7月15日，國家發改委發布了關于印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》的通知。文件指出到2027年煤電低碳改造項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右，這意味著煤電低碳改造將在未來幾年進入規模化。而在低碳改造具體的技術路線方面，國家明確了生物質摻燒、綠氨摻燒和碳捕集利用與封存三種路線。

      文件同時指出需因地制宜發展煤電的低碳化改造，考慮到我國生物質資源以及二氧化碳利用場景的分布情況，對于煤炭與煤電聯營、煤電與可再生能源聯營“兩個聯營”和沙漠、戈壁、荒漠地區大型風電光伏基地配套煤電項目鼓勵率先實施綠氨摻燒示范。這也意味著包括集中式光伏電站等在內的大型風電光伏基地將加速推動綠氨規模化的應用。我國初步規劃到2030年風光“大基地”裝機規模為4.55億千瓦，以庫布其沙漠鄂爾多斯中北部新能源基地項目為例，該項目總裝機規模1600萬千瓦，包括光伏800萬千瓦和風電400萬千瓦，配套建設煤電約400萬千瓦，按同比例計算，4.55億千瓦需配置約1.52億千瓦煤電，按最低摻燒10%規模計算，綠氨摻燒總規模達1520萬千瓦，未來摻燒比例必然會上升。此外，大型風光基地等場景綠氫應用的推進有望推動分布式制氫的發展。

一、發展目標。文件設置了到2025年和2027年煤電低碳化改造明確目標，各階段目標詳情如下所示：

      到2025年，首批煤電低碳化改造建設項目全部開工，轉化應用一批煤電低碳發電技術；相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右、顯著低于現役先進煤電機組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉型探索有益經驗。

到2027年，煤電低碳發電技術路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降；相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉型形成較強的引領帶動作用。

二、改造和建設方式。在具體的煤電低碳改造和建設方式方面，國家明確了三種技術路徑：生物質摻燒、綠氨摻燒和碳捕集利用與封存，其中與氫能相關的包括綠氨摻燒以及碳捕集利用與封存的部分技術利用領域。與氫能相關的內容如下所示：

      綠氨摻燒。利用風電、太陽能發電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電，替代部分燃煤。改造建設后煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。

      碳捕集利用與封存。推廣應用二氧化碳高效驅油等地質利用技術、二氧化碳加氫制甲醇等化工利用技術。

三、改造和建設要求。文件指出煤電低碳化改造項目需要因地制宜發展，并設置了不同場景下優先鼓勵的低碳改造技術，與氫能相關的如下所示：

      項目布局。優先支持在可再生能源資源富集、經濟基礎較好、地質條件適宜的地區實施煤電低碳化改造建設。實施綠氨摻燒的項目，所在地應具備可靠的綠氨來源，并具有豐富的可再生能源資源以滿足綠氨制備需要。實施碳捕集利用與封存的項目，所在地及周邊應具備二氧化碳資源化利用場景，或具有長期穩定地質封存條件。

      機組條件。鼓勵已實施低碳化改造建設的煤電機組進一步降低碳排放水平。鼓勵承擔煤電工業熱電解耦及靈活協同發電、煤電安全高效深度調峰等技術攻關任務的機組實施低碳化改造。鼓勵煤炭與煤電聯營、煤電與可再生能源聯營“兩個聯營”和沙漠、戈壁、荒漠地區大型風電光伏基地配套煤電項目率先實施綠氨摻燒示范。綠氨摻燒項目氨存儲設施原則上應建于煤電機組廠區外，項目實施單位應進一步明確并嚴格執行具體管理要求。

四、保障措施。文件指出將從加大資金支持力度、強化政策支撐保障、優化電網運行調度、加強技術創新應用四大領域提供政策支持。利用超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設項目予以支持，同時鼓勵各地區因地制宜制定加大對項目的投資補助力度。文件指出探索建立由政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，鼓勵符合條件的項目通過發行REITs、綠色債券或申請綠色信貸、科技創新和技術改造再貸款等渠道融資。除了金融方面的支持，文件在項目實際運營中設置了“綠色通道”，其中與氫能相關的如下所示：

      優化電網運行調度。推動對摻燒生物質/綠氨發電、加裝碳捕集利用與封存設施部分電量予以單獨計量。電網企業要優化電力運行調度方案，優先支持碳減排效果突出的煤電低碳化改造建設項目接入電網，對項目的可再生能源發電量或零碳發電量予以優先上網。

      加強技術創新應用。加強煤電摻燒生物質、低成本綠氨制備、高比例摻燒農作物秸稈等技術攻關。