加生物质燃料供应量，也需较长时间建立完整产业链。相当长时期内，在我国火电厂掺烧生物质强劲需求下，生物质燃料供求都将面临“僧多粥少”的局面。此外，生物质燃料价格较高，对高能耗电厂来说，成本负担较重。

　　绿氨掺烧则面临价格高、运输安全以及数量有限等问题。在我国大多数地区，目前绿氨很难与生物质燃料竞争。在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地区，新能源资源富集，生物质资源匮乏，绿氨掺烧具备一定可行性，但其全流程经济性和运行风险仍需进行深入分析和评估。

　　碳捕集利用与封存技术（CCUS）同样挑战重重。CCUS一般需要增加20%甚至更多的能耗，且封存成本甚至可能超过煤价本身。此外，每年发电用煤的二氧化碳排放量巨大，如何将这些二氧化碳封存到地下，是一个难以想象的任务。在利用方面，我国工业及民用二氧化碳消耗量非常有限，相对全国煤电碳排放量而言是杯水车薪。

　　面对现阶段外部低碳化改造路线的局限性，煤电行业仍需从内部挖潜，通过“内修”实现低碳化发展。实践证明，煤电机组通过大幅提效和深度调峰等技术改造，能够显著降低单位煤耗，从而减少碳排放，降低燃料成本并增加深调收入，从而为下一步全面推广应用可再生燃料和CCUS创造良好基础条件。

　　以盘山电厂为例，该厂通过延寿升级改造，使机组供电煤耗降低了14%，供热能力提高了两倍以上，实现了经济效益、社会效益和环境效益的有机结合。再如华润徐州电厂，通过综合升级改造，使亚临界机组达到了超超临界机组能效水平，并具备长期深度调峰能力。

　　近年来，为推动煤炭清洁高效利用，我国高度重视煤电节能降耗改造工作，全国平均供电煤耗持续下降。从技术角度看，通过内部技术升级降低煤电机组煤耗仍有较大空间，不容忽视。单就煤耗最高的亚临界机组而言，其规模约占煤电总装机容量的三分之一。若能通过技术改造大幅提升其运行效率，将有效缓解煤电行业低碳化改造压力。

　　煤电低碳化改造是实现“双碳”目标的关键举措。对于现有煤电机组升级改造，要通过技术创新和迭代升级，向更大幅度的节能目标冲击。主管部门可通过制定相关政策和标准，提供资金支持和税收优惠等措施，鼓励煤电企业继续攀登节能高峰，在“内修”过关的基础上，合理有序推进“外补”，最终实现煤电机组深度脱碳。