“十五五”是我国加快构建新型
电力系统、落实碳达峰目标的关键窗口期。煤电正加速由基荷电源向支撑调节性电源转型，承担兜底保供、深度调峰、快速响应、安全支撑等核心功能，统筹
节能增效、灵活升级、热电解耦、低碳燃料掺烧、CCUS、煤电与新能源耦合、智能化升级等系统性工程，推动煤电低碳化改造，是实现电力能源安全与“双碳”目标协同共进的现实选择。伴随着“十五五”阶段碳达峰刚性约束落地、重点行业节能降碳改造攻坚行动全面实施，煤电低碳化改造已从试点探索步入系统性攻坚新阶段。如何在守住能源安全底线前提下，构建可持续的煤电低碳改造发展格局，成为电力行业高质量发展亟待破解的现实课题。
2024年，国家发展改革委、国家能源局下发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》，明确生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）三条核心技术路线，行业陆续布局低碳改造试点，一批示范项目建成投运并实现稳定运行，为煤电低碳转型积累实践经验，但改造推进过程中深层次矛盾逐步显现。
低碳技术存在明显短板，规模化落地约束较多。生物质掺烧技术整体相对成熟，但受原料收储运产业链不完善、资源分布不均、原料价格波动、被掺配设备技术问题等因素制约，实际掺烧比例提升难度较大；绿氨、绿氢掺烧受制于燃料储运配套不足、工程技术瓶颈、制备成本偏高等问题，整体仍处于工程验证阶段；CCUS技术存在初始投资规模大、捕集环节能耗偏高、二氧化碳利用与封存资源供给不足等问题，尚停留在工程示范层面。各类前沿低碳技术均面临多重现实制约，尚不具备大规模推广条件。
保供、降碳、经济效益三重目标平衡难度大。新能源装机高速增长进一步强化煤电兜底保供的刚性责任，煤电机组深度调峰频次持续增加，设备利用小时数逐步下行，单位发电量
碳排放随之抬升。与此同时，电力现货
市场改革下煤电经营收益持续收窄，能耗、碳排放管控要求不断收紧，低碳改造项目投入产出失衡问题突出，造成企业短期生产经营目标与长期低碳转型战略之间矛盾凸显。
存量机组禀赋差异显著，难以形成标准化改造范式。现役煤电机组在装机容量、炉型结构、服役年限、系统功能定位、设备基础条件、所在地资源环境等方面差异较大，普遍需要采取“一厂一策”的差异化改造方案，难以提炼形成可复制、可大范围推广的标准化改造路径。
市场价值补偿机制缺位，改造内生动力不足。
碳市场与电力市场协同衔接不够充分，煤电低碳改造带来的调节服务价值，无法通过容量电价、电力现货、辅助服务等现有市场机制充分兑现；面向低碳改造的市场化价值补偿制度尚不健全，直接影响煤电低碳化改造项目的可持续推进。
“十五五”煤电低碳化改造的战略导向
进入“十五五”，煤电低碳化改造面临的
政策环境发生显著变化，整体呈现目标刚性化、时空约束化的鲜明特征。
碳达峰由政策导向转变为硬性约束任务。“十五五”规划纲要明确提出推动煤炭消费达峰，煤电行业纳入重点行业节能降碳改造攻坚三年行动（2026~2028年）。政策支持具备条件的机组开展零碳、低碳燃料掺烧及CCUS改造，改造后机组度电碳排放力争下降约10%；到2028年末，达到现行能效标杆水平的产能占比力争提升15个百分点，基本清退能效基准水平以下产能。这意味着煤电低碳化改造不再是行业自愿性的提升选项，而是必须落实完成的硬性任务。
改造内涵从单一降碳拓展为“节能降碳+灵活调节”双重任务。《能源领域节能降碳行动计划（2026~2028年）》提出，同步推进煤电机组节能降碳改造与快调、深调、宽负荷运行等调节能力升级；鼓励有条件机组通过耦合新能源、掺烧生物质、配置储能储热设施实施低碳改造。低碳化改造需要与灵活性改造、供热改造深度融合，打造升级版“三改联动”模式。
“十五五”煤电低碳化改造重点任务
依据《“十五五”碳达峰行动方案》《新型电力系统建设“十五五”规划》《重点行业节能降碳改造攻坚三年行动计划》《能源领域节能降碳行动计划（2026~2028年）》等顶层政策文件，煤电低碳化改造以推动煤电由基荷电源向支撑调节性电源转型为总体方向，坚持“统筹安全与转型、协同增效与降碳、兼顾存量与增量”的原则，在深化传统“三改联动”基础上叠加新一代煤电升级，重点推进零碳低碳燃料应用、CCUS示范、多能融合发展、存量机组分类转型退役等工作。
深化煤电“三改联动”，夯实存量机组降碳基础。推进节能降碳改造。对现役机组实施通流部分、辅机系统、锅炉燃烧系统技术升级，开展60万千瓦级机组超（超）临界跨代改造，持续降低供电煤耗；推广高效辅机与智能运行优化控制系统，降低厂用电率，持续压低机组供电煤耗，提升综合能效。开展新一代煤电升级改造。着力提升机组深度调峰、快速爬坡能力，保障宽负荷区间稳定运行；攻克低负荷水动力安全、受热面防护、汽轮机低负荷损耗等关键技术
难题。供热机组在保障供热可靠前提下开展热电解耦，配套建设储热设施，破除“以热定电”机制束缚，释放调峰空间，服务新能源消纳；鼓励电厂联动风光储开展供热耦合改造，提升综合能源供给能力。
因地制宜开展零碳/低碳燃料掺烧示范。生物质资源富集区域，优先推广生物质掺烧，分阶段提高掺烧比例，快速取得降碳成效；改造条件成熟的机组可耦合CCUS技术，开展BECCS负碳技术示范。新能源富集、本地消纳压力较大区域，布局绿氢/氨/醇掺烧试点，稳妥提升掺烧比例；依托区域绿电资源构建“绿电制氢/氨/醇—煤电掺烧”产业闭环，可配套小规模生物质掺烧，实现多路径协同降碳。资源禀赋多元区，探索“生物质+绿氢/氨/醇”耦合掺烧模式，可采用“生物质掺烧10%~15%+绿氢/氨/醇掺烧5%~10%”组合方案，兼顾项目经济性与降碳效果。
依托优质条件机组布局CCUS示范工程。优先在临近油田、
化工园区或地质封存条件优越的区域布局CCUS项目，坚持“先资源化利用、后地质封存”实施顺序，开展烟气二氧化碳捕集、驱油利用、地质封存、资源化转化等示范。探索煤电机组与CCUS装置耦合运行模式，持续压降改造与运行成本，探索商业化运营路径，为煤电深度脱碳储备技术方案。
推动煤电与新能源协同耦合降碳。开展煤电+风光+储热/储能一体化试点，强化煤电与新能源协同调度；充分挖掘电厂厂区及周边土地资源配套建设光伏项目；依靠储热、储能设施打通电—热耦合链路，提升系统整体调节能力，促进新能源消纳。
存量机组分类处置，实施更新替代综合降碳。依法依规关停能耗、环保、安全不达标、服役超期的老旧机组；对具备续存价值的老旧机组，优先实施等容量或减量替代，新建替代机组严格执行新一代煤电高标准。开展机组寿命综合评估，按照延寿利用、改造升级、应急备用、关停退出分类施策，“一厂一策”编制综合降碳实施方案。
推进低碳技术装备攻关与智能化升级。攻关宽负荷锅炉、高效汽轮机、低碳燃料专用燃烧装备、超临界二氧化碳循环发电等新一代煤电核心装备。加快煤电数字化智能化改造，建设智慧电厂，优化深度调峰、变负荷、燃料掺烧等复杂工况下运行控制策略；完善煤电碳排放核算与在线监测体系，建立机组碳排放评估机制。
健全配套机制，保障低碳改造落地见效。改造的经济性最终需要依靠市场机制予以兑现。优化容量电价机制，对完成低碳改造、具备灵活调节能力的机组实施差异化倾斜，补偿改造新增固定投资成本。扩大辅助服务市场覆盖范围，量化核定低碳改造机组调峰、调频、备用等服务价值并实现合理定价。完善碳市场配额分配规则，推动CCUS
减排量纳入
ccer核证体系，充分释放减排抵消价值。优化绿电交易机制，打通改造项目收益传导链条，降低项目绿电采购成本，构建“绿电—绿氢—煤电”的价值闭环。
“十五五”煤电低碳化改造技术实施路径
立足现实条件，发电企业应当科学遴选低碳化改造技术路线，合理排布实施节奏，保障改造落地见效。
近期（1~3年）：以节能提效作为首要降碳技术路径。存量机组在“三改联动”基础上推进新一代煤电技术改造，新建煤电机组全面落实新一代煤电技术标准。生物质掺烧技术成熟度最高、改造成本相对可控，是现阶段可具备规模化推广潜力的技术路线。推行“灵活运营、应掺尽掺”普惠模式，鼓励电厂在最小化改造甚至不改造前提下，结合燃料市场价格灵活采购生物质燃料，最大化消纳区域生物质资源。高比例生物质掺烧严格限定在周边原料资源充足、已签订长期稳定供应协议的场景，规避原料供给与价格波动风险。
中期（3~5年）：将绿氢/氨/醇掺烧作为战略技术储备，培育产业链协同能力。当前绿氢/氨/醇掺烧尚不具备经济可行性，但其零碳属性与新能源大基地建设高度契合。遵循“技术储备、择机试点”思路，依托大型综合能源基地，重点研究基地富余绿电就地制备氢/氨/醇的产业链协同方案，避免高价外购燃料。可对政策配套完备、经济测算可行的项目开展工程示范，核心目标是积累运行数据、验证工程技术、培育专业运维团队，为未来市场条件成熟后规模化应用做好储备。
长期（5年以上）：发挥CCUS固碳兜底作用，筑牢深度脱碳能力。CCUS是煤电实现近零排放乃至负排放的兜底技术。坚持“利用驱动、封存占位”双轨推进，在长三角、珠三角等对工业二氧化碳需求旺盛区域，发展“以需定产”的捕集利用项目；依托国家级重大项目，提前布局咸水层封存战略资源；推动国家层面出台地下封存空间的确权制度，厘清勘探权、使用权，将封存资源打造为未来碳产业链的核心战略资产。
对策建议
企业层面：优化技术路径，创新降碳模式
实行“一厂一策”清单化管理，科学遴选降碳技术。全面摸排机组容量、炉型、服役年限、电网调峰需求、场地条件、属地资源禀赋，建立改造潜力台账。区分短期节能灵活性改造、中长期深度脱碳示范项目，合理安排改造时序；优先推进收益清晰、减排成效明确的成熟技术项目。
坚持示范先行，稳妥推进前沿技术应用。对于绿氢/氨/醇掺烧、大型CCUS等尚处于验证阶段的技术，优先布局小规模示范工程，积累运维实测数据；待技术趋于成熟、成本下降、产业链配套完善之后，再考虑扩大建设规模。加强同高校、科研院所、设备制造企业协同攻关，降低技术研发与工程实施成本。
优化运行管控，充分释放改造成效。改造完成后应同步优化调度运行策略，建立标准化运维体系，完善能耗、碳排放在线监测，持续开展运行优化，充分释放改造投资效益。
推动区域集群协同转型降碳。充分发挥煤电供蒸汽、供热、供水等优势，挖掘污泥、废弃物协同处置潜力，对接所在工业园区、产业集群发展需求开展深度融合。统筹煤电与区域新能源、储能一体化规划布局，搭建多能互补综合供能体系，实现区域协同降碳，提升整体转型经济性。
创新商业模式，构建多元化收益来源。深度参与电力现货、辅助服务市场交易，深挖机组灵活调节潜力，争取深度调峰、快速调频等辅助服务收益。依托供热供能优势拓展综合能源服务业务，推动经营模式由单一发电向综合供能服务商转型，培育稳定增量收益。精细化运营碳资产，用好降碳改造项目红利，盘活
碳配额，挖掘碳资产增值空间。探索CCUS项目市场化运营模式，打通二氧化碳产品商业化销售渠道，培育低碳产业新盈利点，全面提升企业低碳转型可持续能力。
政策层面：强化制度保障，优化转型生态
强化资金与金融工具支持。用好超长期特别国债、中央预算内投资，落实相关项目20%投资补助政策；鼓励项目发行绿色债券、获取绿色信贷、科技创新再贷款支持；推动符合条件项目发行基础设施REITs，引导更多社会资本参与煤电低碳改造。
完善成本分摊与价格激励机制。探索建立政府—企业—用户三方合理共担的增量成本分摊机制，对低碳改造项目给予阶段性电价扶持；优化煤电低碳改造项目
碳减排量核算方法，推动生物质、绿氨掺烧、CCUS配套发电量实现单独计量、优先上网。
加快标准体系建设，推进封存空间确权立法。加快制定生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS等技术相关标准、运行规范、检修规程。加快出台地下二氧化碳封存空间资源确权政策，明确勘探权、使用权，破除CCUS规模化推广的制度障碍。
构建区域协同、跨产业联动机制。引导煤电企业与农林废弃物收储运主体、新能源企业、化工园区、油气田组建跨行业产业联盟，打造“燃料供应—低碳发电—碳利用与封存”全链条一体化产业模式，压减全链条成本，提升系统运行效率。
“十五五”时期是煤电转型承前启后的关键阶段，煤电低碳化改造已经超越单纯设备更新升级，是涉及技术路线、发展战略、市场机制、运营管理的系统性变革。“三改联动”改造技术已经成熟，应当因地制宜加快落地；低碳燃料掺烧、CCUS等深度脱碳技术仍处在示范培育阶段，不宜盲目大规模推广。
面向未来，行业需要重塑对煤电功能定位的认知，坚守保供优先、降碳协同的原则。发电企业立足自身机组禀赋，理性选择转型路径，迭代经营管理模式；政策层面持续完善市场机制，打通低碳价值实现通道。通过政企协同、技术迭代、模式创新，推动煤电由基荷电源平稳转向系统支撑调节型电源，牢牢守住能源安全底线，统筹平衡安全、经济、低碳三重目标，高质量推动煤电行业低碳转型，为我国实现碳达峰
碳中和目标筑牢坚实保障。
本文刊载于《中国电力企业管理》2026年8期，原标题为《“十五五”煤电低碳化改造面临的新挑战与实施路径建议》，作者供职于国家能源集团科学技术研究院有限公司。
