能源转型是实现碳达峰、碳中和目标的关键任务。在转型过程中，煤电发展形势和定位发生了重大转变，基于我国资源禀赋，在“双碳”目标引导下，煤电将经历增容控量、控容减量和中长期减量降碳三个阶段。要适应新形势下的新定位，煤电应提升新功能、拓展新模式，实现绿色低碳、节能高效、灵活调节、智慧协同发展转型。依据区域资源禀赋，耦合需求差异化发展，可以开展现役机组升级改造、新建支撑保障机组、合理利用关停到役机组、深度挖掘调节能力和综合智慧能源拓展五大方向转型发展。保障煤电发展转型，应完善煤电电价机制，建立起以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的三部制煤电电价体系。
煤电发电量占比仍达六成
今年政府工作报告明确提出坚持“稳中求进”的工作总基调，呼应2021年中央经济工作会议对今年经济工作“稳字当头、稳中求进”的总体要求。电力行业代表委员的提案议案，由此指向能源电力保供话题。
全国政协委员，中国大唐党组书记、董事长邹磊指出，能源安全不仅是一个国内保障供应的经济问题，也是关乎国际能源供求和可持续发展的战略问题。“基于降碳目标，端牢端好电力这一‘能源饭碗’，给电力行业带来前所未有的机遇和挑战，也赋予了电力行业在立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局中更加清晰的时代定位。”
作为保障电力安全和能源安全的“压舱石”，煤电发电量目前占我国总发电量的比重高达60%。
全国政协委员，中国华能党组书记、董事长舒印彪认为，当前煤电行业落实“双碳”目标，还面临着煤电上下游矛盾、煤电调峰和辅助服务定价机制等方面的问题，需统筹考虑，通过科学有序的改革，逐步加以研究解决。“为更好发挥煤电兜底保供作用，应加快建立煤炭电力长效互保机制。可建立以5年或10年为周期的煤电长协机制，确保煤炭、电力行业均有合理稳定的利润水平。”
全国政协委员、中国矿业大学（北京）原副校长姜耀东建议，建立上下游产业合作共赢长效机制，鼓励煤炭和发电企业通过资本融合、相互参股、换股、兼并重组等多种形式发展煤电联营。
煤电发展形势发生重大转变
实现“双碳”目标是我国经济社会发展的内在要求。携手应对气候变化、推动绿色低碳转型成为世界各国的共同课题,加快绿色低碳转型、实现碳中和目标已然势不可挡。碳达峰、碳中和目标的提出，是着力解决资源环境约束问题、建设美丽中国、实现中华民族永续发展的必然选择。
能源绿色低碳发展离不开煤电转型。立足我国能源资源禀赋，推动能源革命，必须实现能源绿色低碳转型。传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上，煤电由提供基荷电量向提供系统调节能力和安全保障的角色进行转变。
煤电在相当长的时间内仍是我国主体能源。2021年煤电发电装机占比46.6%，发电量占比60.0%。煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。
煤电发展面临的五大问题
煤价与电价的矛盾长期存在。煤电承受煤价高企、电价低迷的双面夹击，煤电企业经营压力巨大，对煤电保障电力安全稳定供应形成影响。
煤电调峰价值没有得到有效体现。煤电承担了超出自身额度的电力系统调峰作用，没有得到合理回报，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新。
煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制。现役煤电机组的技术改造不断深化推进，部分技术改造缺少成本回收渠道的问题，直接影响到灵活性改造计划的全面落地。
煤电控容减量缺乏规划引领。应坚持先立后破、保障安全的原则，明确煤电控容减量阶段规划目标，推进有序替代和稳步减碳。
煤电降碳减碳缺乏机制保障。现行的煤电电价机制是基于电能量服务的，不能有效促进碳达峰、碳中和目标如期实现，需要优化煤电电价机制。
清洁转型离不开科技支撑
近年来，我国煤电清洁高效发电技术迅猛发展，超超临界发电技术已达到世界先进水平，但煤电二氧化碳排放仍占能源行业排放总量的40%以上。煤电如何从高碳走向低碳、零碳？业内人士认为，关键要在科技自立自强中赢得发展主动权。
国务院去年10月印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确提出，严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。国家发改委、国家能源局去年11月印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出全国各地在推进煤电机组改造升级工作过程中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，实现“三改”联动。
“建议国家加强煤电清洁低碳技术研发。”舒印彪指出，积极发展电热汽水联供技术，提高生物质掺烧、劣质煤发电、垃圾和污泥耦合发电技术水平；加快推进多污染物一体化近零排放等技术创新与工程应用，持续推动煤电向低碳、零碳乃至负碳转变。
全国人大代表，特变电工股份有限公司党委书记、董事长张新表示，“双碳”目标带动新型电力装备发展，传统电力装备亟需升级。“清洁能源建设需求大幅提升，传统电力装备及再电气化设备等亟需向智能化、绿色化、低碳化升级，以满足新型电力系统建设的需求。”
全国人大代表、山东淄博原山林场发展战略委员会主任孙建博呼吁，深化“双碳时代”下煤电与新能源互补发展，加大对燃煤机组低碳改造的支持力度，支持燃煤机组与新能源发电耦合发展。
三改联动作用有多大？
煤炭清洁高效利用是深入推进能源革命的重要一环。“双碳”目标下，我国进一步提出大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。煤电行业既要发挥兜底保障作用，又要不断提升清洁高效发展水平，“三改联动”是关键一步。
国家发改委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》，设置了煤电“三改联动”的时间表和路线图。目前，各地正多措并举，积极探索，推进煤电机组“三改联动”。
煤电行业也是我国电力领域中二氧化碳排放的重点行业。“双碳”目标下，我国进一步提出推动煤电“三改联动”。煤电“三改联动”如果实施得当，将极大地助力新型电力系统的构建，推动能源清洁低碳转型。
简单来说，“三改联动”就是针对煤电机组进行的三种技术改造：节能降碳改造是为了让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放；供热改造是为了让煤电机组能够承担更多的供热负荷，实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代；灵活性改造是为了让煤电机组进一步提升负荷调节能力，为新能源消纳释放更多的电量空间，并帮助电网安全稳定运行。
根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。
当前，煤电行业“三改联动”进展如何？正面临哪些挑战？
进展：促进电力行业清洁低碳转型，助力“双碳”目标实现
在国家能源集团宁夏电力灵武电厂，工作人员正忙着检查供热首站热网循环泵运行参数，确保冬季供暖保障。这座电厂2015年起三次进行供热改造，现在不仅能发电，还具备超过6600万平方米的供热能力。
“现在我们供热能够覆盖银川市近2/3的城区，替代了几百台分散燃煤小锅炉，每年减少燃煤量132万吨、减排二氧化碳200万吨。”灵武电厂党委书记、董事长吕国强告诉记者。
眼下，电厂的灵活性改造项目“飞轮储能+火电联合调频”也正加紧建设，预计年底正式接入运行。据介绍，项目能够显著提高火电机组调频能力，响应时间达毫秒级，帮助消纳不稳定的新能源。
“风电、光伏发电具有随机性、间歇性的特点。一方面需要保持合理的煤电体量，确保无风无光时的电力供应；另一方面，在风电光伏发电高峰期间需要煤电压低发电出力，为风光发电让路，从而实现先立后破、有序替代。”电力规划设计总院院长杜忠明认为，大力推动煤电“三改联动”，不仅能推进煤电行业实现清洁高效、灵活低碳的高质量发展，还可以支撑新能源大规模开发和整个电力系统低碳转型。
当前全国具有灵活调节能力的电源不足20%。中国电力企业联合会专职副理事长夏忠介绍，尽管抽水蓄能、燃气发电、新型储能等都是提高电力系统调节能力的有效手段，但目前而言，以电化学储能为代表的储能技术受经济性、安全性等因素制约，增速受限；抽水蓄能受站址资源、建设周期较长等因素限制，规模短期内难以快速提升；气电受气源、气价限制，仅能因地制宜进行布置。因此，煤电灵活性改造是提高电力系统调节能力的现实选择。
来自国家能源局的数据显示，截至2021年底，我国实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。“十三五”以来，我国煤电机组排放的烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物不到全社会总量的10%，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。
难点：投资能力不足、缺乏有效回报机制
盘算煤电“三改联动”的“社会账”，保障电力安全稳定供应，提升清洁低碳、高效灵活发展能力，好处毋庸置疑。那么，对企业来说，考虑成本和收益的“经济账”又该怎么算？
杜忠明告诉记者，成本主要来自改造投资以及灵活性运行带来的相应损失。由于不同机组的具体条件千差万别、改造范围也不完全相同，投资差异较大，一般每千瓦投资在几十元到几百元。另外，煤电机组灵活性改造后，低负荷运行时机组能效下降、度电煤耗上升、燃料成本相应增加；低负荷运行也意味着相应时段的发电量下降，发电收益有所减少。
从收益来看，节能降碳改造能够降低机组运行的燃料成本，供热改造可以获得热力供应收益，部分地区对开展灵活性改造的机组给予辅助服务奖励，上述收益可以在一定程度上弥补改造投入。
安徽一家进行灵活性改造的电厂负责人给记者算了笔账：改造后机组的最小稳定出力，由原来的40%额定负荷降低至30%，2021年获得收益245.6万元。但降低额定负荷后，合计增加供电煤耗23.9克/千瓦时，当年增加燃煤成本约70万元；不仅如此，改造后由于设备增加，据测算每年会增加约269万元的维护、折旧等费用。
“考虑到接下来机组深度调峰时长的增加，改造项目前景还是有的。但目前来看，资金压力仍然较大，希望增加政策支持，提高调峰收益。”该负责人建议。
采访中，不少专家和企业谈到，投资能力不足、缺乏有效回报机制，是当前实施“三改联动”面临的难点之一。
“供热改造有利于提高综合能效、拓展热力市场，发电企业积极性较高。但节能降碳改造、灵活性改造涉及技改投资、交易补偿，目前投入产出效益还不明显。”夏忠说，今年以来煤炭价格高位运行，不少煤电企业处于亏损状态；随着新能源装机占比的持续提升，煤电年利用小时数还会下降、收入还会减少。
夏忠建议，进一步释放煤炭优质产能，抓好煤炭保供稳价工作，推进形成科学合理的电价、煤价形成机制，扭转发电企业大面积亏损局面，提升煤电企业“三改联动”的积极性。
为解决资金问题，碳减排支持工具、支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等陆续推出。《全国煤电机组改造升级实施方案》也提出，加大财政、金融等方面支持力度。“一系列金融支持政策，有利于提高煤电企业改造升级的积极性，但未来仍需在财政、价格等方面进一步健全完善相关机制。”杜忠明说。
解题：坚守能源电力安全稳定供应底线，合理把握改造节奏
当前，不少地方正在积极推进煤电机组“三改联动”。山西提出，推动现役煤电机组“三改联动”，实现基础性和系统调节性电源并重。河南提出，通过完善煤电调峰收益机制、支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策举措，化解煤电企业经营资金压力，兼顾安全、技术和经济目标，统筹推动煤电企业“三改联动”。
国家能源局有关负责人介绍，按照“十四五”时期煤电“三改联动”的目标测算，可带动有效投资约1000亿元，节约煤炭消费5000万吨以上，提升新能源消纳能力5000万千瓦以上。
“除了需要解决资金方面的困难外，还要加强研发新装备、新技术。当前部分改造技术尤其灵活性改造技术仍处于发展阶段，部分机组难以确定经济适用的改造方案，且安全运行面临一定风险，要统筹考虑技术的可行性、经济性和运行安全性。”杜忠明说。
“煤电仍是近中期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源，需要正确认识‘双碳’目标下煤电的兜底保供、系统调节等价值，发挥好煤电的‘压舱石’作用。”夏忠建议，各地区要坚守能源电力安全稳定供应底线，根据电力供需形势，有序安排煤电机组停机改造窗口，防止因改造影响电力安全稳定供应；在推进煤电机组改造升级过程中，要统筹考虑机组的技术特性，因地制宜、因厂施策、一机一策，避免“一刀切”和层层加码；此外，依据节能改造进程，可以适时修订相关标准，提升节能标准约束力。
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