煤电转型的对策建议有哪些？

加快全国碳市场建设，通过电力市场与碳市场耦合引导煤电积极转型。

（一） 统筹安全保供与“双碳”目标双重要求，兼顾近期与远期、整体与区域、增 量与存量煤电转型需求，制定煤电转型时间表和路线图 煤电转型是统筹我国能源安全保供和低碳减排双重要求的必由之路。主体能源由煤电 向清洁能源的转变，是实现“双碳”目标，构建新型电力系统的基本途径，而稳定供电、保 障用能是新型电力系统的底层逻辑和根本目的。煤电作为我国电力供应和二氧化碳排放的双 主体，既要发挥好电力安全稳定供应的兜底保障作用，也需持续提升清洁高效利用水平，逐 步由高碳电源转变为低碳电源。 处理好近期与远期、整体与区域、增量与存量的煤电转型需求。首先，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再向安全保障性转型的发展导向，明确近期、中 期、远期的煤电功能定位与价值，循序渐进。其次，充分考虑区域电力资源禀赋和煤电功能 定位，制定差异化的区域煤电转型路径；然后，统筹增量有序发展与存量降碳改造，对于新 建机组，确保新建机组煤耗达到国际先进水平，具备较高的灵活性调节能力；对于具备“三 改联动”条件的煤电机组，应加快统筹实施计划，因地制宜、因厂施策改造机组；对于无法 改造的机组，实施逐步淘汰关停，或通过容量替代新建清洁高效煤电机组。符合能效、环保、 安全等相关要求的机组，可作为应急备用电源发挥作用。

研究规划煤电低碳转型的时间表和路线图，为煤电转型发展定目标、稳预期、划边界。 当前到 2030 年，煤电在满足基础负荷的同时最大程度为系统安全稳定运行提供灵活性支撑。 在此期间有序推进在建煤电机组投产，煤电规模适度增长，并加速煤电灵活性改造，继续深 挖超低排放和节能改造空间，扩大运行灵活性改造和燃料灵活性改造规模，提升额定容量的 调峰能力，以便在储能资源尚未实现大规模部署的情况下消纳新能源；推进热电解耦改造， 使北方供热期热电机组在保证供热的前提下，极大的降低机组电负荷，提高煤电机组调峰能 力。 2031-2045 年，在此期间煤电不再新建项目，电力系统新能源逐步替代煤电发电存量， 煤电机组发电量稳步下降，由主体电源向调节性电源逐步转变。现役机组灵活性改造应改尽 改，支持退役安全环保的煤电机组转应急备用。根据本文规划结果，在此期间大规模的新能 源部署叠加煤电的机组退役会导致持续出现电力电量缺口，严重影响供电安全。因此部分机 组需延迟退役保障电力需求，确保新型电力系统的平稳过渡。同时有序部署煤电 CCS 改造、 BECCS 改造，深度挖掘减排空间。供热方面，通过大规模跨季节储热等热电协同措施保证在 提升集中供热保障能力的同时进一步提升热电机组供热期运行灵活性。

2046-2060 年，在此期间新型电力系统逐步成型，新能源成为发电主体，煤电完成绿色 低碳转型。煤电 CCS/BECCS 作为重要基荷电源充当电力系统的“压舱石”和“稳定器”，常规煤电机组作为调节电源有序全部退出，战略备用机组保持一定规模以应对极端天气等应急 情况。

（二） 聚焦能源电力新技术、新模式、新业态，为煤电转型注入强大动能 攻关新技术，为煤电转型提供多种可能性。高比例可再生能源发展和化石能源脱碳是主 要的低碳转型理念，而大规模储能技术和碳链技术是未来我国实现电力低碳转型的可选策 略。储能通过对大规模新能源电量储放，满足不同时间尺度（超短时、短时、中长时）的电 力系统平衡调节需求。而我国已有的储能技术并未完全满足各应用领域的要求，需要持续开 展储能技术的研发：一是加强短时、长时等各类储能关键技术攻关布局，包括压缩空气储能 技术、飞轮储能技术、钠离子电池技术、熔盐储能技术和相变储能技术等，设立专项资金支 持技术攻关和项目示范应用；二是通过政策协同发力促进储能产业技术快速发展，从市场环 境、价格机制、补贴支持等方面逐步完善各类储能发展政策保障机制。碳链技术通过碳循环 的利用与储存，消除化石能源的高碳属性，建立传统能源与清洁能源共同主导的能源体系。 而我国的碳链技术也仍处于发展阶段，尚未迎来技术成熟期，需重点攻关新一代高效低能耗 CCS/BECCS 技术，提高碳捕集系统的经济性，并加强示范应用，突破 CCS/BECCS 与新型发电 系统耦合集成技术，加速 CCS/BECCS 规模化推广应用与合理区域布局。两条技术路径既是共 存共生的关系，也存在一定程度上的替代竞争关系，我国需要推进产学研用协同，把握好技 术激励的尺度与实际，提前布局新型电力系统所需的基础电力多元服务和负碳电力产业链， 综合考虑各种因素，采取实现碳排放快速下降的可行技术路径与转型策略，发挥技术进步与 应用的协同性和创新溢出效应。

探索新模式，以协调发展推动稳步转型。推进分散式风电、分布式光伏、中小型风光与 风光火储互补项目资源储备和开发建设，创新多能互补商业模式。燃煤电厂特别是城市燃煤 电厂可以开展多种服务，探索与变电站、储能电站、电动汽车充电站、分布式光伏电站和数 据中心的局域集合，实现“源-网-荷-储-用”有机联动，形成面向城市、园区、社区及居民 的综合能源服务“一站式平台”。 布局新业态，以创新发展推动增长趋势。云计算、大数据、移动通讯和人工智能等创新 技术的发展，不断推动着电力行业的转型升级，带来电网形态功能的改变，电力新业态不断 涌现。发电企业可以充分利用煤厂、库房、热网等厂区布置，因地制宜改造升级，配套部署 风光可再生能源、储能、制氢、热泵等，为周边工业园区、产业园区等提供冷热电气水等综 合能源服务，并结合技术改造提高煤电机组经济运行和灵活运行水平，发挥煤电的兜底保障 和灵活调节作用。

（三） 健全多层次电力市场体系建设，探索电碳市场协同联动机制，促进煤电持 续健康运行和绿色低碳转型 完善电力市场机制建设，有效疏导发电成本。坚持市场化改革方向，加快推进电能量市 场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电 源电量价值和容量价值的两部制电价机制。对于电量电价，通过市场化方式形成，灵敏反映 电力市场供需、燃料成本变化等情况；对于容量电价，因地制宜、因时制宜建立容量机制， 根据各地电力市场建设状况和非化石能源发电占比水平，逐步实施保供电价补偿机制 (电 力市场尚未开始的地区)、有效容量补偿机制 (电力市场化已取得初步成效的地区)和容量 市场机制(远期电力市场成熟后)，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业 持续健康运行。同时加强辅助服务市场顶层设计，优化调峰辅助服务交易和价格机制，健全 调频辅助服务交易和价格机制，完善备用辅助服务交易和价格机制，规范辅助服务价格传导， 强化政策配套，激励煤电机组参与灵活性服务，保障高比例可再生能源消纳。

加快全国碳市场建设，通过电力市场与碳市场耦合引导煤电积极转型。一是进一步发展 全国碳市场，稳步扩大行业覆盖范围，丰富交易品种和方式，建设完善全国温室气体自愿减 排交易市场；二是加强煤电排放监测系统建设,提升数据采集准确性，保证碳配额分配与煤 电行业碳排放预算相匹配；三是建立碳排放总量控制、拍卖、和价格稳定机制，制定与碳中 和路径相一致的碳配额存量计划；逐步减少免费配额比例，引入拍卖机制有效配置碳配额稀 缺资源，激发碳市场活力；四是逐步建立完善碳价与电价传导机制，使碳价逐渐趋向合理水 平来保障机组运行的经济性，在典型区域试点将碳成本纳入现行基准上网电价体系中，建立 煤、电的价格联动机制，通过价格稳定机制使碳价逐渐趋向合理水平来保障机组运行的经济 性，同步考虑采取税收减免等配套补偿机制支撑煤电行业降碳，驱动 CCS 和 BECCS 等负碳技 术的普及和进步，形成促进电力行业可持续发展的良性市场机制。

（四） 加强对煤电部门转型金融的顶层设计，建立区域协同公正转型的财政机制， 支持煤电行业高质量发展 逐步建立转型金融体系，为煤电转型给于资金支持与政策激励。转型金融更适用于碳密 集和高环境影响的煤电行业、企业、项目和相关经济活动，具有更大的灵活性、更强的针对 性、更好的适应性，不受绿色金融概念、标准、分类的限制，可以更好地支持我国煤电企业 大规模的高碳资产转型的投资需求。未来应逐步建立转型金融体系，最终形成转型金融与绿 色金融相辅相成、良性互动的高效协同体系；制定符合我国“双碳”目标的煤电转型路径以 及相应的煤电行业转型金融标准；将煤电行业纳入转型金融支持项目目录，鼓励更大范围的 资金支持煤电低碳转型；积极推进转型金融产品发展，如转型债券、可持续发展挂钩债券、 可持续发展再挂钩债券、碳中和挂钩债券、煤炭清洁高效利用专项再贷款等，逐步形成多元 化的转型金融产品体系；通过税收减免、贷款贴息等配套激励机制鼓励机构投资者和个人投资者投资转型金融产品，增强投资者信心；做好动态评估与监测，有效监管转型金融的发展， 科学管控识别电力行业的洗绿风险，助力煤电低碳转型。

建立区域协同公正转型的财政机制，推动煤电行业公平、公正、有序转型。公正转型财 政机制主要包括建立公正转型基金（JTF）、公正转型投资计划和公共部门贷款机制。相关政 府部门应充分发挥公共财政的资源配置作用，支持受公正转型影响地区和人群的公正、公平 转型。首先，在年度预算或中期财政规划改革中将气候和公正转型因素纳入考量，搭建系统 性财政预算分配框架，对投向气候和公正转型领域的支出规模比例和使用范围进行规划，通 过专项转移支付、一般性转移支付等形式支持煤电低碳转型升级。其次，构建后期跟踪监测、 报告、评估体系，保障财政支出使用的有效性。最后，在框架搭建和运行过程中，中央相关 部门应引导并鼓励受影响严重地区的当地政府及其他利益相关方共同参与，通过鼓励其提交 公正转型计划等方式，对地方转型痛点和需求提出针对性的融资措施。