7月15日，国家发改委发布了关于印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知。文件指出到2027年煤电低碳改造项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右，这意味着煤电低碳改造将在未来几年进入规模化。而在低碳改造具体的技术路线方面，国家明确了生物质掺烧、绿氨掺烧和碳捕集利用与封存三种路线。
文件同时指出需因地制宜发展煤电的低碳化改造，考虑到我国生物质资源以及二氧化碳利用场景的分布情况，对于煤炭与煤电联营、煤电与可再生能源联营“两个联营”和沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目鼓励率先实施绿氨掺烧示范。这也意味着包括集中式光伏电站等在内的大型风电光伏基地将加速推动绿氨规模化的应用。我国初步规划到2030年风光“大基地”装机规模为4.55亿千瓦，以库布其沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目为例，该项目总装机规模1600万千瓦，包括光伏800万千瓦和风电400万千瓦，配套建设煤电约400万千瓦，按同比例计算，4.55亿千瓦需配置约1.52亿千瓦煤电，按最低掺烧10%规模计算，绿氨掺烧总规模达1520万千瓦，未来掺烧比例必然会上升。此外，大型风光基地等场景绿氢应用的推进有望推动分布式制氢的发展。
一、发展目标。文件设置了到2025年和2027年煤电低碳化改造明确目标，各阶段目标详情如下所示：
到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。
到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。
二、改造和建设方式。在具体的煤电低碳改造和建设方式方面，国家明确了三种技术路径：生物质掺烧、绿氨掺烧和碳捕集利用与封存，其中与氢能相关的包括绿氨掺烧以及碳捕集利用与封存的部分技术利用领域。与氢能相关的内容如下所示：
绿氨掺烧。利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。
碳捕集利用与封存。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。
三、改造和建设要求。文件指出煤电低碳化改造项目需要因地制宜发展，并设置了不同场景下优先鼓励的低碳改造技术，与氢能相关的如下所示：
项目布局。优先支持在可再生能源资源富集、经济基础较好、地质条件适宜的地区实施煤电低碳化改造建设。实施绿氨掺烧的项目，所在地应具备可靠的绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。实施碳捕集利用与封存的项目，所在地及周边应具备二氧化碳资源化利用场景，或具有长期稳定地质封存条件。
机组条件。鼓励已实施低碳化改造建设的煤电机组进一步降低碳排放水平。鼓励承担煤电工业热电解耦及灵活协同发电、煤电安全高效深度调峰等技术攻关任务的机组实施低碳化改造。鼓励煤炭与煤电联营、煤电与可再生能源联营“两个联营”和沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。绿氨掺烧项目氨存储设施原则上应建于煤电机组厂区外，项目实施单位应进一步明确并严格执行具体管理要求。
四、保障措施。文件指出将从加大资金支持力度、强化政策支撑保障、优化电网运行调度、加强技术创新应用四大领域提供政策支持。利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持，同时鼓励各地区因地制宜制定加大对项目的投资补助力度。文件指出探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，鼓励符合条件的项目通过发行REITs、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资。除了金融方面的支持，文件在项目实际运营中设置了“绿色通道”，其中与氢能相关的如下所示：
优化电网运行调度。推动对掺烧生物质/绿氨发电、加装碳捕集利用与封存设施部分电量予以单独计量。电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。
加强技术创新应用。加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关。
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