2025年发电行业低碳转型实施方案

2025年发电行业低碳转型实施方案一、总体目标为落实“双碳”战略目标要求，加快推进发电行业低碳转型，保障电力安全稳定供应，结合我国能源发展实际制定本实施方案，2025年度实施安排如下：到2025年底，全国发电行业低碳转型实现以下核心目标：一是非化石能源发电装机占比达到52%以上，发电量占比达到36%以上；二是全国煤电机组平均供电煤耗控制在300克标准煤/千瓦时以内，单位发电量二氧化碳排放较2020年下降12.5%以上；三是累计完成煤电灵活性改造规模达到2.2亿千瓦，新型储能装机规模达到5000万千瓦以上，抽水蓄能在运装机达到1.2亿千瓦，系统调节能力满足高比例可再生能源并网需求；四是全国碳市场覆盖全部1.5万千瓦及以上发电企业，发电行业碳管理体系基本建成，核心低碳技术实现规模化示范应用。区域差异化目标：“三北”地区非化石能源发电装机占比达到55%以上，风电光伏利用率稳定在95%以上；西南地区非化石能源发电装机占比达到80%以上，水电与新能源互补体系基本建成；中东部地区分布式新能源装机占新能源总装机比例达到40%以上，碳排放强度较2020年下降15%以上；南方地区海上风电规模化开发基本成型，非化石能源发电量占比达到40%以上。二、重点任务（一）存量煤电机组低碳升级改造1.推进节能降碳改造。对现役煤电机组实施“一厂一策”改造，2025年底前基本完成供电煤耗高于300g/kWh的现役煤电机组节能改造，改造机组整体供电煤耗下降不少于5g/kWh。重点推动30万千瓦级、60万千瓦级亚临界煤电机组超超临界改造，改造后纯凝机组供电煤耗降至285g/kWh以下，热电联产机组供电煤耗降至290g/kWh以下。鼓励对机组通流部分、换热系统、辅机系统进行智能化升级，通过燃烧优化降低煤耗，2025年完成改造的机组平均降低供电煤耗不少于10g/kWh。2.加快灵活性改造升级。按照“应改尽改”原则推进现役煤电机组灵活性改造，优先推动“三北”、西南高比例可再生能源区域以及华中供暖区域煤电机组改造。纯凝煤电机组改造后最小技术出力降至额定容量的20%以下，热电联产机组供暖期最小技术出力降至额定容量的40%以下，非供暖期降至30%以下。推动改造后的煤电机组优先参与辅助服务市场，获取调节收益。到2025年底，累计完成煤电灵活性改造规模不低于2.2亿千瓦，提升系统调峰能力约1亿千瓦。3.推进落后产能退出与CCUS示范。严格淘汰落后煤电产能，2025年底前累计淘汰关停不达标落后煤电机组（不含应急备用机组）超过3000万千瓦，对关停退役的煤电场地优先开发分布式光伏、风光复合项目。积极推进煤电二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）示范，重点在煤炭产量大、封存条件好的鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地布局百万吨级CCUS示范项目，到2025年底，建成投运15个以上百万吨级煤电CCUS示范项目，单位二氧化碳捕集成本降至300元/吨以下，累计实现捕集利用二氧化碳超过1500万吨/年。（二）推动非化石能源规模化高质量发展1.集中式风光基地规模化开发。加快推进大型风电光伏基地建设，已批复的总规模2.8亿千瓦第一、二批大型风光基地项目2025年底前全部并网投产，启动第三批1.5亿千瓦风光基地规划建设，优先在沙漠、戈壁、荒漠地区布局，不占或少占耕地。到2025年底，全国集中式风电累计装机达到5亿千瓦，集中式光伏发电累计装机达到8亿千瓦。加快海上风电基地开发，重点推进广东、江苏、福建、山东、浙江等沿海省份海上风电规模化开发，推动深远海海上风电示范，到2025年底，全国海上风电累计装机达到1亿千瓦，15MW以上大功率海上风电机组实现批量应用。2.分布式新能源多元化开发。持续推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，到2025年底，建成500个整县分布式光伏开发示范县，全国分布式光伏累计装机达到4亿千瓦，其中工商业分布式光伏占比达到60%以上。鼓励分布式风电在低风速区域、工业园区、高速公路沿线布局，推动风光互补、农光互补、林光互补、牧光互补等复合开发模式，实现生态保护与能源开发协同发展，到2025年底，复合项目装机规模超过5000万千瓦，采煤沉陷区、露天矿排土场治理项目装机超过2000万千瓦。3.水核生物质等非化石能源有序发展。加快推进西南水电基地开发，优化水电开发布局，做好生态环境保护，到2025年底，全国常规水电累计装机达到4.2亿千瓦。加快抽水蓄能电站建设，核准开工一批重点项目，到2025年底，全国在运抽水蓄能装机达到1.2亿千瓦，在建规模超过1亿千瓦。安全有序推进核电发展，稳妥推进沿海核电项目建设，到2025年底，全国核电在运装机达到7000万千瓦，三代核电占比达到80%以上。有序发展生物质发电，推动农林生物质发电、垃圾焚烧发电、沼气发电有序发展，到2025年底，全国生物质发电累计装机达到4500万千瓦。4.强化非化石能源消纳保障。落实可再生能源电力消纳保障机制，压实各省（区、市）消纳责任，建立跨省跨区消纳市场机制，推动“三北”新能源跨区输送消纳。到2025年底，全国风电平均利用率保持在96%以上，光伏发电平均利用率保持在98%以上，弃风弃光率控制在5%以内，基本解决区域性弃风弃光问题。（三）构建适应高比例可再生能源的发电侧调节体系1.加快新型储能规模化发展。按照“电源配建、电网侧集中建设”相结合的原则，推动新型储能规模化发展，要求新建集中式风电光伏项目按照不低于装机容量10%、时长2小时配建储能，鼓励提高配建比例。推动百兆瓦级新型储能示范项目建设，重点发展液流电池、压缩空气储能等长时储能技术，到2025年底，全国新型储能装机规模达到5000万千瓦以上，其中长时储能占比不低于15%，建成不少于5个百兆瓦级压缩空气储能示范项目。2.推动煤电功能定位转型。加快推动煤电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型，2025年规划新建煤电项目全部按照调节性电源标准设计，满足深度调峰、快速启停要求，供电煤耗不高于270g/kWh。保留合理规模的煤电作为应急备用电源，建立煤电容量补偿机制，对承担备用调峰功能的煤电给予合理收益，到2025年底，全国预留应急备用煤电装机规模不低于1亿千瓦，保障极端情况下的电力供应。3.健全发电侧调节市场机制。2025年底前，全国所有省级电网建成发电侧调峰辅助服务市场，市场化形成调峰价格，调节收益全部归属提供服务的发电企业。建立容量市场，逐步形成市场化的容量价格机制，保障调节电源收益，推动发电企业主动提升调节能力。鼓励发电侧储能、虚拟电厂参与电力市场交易，享受同等市场待遇。（四）推进关键低碳技术研发与示范推广1.煤电低碳技术升级。持续深化超超临界发电技术研发，推动700℃等级超超临界发电技术示范，供电煤耗降至260g/kWh以下。完善CCUS技术链条，提升二氧化碳捕集、运输、利用、封存全链条技术经济性，推动二氧化碳驱油、化工利用等多元化利用方式，降低技术成本。推动富氧燃烧、煤气化联合循环发电等技术示范，进一步降低煤电碳排放强度。2.可再生能源技术创新。推动高效光伏电池技术产业化，到2025年，量产N型TOPCon、异质结电池平均转换效率分别达到25.5%、26%以上，新一代钙钛矿叠层电池实现百兆瓦级示范。推动大功率海上风电技术研发，18MW以上海上风电机组完成样机研发测试，深远海漂浮式风电技术实现十兆瓦级示范。研发新型抽水蓄能技术，降低电站建设成本，缩短建设周期。3.系统集成与数字化技术应用。推进源网荷储一体化、多能互补示范项目建设，到2025年底，建成100个国家级源网荷储一体化示范项目，提升系统自我调节能力，降低对外网依赖。推动智慧电厂建设，利用人工智能、大数据、物联网技术优化发电生产流程，煤电厂通过AI燃烧优化，平均降低供电煤耗1-2g/kWh，新能源电站通过智能化功率预测，预测准确率提升到90%以上，提升并网稳定性。4.绿电耦合技术示范。推动电氢耦合技术示范，利用弃风弃光电量生产绿氢，替代煤电厂自用燃料，或者对外供应绿氢，到2025年底，建成20个以上10MW级绿电制氢示范项目。推动电-热-冷多能联供技术示范，提升可再生能源本地消纳比例。（五）完善发电行业碳管理体系1.健全碳排放统计监测体系。实现1.5万千瓦及以上发电企业碳统计监测全覆盖，推动30万千瓦及以上煤电企业全部安装二氧化碳在线连续监测设备，监测数据直连全国碳市场管理平台，2025年底前完成所有在线监测设备的校准验收，实现碳排放数据自动采集、实时传输。规范碳排放核算方法，每年组织开展发电企业碳排放数据专项核查，确保数据真实准确。2.优化全国碳市场运行机制。完善发电行业碳配额分配方法，坚持以基准线法为核心的免费配额分配机制，2025年起每年逐步降低免费配额比例1个百分点，引入配额有偿发放，逐步提高碳配额的稀缺性。建立CCUS项目减排量认可机制，允许煤电CCUS项目产生的减排量按照50%的比例用于企业碳市场履约，最高不超过企业应缴配额的10%。健全碳市场交易监管机制，严厉打击市场操纵、数据造假等违法违规行为。3.健全绿色电力交易体系。扩大绿电交易规模，推动高耗能企业、数据中心、出口企业优先购买绿电，到2025年底，全国绿电交易规模突破1000亿千瓦时，绿电环境溢价逐步反映碳减排价值。推进绿色电力证书交易，完善绿证与碳减排量衔接机制，鼓励发电企业开发碳中和电力产品，满足下游用户低碳需求。4.强化企业碳信息披露。要求年碳排放量超过100万吨二氧化碳的发电企业，每年发布年度低碳转型报告，披露企业碳排放总量、碳排放强度、低碳投资、转型进度等信息，接受社会监督。推动大型发电集团将低碳转型目标纳入企业战略，建立内部碳考核机制，落实转型责任。（六）推动产业链上下游协同降碳1.上游燃料供应链降碳。推动大型发电集团建立绿色煤炭采购体系，优先采购低硫、低灰、低碳排放强度的煤炭，到2025年底，大型发电集团绿色煤炭采购占比达到80%以上。推动发电企业与煤炭企业协同开展采煤沉陷区治理、风光煤电一体化开发，实现煤炭开采低碳转型。鼓励发电企业增加生物质燃料掺烧比例，到2025年底，全国煤电生物质掺烧规模达到5000万吨标准煤/年，替代煤炭减排二氧化碳超过8000万吨/年。2.下游产业协同降碳。推动发电企业与高载能产业协同发展，在风光基地配套布局电解铝、化工、冶金等高载能项目，实现绿电直供，降低全产业链碳排放。推动发电企业参与氢能产业链建设，依托风光基地打造绿氢生产基地，为交通、化工领域提供低碳燃料。推动发电企业参与充电基础设施建设，配套分布式光伏，为电动汽车提供绿色电力，到2025年底，配套光伏的公共充电设施占比达到30%以上。3.装备供应链降碳。要求大型发电企业在装备采购环节将供应商碳排放强度纳入采购评价标准，优先选择低碳排放的发电设备，推动装备制造企业降低生产过程碳排放。到2025年底，国内主要发电集团核心装备供应链碳排放强度较2020年下降5%以上，推动低碳设计、低碳生产的发电设备成为市场主流。三、政策保障措施（一）落实财税价格政策。将煤电节能降碳改造、灵活性改造、CCUS改造纳入中央预算内投资支持范围，给予不超过项目总投资20%的资金补助。延续可再生能源发电补贴政策，落实好增值税留抵退税、企业所得税优惠政策，对CCUS项目、新型储能项目实施企业所得税“三免三减半”优惠。完善煤电容量补偿机制，对承担系统调节和应急备用功能的煤电，给予每年每千瓦80-120元的容量补偿，补偿费用纳入电力用户销售电价疏导。完善辅助服务价格机制，灵活性改造产生的调节收益全部归发电企业所有，鼓励通过市场化方式形成调节价格。（二）强化金融支持。落实央行碳减排支持工具，对符合条件的发电行业低碳转型项目给予1.75%的低成本资金支持，鼓励金融机构加大绿色信贷投放力度，降低绿色项目融资成本。支持符合条件的发电低碳转型项目发行绿色债券、碳中和债券，推动符合条件的新能源项目、抽水蓄能项目纳入基础设施REITs试点，盘活存量资产，扩大投资规模。鼓励社会资本参与发电行业低碳转型，发起设立国家级发电行业低碳转型基金，总规模不低于1000亿元，撬动社会资本参与示范项目建设。建立转型金融支持框架，对退出煤电产能的企业提供转型金融支持，帮助企业安置职工、开展转型投资。（三）严格监督考核。建立省级发电行业低碳转型目标考核机制，将非化石能源发电占比、供电煤耗、碳排放强度等指标纳入地方政府能源安全与碳减排考核体系，对未完成年度目标的地区，暂停审批新建煤电项目，核减下一年度碳配额总量。建立信息公开制度，每年定期公布各省、各发电企业碳排