戴潔，桑妲，胡靜，3，勵剛，張嘯虎

(1.上海市環(huán)境科學研究院，上海 200233；2.國家電網(wǎng)公司華東分部，上海 200120；3.國家環(huán)境保護城市大氣復合污染成因與防治重點實驗室，上海 200233)

2020 年9 月22 日，習近平總書記在第75 屆聯(lián)合國大會一般性辯論上，就中國“二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060 年前實現(xiàn)碳中和”向國際社會作出莊嚴承諾。應對氣候變化成為倒逼中國能源轉(zhuǎn)型的重要途徑[1]。長三角區(qū)域是我國經(jīng)濟增長速度最快、經(jīng)濟總量最大的區(qū)域，有責任、也有義務在全國率先實現(xiàn)碳排放達峰以及空氣質(zhì)量達標目標。其中，上海市已明確全市碳排放總量與人均碳排放于2025 年之前達到峰值[2]，且其PM2.5已于2019 年達到國家二級標準；浙江省提出所轄的杭州、寧波、溫州等發(fā)達城市碳排放提前達峰[3]，且其PM2.5已于2018 年達到國家二級標準；江蘇省鼓勵淮安、南京、常州、無錫等城市突出峰值目標；安徽省支持國家低碳城市試點碳排放率先達到峰值[3]。江蘇、安徽兩省空氣質(zhì)量目前尚未達標。煤電行業(yè)是長三角區(qū)域污染物排放和碳排放的重要大戶，“十三五”期間，煤電行業(yè)通過大力推進超低排放改造、嚴格實施煤炭總量控制、不斷淘汰落后產(chǎn)能、積極推進現(xiàn)有電廠節(jié)能降耗等，為區(qū)域環(huán)境質(zhì)量的改善作出了貢獻?！笆奈濉逼陂g，長三角區(qū)域電力行業(yè)面臨碳排放達峰和空氣質(zhì)量穩(wěn)定達標的壓力，同時又要滿足電力剛性增長需求，在可再生能源發(fā)展尚無法全面保障電力需求的情況下，煤電依然是保證能源安全的主要選擇之一?！笆奈濉逼陂g煤電行業(yè)如何實現(xiàn)綠色發(fā)展，是本文研究的重點和難點。

目前，對于煤電行業(yè)的研究主要集中于超低排放改造對電廠污染物排放的影響[4－6]，對電廠二氧化碳排放的計算方法[7－9]、監(jiān)測方法[10]、影響因素[11－12]以及交易策略[13－14]等進行分析，同時針對電廠污染物排放和二氧化碳排放協(xié)同開展分析的研究還不多見。本文基于長三角區(qū)域煤電行業(yè)排放績效分析開展國際對標，明確長三角區(qū)域煤電行業(yè)排放水平，并采用情景分析法，對未來長三角區(qū)域煤電行業(yè)污染物減排及碳減排潛力進行預測分析，提出長三角區(qū)域提升排放績效、優(yōu)化電力規(guī)劃的實施建議。

1 長三角區(qū)域煤電行業(yè)“十四五”排放預測

1.1 研究方法

基于2017 年長三角區(qū)域三省一市電力行業(yè)污染物排放、碳排放績效及煤耗水平，針對煤電行業(yè)，按照現(xiàn)有“十四五”電源預測結(jié)構(gòu)及發(fā)電小時數(shù)，通過情景分析模擬區(qū)域不同排放控制目標下，2025 年長三角區(qū)域煤電行業(yè)污染物排放量、碳排放量以及煤耗量，從而明確“十四五”區(qū)域煤電行業(yè)的排放空間和減排潛力，為長三角區(qū)域“十四五”煤電行業(yè)的綠色發(fā)展提供決策參考。

(1)基準情景:按照中長期規(guī)劃研究方案設定電源結(jié)構(gòu)及發(fā)電量，煤電行業(yè)污染物排放總量、碳排放總量及煤耗總量未設定具體總量控制目標，污染物排放、碳排放績效及煤耗水平均延續(xù)2017 年排放水平，無變化。

(2)弱減排情景:按照中長期規(guī)劃研究方案設定電源結(jié)構(gòu)及發(fā)電量，考慮到空氣質(zhì)量達標、碳排放達峰“雙達”目標的壓力，新增項目實施污染物及煤炭等量替代政策，碳排放權(quán)交易全面開展，區(qū)域內(nèi)污染物排放總量、碳排放總量、煤耗總量與2017 年相比實現(xiàn)零增長。

(3)強減排情景:按照中長期規(guī)劃研究方案設定電源結(jié)構(gòu)及發(fā)電量，碳排放總量、煤耗總量繼續(xù)延續(xù)“十三五”期間的減排要求，年均減排率約為1.02%。考慮到由于超低排放改造工作的推進，“十三五”期間污染物排放總量下降幅度很大，“十四五”期間大規(guī)模減排可能性較小，因此，依據(jù)上海市環(huán)境科學院研究成果①國家重點研發(fā)計劃“大氣污染成因與控制技術(shù)研究”課題六長三角區(qū)域空氣質(zhì)量改善路線圖細化和實施方案研究中期報告。，基于長三角區(qū)域中長期(至2035 年)空氣質(zhì)量達到30 微克/立方米以下進行考慮，年均減排率約為2.26%。

1.2 現(xiàn)狀分析

2017 年，長三角區(qū)域電源由煤電、油電、氣電、常規(guī)水電、抽水蓄能、核電、風電、太陽能等電源類型構(gòu)成，其中煤電占比63.90%、氣電占比10.82%。煤電是長三角區(qū)域的主要電力來源，2017 年裝機容量為186736MW，其中上海占比8.1%，江蘇占比41.5%，浙江為25.0%，安徽為25.5%，全年發(fā)電量為8922 億kWh。目前，長三角區(qū)域主要燃煤機組均已完成超低排放改造(2017 年底前，上海市已全部完成公用電廠的燃煤機組超低排放改造；江蘇省現(xiàn)役10 萬千瓦及以上煤電機組均達到超低排放要求；浙江省30 萬千瓦及以上機組全面完成超低排放改造；安徽省20 萬千瓦及以上燃煤火電機組全部實現(xiàn)超低排放)。

1.2.1 污染物排放績效對比

以長三角區(qū)域國家重點監(jiān)控公用燃煤電廠為例，計算各省市燃煤電廠污染物排放績效(即單位發(fā)電量的污染物排放量)。其中，發(fā)電量數(shù)據(jù)來自國家電網(wǎng)公司統(tǒng)計數(shù)據(jù)，污染物排放數(shù)據(jù)來自全國排污許可證管理信息平臺。如圖1 所示，2017 年長三角區(qū)域內(nèi)燃煤電廠SO2、NOx以及顆粒物的排放績效不僅優(yōu)于全國排放績效，還明顯優(yōu)于超低排放績效。經(jīng)過超低排放改造后，區(qū)域燃煤電廠的污染物排放績效已有了較大的提升。其中，上海市燃煤電廠排放績效最優(yōu)，單位發(fā)電量的SO2排放、單位發(fā)電量的NOx排放以及單位發(fā)電量的顆粒物排放均為區(qū)域最低，分別為0.045g/kWh、0.079g/kWh 和0.006g/kWh，浙江省次之，江蘇省第三，安徽省稍顯落后。且從2011 年5 月3 日后，長三角區(qū)域新建、擴建、改建的所有燃煤電廠執(zhí)行的排放績效與美國相比[15]，也有明顯優(yōu)勢。

圖1 長三角區(qū)域2017 年燃煤電廠排放績效對比

1.2.2 碳排放績效對比

基于上海市國家重點監(jiān)控公用燃煤電廠2017 年碳排放數(shù)據(jù)以及發(fā)電量數(shù)據(jù)，計算得到2017 年單位發(fā)電量碳排放績效。根據(jù)江浙皖國家重點監(jiān)控公用燃煤電廠2017 年發(fā)電量數(shù)據(jù)和煤耗數(shù)據(jù)，折算得到單位發(fā)電量煤耗數(shù)據(jù)，再根據(jù)上海市電廠碳排放量與煤耗之間的折算關(guān)系，計算得到單位發(fā)電量碳排放績效②由于未能獲取江浙皖電廠分能源品種的能源消耗數(shù)據(jù)，因而對碳排放進行詳細核算時，本研究暫根據(jù)上海市單位標準煤碳排放數(shù)據(jù)對江浙皖碳排放進行折算，數(shù)據(jù)可能存在一定的不確定性。。

結(jié)果顯示，與全國平均水平相比，長三角區(qū)域國家重點監(jiān)控公用燃煤電廠總體排放績效較好，為 810.9gCO2/kWh，比全國平均水平低33.1gCO2/kWh。浙江省燃煤電廠單位發(fā)電量碳排放績效最優(yōu)，為798.7gCO2/kWh，江蘇省次之，第三為上海市，安徽省未來下降空間最大。如圖2 所示，將長三角區(qū)域燃煤電廠單位發(fā)電量實際碳排放績效與美國的排放要求做對比，可以看出，當前長三角區(qū)域燃煤電廠的排放水平略低于美國2014 年后改擴建(2014 年6 月8 日后，熱力輸入在2000MMBtu/h 以上)燃煤電廠水平[17]，但比美國2014 年6 月8 日后新建燃煤電廠的水平要高，且高出166gCO2/kWh。

圖2 長三角區(qū)域單位發(fā)電量碳排放績效對比

1.3 情景分析

1.3.1 煤電發(fā)展低方案

煤電發(fā)展低方案③來自國家電網(wǎng)公司華東分部研究成果。指“十四五”期間僅考慮已核準的燃煤機組作為新增量。因此，煤電發(fā)展低方案下，長三角區(qū)域合計煤電機組裝機容量凈增量為2017 年以后已核準的燃煤機組裝機容量減去計劃退役煤電裝機容量，一共是8948MW。其中，上海市占比－2%，江蘇省占比25%，浙江省占比2%，安徽省占比75%。本研究中長三角區(qū)域煤電機組2025 年利用小時參考使用4647小時④來自國家電網(wǎng)公司華東分部研究成果。。

對比排放總量:基準情景下，SO2排放總量為5.65 萬噸，比2017 年增加2.87%；NOx排放總量為10.22 萬噸，比2017 年增加1.93%；顆粒物排放總量為1.19 萬噸，比2017 年增加2.67%；碳排放總量為7.40 億噸，比2017 年增加1.97%；煤耗量為2.62 億噸標準煤，比2017 年增加1.97%。弱減排情景下，2025 年，SO2排放總量為5.50 萬噸，NOx排放總量為10.02 萬噸，顆粒物排放總量為1.16 萬噸，碳排放總量為7.25 億噸，煤耗量為2.57 億噸標準煤，均與2017 年持平。強減排情景下，2025 年，SO2排放總量為4.58 萬噸，比2017 年減少16.70%；NOx排放總量為8.35 萬噸，比2017 年減少16.70%；顆粒物排放總量為9.63 萬噸，比2017 年減少16.70%；碳排放總量為6.68 億噸，比2017 年減少7.88%；煤耗量為2.37 億噸標準煤，比2017 年減少7.88%。參見表1。

表1 煤電發(fā)展低方案下不同情景排放總量對比

基于對煤電發(fā)展低方案的測算分析，基準情景下，長三角區(qū)域整體無論在傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放還是在碳排放或煤耗方面，與2017 年相比均呈現(xiàn)略微增長趨勢；弱減排情景下則與2017 年基本持平；強減排情景下，長三角區(qū)域傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放與2017 年相比還需下降16.69%，碳排放和煤耗量則需下降7.88%。即使現(xiàn)有機組延續(xù)當前的排放績效，并不開展額外的節(jié)能減排工作，至2025 年，無論是傳統(tǒng)污染物排放還是碳排放或煤耗，與2017 年相比僅增長1%～2%。由此可見，煤電發(fā)展低方案對于區(qū)域的傳統(tǒng)污染物排放、碳排放或煤耗的增長需求并不大，因此對于資源環(huán)境約束的壓力也不大。

對比排放績效:基準情景下，區(qū)域整體排放績效與2017 年持平；弱減排情景下，無論在傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放還是在碳排放或煤耗績效方面，均需在2017 年基礎(chǔ)上下降1.88%；強減排情景下，傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放績效與2017 年相比均需下降18.26%，碳排放或煤耗績效方面，與2017 年相比需下降9.61%，尤其是碳排放績效和煤耗績效水平方面，區(qū)域整體平均績效遠低于目前代表區(qū)域最好水平的某電廠的績效?；诂F(xiàn)有減排技術(shù)水平，煤電發(fā)展低方案基本符合基準情景或弱減排情景的管理要求。但如果把管理要求進一步提升到強減排情景，區(qū)域整體排放績效，尤其在碳排放或煤耗績效方面，基于現(xiàn)有技術(shù)或管理水平難以實現(xiàn)，除非未來幾年燃煤電廠出現(xiàn)減排成效特別好且易于推廣的節(jié)能降碳新技術(shù)。參見表2。

表2 煤電發(fā)展低方案下不同情景排放績效對比

1.3.2 煤電發(fā)展高方案

煤電發(fā)展高方案⑤來自國家電網(wǎng)公司華東分部研究成果。指在已核準煤電項目機組基礎(chǔ)上，考慮區(qū)域內(nèi)新增一定規(guī)模的燃煤機組，以滿足“十四五”電力增長的需求。煤電發(fā)展高方案下，與2017 年相比，2025 年區(qū)域煤電機組凈增加裝機容量大概為44762MW，其中，上海市占比1%，江蘇省占比26%，浙江省占比30%，安徽省占比43%。

對比排放總量:基準情景下，SO2排放總量為6.69 萬噸，比2017 年增加21.82%；NOx排放總量為12.12 萬噸，比2017 年增加20.93%；顆粒物排放總量為1.43 萬噸，比2017 年增加23.29%；碳排放總量為8.74 億噸，比2017 年增加20.58%；煤耗量為3.10 億噸標準煤，比2017 年增加20.58%。弱減排情景下，SO2排放總量為5.50 萬噸，NOx排放總量為10.02 萬噸，顆粒物排放總量為1.16 萬噸，碳排放總量為7.25 億噸，煤耗量為2.57 億噸標準煤，均與2017 年持平。強減排情景下，SO2排放總量為4.58 萬噸，比2017 年減少16.70%；NOx排放總量為8.35 萬噸，比2017 年減少16.70%；顆粒物排放總量為0.96 萬噸，比2017 年減少16.70%；碳排放總量為6.68 億噸，比2017 年減少7.88%；煤耗量為2.37 億噸標準煤，比2017 年減少7.88%。參見表3。

表3 煤電發(fā)展高方案下不同情景排放總量對比

基于上述分析，基準情景下，長三角區(qū)域整體無論在傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物減排還是在碳排放或煤耗方面，與2017 年相比均有至少20%的增長需求；弱減排情景下則與2017 年基本持平；強減排情景下，長三角區(qū)域傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放與2017 年相比還需下降16.7%，碳排放和煤耗量則需下降7.88%?；诂F(xiàn)有資源環(huán)境管理要求，基準情景下，“十四五”期間，區(qū)域煤電行業(yè)對比目前現(xiàn)狀至少還需降低20%的污染物排放、碳排放或煤耗增量，與當前的管理要求不相符合。

對比排放績效:基準情景下，區(qū)域整體排放績效與2017 年持平；弱減排情景下，無論在傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放還是在碳排放或煤耗績效方面，均需在2017 年基礎(chǔ)上下降17.06%，尤其在碳排放績效和煤耗水平方面，區(qū)域整體平均績效水平需下降到代表區(qū)域最好水平的某電廠以下；強減排情景下，傳統(tǒng)污染物SO2、NOx、顆粒物排放績效與2017 年相比均需下降30.91%，碳排放或煤耗績效方面，與2017 年相比需下降23.60%。尤其是在碳排放績效和煤耗水平方面，區(qū)域整體平均績效遠低于代表區(qū)域最好水平的某電廠的績效?；诂F(xiàn)有減排技術(shù)水平，弱減排情景和強減排情景下，區(qū)域整體排放績效，尤其是碳排放或煤耗績效方面，基于現(xiàn)有技術(shù)或管理水平難以實現(xiàn)，除非未來幾年燃煤電廠出現(xiàn)減排成效特別好且易于推廣的節(jié)能降碳新技術(shù)。參見表4。

表4 煤電發(fā)展高方案下不同情景排放績效對比

2 結(jié)果與討論

長三角區(qū)域煤電機組傳統(tǒng)污染物如SO2、NOx及顆粒物控制成效顯著。通過超低排放改造，長三角區(qū)域煤電機組的污染物排放水平已明顯下降。整體來看，其污染物排放績效已達到世界同類機組的先進水平，且“十四五”期間，盡管現(xiàn)有機組進一步減排存在難度，但還是有一定的減排潛力。新增機組的污染物排放依然可望通過現(xiàn)有機組的進一步減排，促進現(xiàn)有機組污染物排放績效向區(qū)域內(nèi)先進機組污染物排放績效靠近，從而抵消新增機組的污染物排放，達到污染物排放零增長甚至負增長的目標。

碳排放(或煤炭)總量控制將成為長三角區(qū)域新增煤電機組的主要限制因素。一方面，當前長三角區(qū)域電源結(jié)構(gòu)依然偏重，燃煤機組比例較高，與國際先進水平存在差距，如截至2017 年6 月，美國燃煤裝機占比24.0%，燃氣裝機占比41.4%；另一方面，與國際燃煤機組相比，長三角區(qū)域燃煤機組的單位發(fā)電量碳排放水平并無優(yōu)勢，依然存在一定的下降空間。與此同時，為了實現(xiàn)我國2030 年前碳排放達峰目標，煤炭和碳排放實行總量控制，新增煤炭項目實行等煤量替代?，F(xiàn)行政策下，若考慮嚴控發(fā)電用煤總量，則“十四五”期間長三角區(qū)域凈新增煤電機組(已考慮關(guān)停機組與新增機組的等量置換)導致的新增煤耗將依賴于現(xiàn)有機組的減煤量。等煤量替代條件下，尤其在煤電發(fā)展高方案下，“十四五”期間長三角區(qū)域現(xiàn)有機組的平均單位發(fā)電量能耗需下降到低于代表區(qū)域最好水平的某電廠的水平，實際操作難度極其大，按照現(xiàn)有技術(shù)條件下進行展望，基本難以實現(xiàn)。

碳排放權(quán)交易可為新增碳排放指標提供一定的緩解出口，但新增煤耗指標的來源尚不明確，難以獲取。全國碳排放權(quán)交易市場上線交易已于2021 年7 月正式啟動，目前已納入發(fā)電行業(yè)重點排放單位名單的單位共2225 家[18]?；诒狙芯拷Y(jié)果，當前長三角區(qū)域新增煤電機組的碳排放難以通過現(xiàn)有機組減排進行抵消，全國碳排放權(quán)交易將為新增機組的碳排放權(quán)指標獲取提供一條途徑。但與此同時，由于用能權(quán)交易還處于試點過程，長三角區(qū)域僅有浙江省開展了試點工作，因此，“十四五”期間，煤電發(fā)展低方案下，當前長三角區(qū)域新增煤電機組的煤耗可通過現(xiàn)有機組減排進行抵消。但煤電發(fā)展高方案下，難以通過現(xiàn)有機組減排進行抵消的情況下，能否通過用能權(quán)交易作為新增煤耗指標的來源，前景尚不明確。

3 結(jié)語

“十四五”期間，長三角區(qū)域電力行業(yè)尤其是煤電行業(yè)將面臨巨大壓力。長三角區(qū)域存在電力消費剛性增長需求。但同時面臨污染物排放，尤其是能耗及碳排放總量控制要求。為此，提出實施建議如下:一是嚴格控制新增機組增量排放空間；二是充分挖掘現(xiàn)有機組減量排放潛力。

3.1 嚴格控制新增機組增量排放空間

一是密切關(guān)注近期碳排放達峰和遠期碳中和要求，適時調(diào)整電源結(jié)構(gòu)規(guī)劃。按照相關(guān)主管部門的統(tǒng)一部署，各省份已啟動碳排放達峰方案編制工作。可以預見，煤電行業(yè)的碳排放控制將是達峰的重點工作之一。建議緊密跟蹤長三角區(qū)域碳排放達峰最新要求，以長三角一體化國家戰(zhàn)略實施為契機，對長三角區(qū)域電力電源結(jié)構(gòu)進行全面優(yōu)化布局，持續(xù)研究區(qū)域煤電合理裝機容量，有效把控新增產(chǎn)能規(guī)模與布局，適時調(diào)整電源結(jié)構(gòu)規(guī)劃，加強不同電源類型之間、電源與電網(wǎng)之間的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)規(guī)劃，逐步降低區(qū)域煤電比例。同時，建議建立“皖電東送”空氣質(zhì)量生態(tài)補償機制，推進工業(yè)企業(yè)提標改造，減少其他行業(yè)產(chǎn)業(yè)大氣污染排放，為“皖電東送”項目騰籠換鳥。

二是積極接受區(qū)外來電，大力發(fā)展區(qū)內(nèi)非化石能源發(fā)電，保障用電增長需求。加強電力規(guī)劃建設，積極接受區(qū)外來電，優(yōu)先考慮非化石能源發(fā)電和區(qū)外電力滿足新增用電量需求，同時鼓勵區(qū)域內(nèi)電力企業(yè)積極投資非化石能源建設。

三是積極參與碳排放權(quán)、用能權(quán)交易試點工作，推動減排指標跨區(qū)域交易。電力行業(yè)為全國碳排放權(quán)交易先期啟動行業(yè)，考慮到未來總量控制要求，建議積極推進減排工作。2016 年9 月，國家發(fā)展改革委發(fā)布?用能權(quán)有償使用和交易制度試點方案?[19]，長三角區(qū)域內(nèi)浙江省為試點省份。但目前來看，初期以企業(yè)與政府交易為主，市場成熟后交易主體為企業(yè)與企業(yè)、企業(yè)與政府[20]。建議密切關(guān)注用能權(quán)交易試點工作進展，必要時積極參與試點工作。同時，考慮到區(qū)域內(nèi)指標需求存在不平衡，應積極推動指標在跨區(qū)域?qū)用娴牧鲃印?/p>

3.2 充分挖掘現(xiàn)有機組減量排放潛力

一是有序淘汰落后產(chǎn)能，建立落后產(chǎn)能負面清單。綜合考慮技術(shù)水平、資源稟賦、地理區(qū)位、能源供需、環(huán)境保護等方面因素，建立落后產(chǎn)能負面清單，主要針對中小規(guī)模、高能耗、高污染的煤電企業(yè)有序化解現(xiàn)有過剩產(chǎn)能，優(yōu)先淘汰煤電機組密度高、空氣污染嚴重的產(chǎn)能，尤其是江蘇、安徽等區(qū)域。

二是建立低碳環(huán)保指標體系，嚴格執(zhí)行環(huán)保優(yōu)先的發(fā)電調(diào)度原則，減少排放。盡快完善優(yōu)化火電機組發(fā)電排序相關(guān)技術(shù)標準和細則，綜合考慮各項涉及節(jié)能環(huán)保發(fā)電的約束條件，納入碳排放強度、污染物排放強度等指標，并參考?上海市燃煤發(fā)電機組環(huán)保排序辦法?[21]等，通過改進發(fā)電調(diào)度方式，強化低碳環(huán)保指標在發(fā)電調(diào)度中的作用，間接調(diào)控各類機組的發(fā)電次序和方式，科學指導燃煤發(fā)電機組調(diào)峰順序和深度，實施節(jié)能環(huán)保調(diào)度，提高高效環(huán)保燃煤發(fā)電機組負荷率。

三是制定煤電機組差異化調(diào)峰運行政策，最大限度保證高效機組運行。從世界范圍看，煤電正逐步向調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。隨著清潔能源的快速發(fā)展，煤電向調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型的速度將比預期更快。相對于建設調(diào)節(jié)電源、抽蓄、儲能等設施，煤電靈活性改造是成本最低的系統(tǒng)靈活性提升方式。但并非所有煤電機組都適合深度調(diào)峰運行，例如，近年來我國建設的一批超超臨界機組，降出力運行會明顯影響其運行效率。因此對不同煤電機組應采取差異化策略，著重挖掘容量參數(shù)偏低的煤電機組調(diào)峰潛力[22]。建議在去產(chǎn)能時適度保留部分60 萬千瓦、30 萬千瓦的亞臨界機組，充分挖掘其調(diào)峰與備用價值。

四是提升煤品質(zhì)量，并積極開發(fā)應用新技術(shù)。煤品質(zhì)量對于碳排放有直接的關(guān)系，建議提升區(qū)域煤品質(zhì)量，降低電廠碳排放，同時積極開發(fā)應用新技術(shù)，如試點引進碳捕獲與封存技術(shù)(CCS，carbon capture and storage)等。