党的二十大和二十届三中全会提出，立足我国能源资源禀赋，健全煤炭清洁高效利用机制，加快规划建设新型能源体系，积极稳妥推进碳达峰、碳中和。近年来，我国积极推进煤电转型发展，持续提升煤炭清洁高效利用水平，为构建新型电力系统和新型能源体系、助力实现“双碳”目标奠定了坚实基础。

立足基本国情

煤电转型发展取得显著成效

长期以来，煤电是保障我国电力供应安全的主体电源。截至2023年底，我国煤电装机容量11.65亿千瓦，占发电装机总量的39.9%，首次降至40%以下。2023年，全口径煤电发电量5.38万亿千瓦时，占全口径总发电量的比重为57.9%。近年来，随着新能源的快速发展，煤电装机、发电量比重均有所下降，但仍然是保障电力供应的基础性电源。

煤电新增装机放缓，结构不断优化。“十四五”前三年，煤电年均新增装机3529万千瓦，与“十一五”“十二五”“十三五”期间年均分别新增装机7204万千瓦、4594万千瓦、3538万千瓦相比，增速明显放缓。通过“上大压小”持续优化现有煤电机组结构，截至2022年底，全国火电单机60万千瓦及以上机组容量占比47.7%，比10年前提高7.6个百分点。

煤电节能减排成效显著，为促进煤炭清洁高效利用作出了积极贡献。目前，全国超过8.0亿千瓦煤电机组实施了深度节能改造，全国6000千瓦及以上电厂火电机组的平均供电煤耗由2013年的321克/千瓦时降至2023年的302克/千瓦时，相当于每年平均下降1.9克/千瓦时。2022年，全国超过10.5亿千瓦煤电机组完成超低排放改造，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为17毫克/千瓦时、83毫克/千瓦时、133毫克/千瓦时，比10年前分别降低95.6%、96.3%、94.5%，我国煤电能耗及污染物排放水平走在了世界前列。

统筹发展和安全

充分认识新形势下煤电的功能定位

“双碳”目标下，我国能源结构加快向绿色化、低碳化转型，以风电、太阳能发电为代表的新能源正逐步成为电力装机的主体。新形势下，要统筹发展和安全，充分认识煤电在我国实现碳达峰碳中和、构建新型能源体系和新型电力系统中的价值和作用。

煤电在新型电力系统中承担基础保障作用，是保障电力供应安全、抵御系统风险的坚强支撑。新能源发电大规模接入，而其出力却具有随机性、波动性和间歇性的特点，有效容量低，难以保障实时用电的需求。如果叠加极端天气，或连续多天的少风、阴雨天等情况，极易发生影响能源安全的次生灾害，引发电力系统连锁反应。今年迎峰度夏期间，全国最大用电负荷达到14.51亿千瓦，其中煤电提供的有效保障容量达到约10亿千瓦，为满足高峰用电需求提供了重要支撑。未来一段时期，煤电仍将作为电力系统提供可用容量的主要电源，持续发挥兜底保供作用。

煤电在新型电力系统中承担系统调节作用，是提高系统调节能力、稳定整体电力供应成本的现实选择。随着新能源加速发展，系统对灵活性电源需求将不断提高。我国水电以径流式电站为主，龙头电站建设滞后，调节能力有限；抽水蓄能电站受站址资源约束，气电受气源和气价限制，不具备大规模建设条件；核电受安全和经济性约束，不宜频繁调节；储能受技术成熟度和经济性影响，尚不具备竞争优势。煤电机组运行稳定可靠，经过改造可以在较大范围进行负荷率变化，且在经济性上具有比较优势，是现有技术条件和能源资源禀赋条件下最经济可靠的大型灵活调节电源，也是稳定整体电力供应成本的“压舱石”。

煤电在新型电力系统建设背景下实施低碳转型发展，是支撑电力行业与全社会同步实现碳达峰的关键举措。随着宏观经济持续回升向好，能源电力需求保持刚性增长，2030年前实现碳达峰，全社会的压力随之增加。现阶段看，新能源和水电发电量的变化较大，新增用电需求能否全部由非化石能源满足具有不确定性。未来，新能源跨越式发展对电力行业实现“双碳”目标至关重要，但需要突破土地资源获取、高比例消纳和电力保供等多重制约。当遇到来水偏枯、极端天气引发的灾害等事件时，水电、新能源等可再生能源出力增长不及预期，煤电需要在原有发电量基础上，增加发电量来满足电力供应缺口，进而增加电力行业二氧化碳排放量。为确保全社会2030年如期实现碳达峰，以及到2035年碳排放达峰后稳中有降，电力行业应具备2030年与全国同步实现碳达峰的能力，需要煤电行业留有降碳、控碳技术手段，为新能源安全可靠替代留出时间。

秉持先立后破原则，持续推进

煤电转型升级高质量发展

考虑我国以煤为主的能源资源禀赋和目前大量优质存量煤电机组的现状，应秉持先立后破原则，加大科技创新，持续推进存量和增量煤电转型升级，实现高质量发展。

一是在碳达峰之前，应遵从“增机控量”原则，合理安排一定规模的煤电项目保障电力可靠供应，完善煤电容量政策机制。我国经济发展持续向好，用电负荷和用电量还将继续增长。考虑水电、核电项目工期长，碳达峰之前，煤电发展规模将保持一定的增长态势，以确保电力供应安全的有效容量需要，煤电机组应尽可能按照“增机控量”的思路安排运行，增加装机满足电力平衡要求；控制煤电发电量，优先利用清洁能源发电，减少单位发电量碳排放强度。为提升煤电容量支撑效应，解决机组发电量下降带来的经营效益问题，国家已出台煤电容量电价政策，今年以来，煤电行业大面积亏损情况得到缓解。同时，考虑到当前煤电行业亏损面仍接近40%，需要进一步完善系统容量保障政策机制，近期因地制宜加大煤电容量电价支持力度，结合统一电力市场体系建设进展，适时加快推动建立容量市场机制，充分反映煤电等各类系统容量资源价值，促进煤电更好地发挥托底保供作用，保障煤电企业合理收益。

二是持续推进煤电机组“三改联动”，进一步提升社会整体能效和环保水平。供热改造方面，目前，我国电煤及热电联产供热用煤占煤炭消费比重的50%，煤电机组中一半左右是热电联产机组，“三北”地区供热机组占比高达60%。煤电机组通过供热改造替代高污染的供热锅炉，具备显著的环境效益和社会效益；节能改造方面，持续推进节能提效是降低供电煤耗和碳排放水平的重要途径，特别是针对煤电机组更多参与调峰运行所开展的宽负荷、低负荷节能技术，能有效控制煤电机组低负荷工况相比额定工况的煤耗涨幅；灵活性改造方面，为适应新型电力系统发展要求，要在合理降低机组运行负荷率的基础上，开展快速变负荷、深度调峰、启停调峰等新一代煤电技术，做到在平常时段为新能源发电让路、在风光低出力与负荷高峰时段顶峰发电，支撑新能源高质量发展。

三是随着煤电功能定位的转变，开展煤电低碳化技术示范应用，积极主动服务“双碳”目标。目前，国内已有多家电力企业针对煤电掺烧生物质、煤电掺烧绿氨、“煤电+CCUS”等新一代煤电技术开展了试验研究，技术上基本可行，但限于当前成本较高，尚未大规模推广。“十五五”时期，建议加大以绿氨/生物质掺烧为代表的源端减碳和以CCUS为代表的末端固碳等低碳技术研发突破，因地制宜部署一批煤电低碳化改造示范项目，加快降低煤电降碳技术成本，尽早实现规模化、商业化应用。电力行业进入碳排放峰值平台期后，应合理控制改造规模、科学把握改造节奏，防范改造项目过剩的风险，实现低成本减碳。总体而言，要努力创造电力与全国同步实现碳达峰的物理条件，为2030年后以合理的碳排放峰值规模开启碳中和进程开好局、起好步。