减排指标趋严，煤电如何求变？

除了要打好保供这场“硬仗“，煤电行业还要面对日渐趋严的环保监管。3月下旬，国家能源局批准发布的《火电厂烟气二氧化碳排放连续监测技术规范》正式实施，进一步完善了发电行业碳排放监测核算技术体系，填补了我国发电领域碳排放连续监测行业标准空白。

据中电联统计，早在2017年，全国6000千瓦及以上火电厂平均供电标准煤耗就达到309克/千瓦时（折算成机组净效率约为39.8%），煤电机组供电煤耗指标持续处于世界先进水平；全国单位火电发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，近年来变化趋于稳定。

监管持续趋严

尽管煤电机组排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等常规污染物与燃气电厂排放水平相当，处于世界领先水平，但煤电企业仍面临着越来越严格的环保监管。

除了对氮氧化物这类常规污染物排放的监管日趋严格，政府也高度重视非常规污染物的排放。“燃煤电厂不仅要控制好常规污染物，还需要研究汞及其化合物等重金属，以及三氧化硫等可凝结颗粒物的排放，但相关减排技术仍处于空白状态。”上述江苏发电企业工作人员说。

现有降碳方案经济性短板突出

据介绍，当前，煤电行业对常规污染物的处理工艺已经成熟，但对二氧化碳尚无经济控排之策。

中国能源研究会理事陈宗法指出，在现有技术条件下，我国CCUS技术成本约在500元-1000元/吨二氧化碳，度电增加成本0.26元-0.4元，能耗水平增加14%-25%。此外，还需要规避地质封存时泄漏的风险。

上述山西省发电企业工作人员对此表示赞同，目前，国家层面尚未明晰火电降碳路径，降碳技术研发各自为政。同时，我国对发电行业的要求已经较为严格，节能空间逐步缩小，碳减排潜力挖掘难度大。“虽然相关学者进行了低碳技术的研究，但目前先进技术的能耗与成本仍较高，尚难以大规模推广应用。”

陈宗法进一步指出，煤电长期低负荷运行，造成设备损耗增加。环保政策日益严苛，需对机组进行超低排放改造，这将增加CCUS技术开发和装置投入。随着碳市场启动运行，在碳排放配额约束、碳价逐年上升的大背景下，碳市场履约成本也将持续上升。

变被动为主动探索增值路径

一头是环保，一头是效益，发电企业该如何主动求变，在两者之间找到平衡？

发电企业参与碳市场也应变被动为主动。“积极建立健全碳排放管理体系，研究技术节能的途径，加强能力建设和人才储备，将低碳发展理念切实融入到企业发展中。同时，关注碳债券、碳质押、碳借贷、碳托管、碳期货等碳金融形式，探索不同的碳资产保值增值途径。”上述山西发电企业工作人员说。

“生态环境部首选电力行业执行碳排放配额制度，煤电企业在作出投资或改造决策时就应更多关注碳排放成本、现行碳价及未来走势。同时，建议政府推出煤电新政，建立容量市场与两部制电价机制，完善煤电逐步退出的公平、长效机制。”陈宗法进一步指出。