研究显示，燃煤发电产生的二氧化碳排放量占全国总排放量的40%以上，是未来减碳的最大主体^[1-2]。在碳达峰、碳中和目标以及构建以新能源为主体的新型电力系统的背景下，燃煤发电的低碳转型是大势所趋。智佳佳和旷贤启^[3]提出通过延长机组寿命、火力发电机组改造、生物质耦合发电、推广综合能源服务、加快低碳技术发展和贡献负碳等技术手段，助力火力发电行业转型发展。冯伟忠和李励^[4]提出煤电机组基于现有相关技术体系，可以采用“三步走”减碳战略：通过节能降耗和深度调峰等技术减碳方式实现低碳化；通过燃煤机组燃用生物质颗粒燃料的燃料脱碳方式实现零碳化；通过烟气脱碳方式实现负碳化，逐步实现转型。杜冬梅等^[5]提出“双碳”目标下中国电力行业低碳转型的思路，包括：通过推动煤电清洁和可再生能源高效发展增加清洁能源比例，关停低效率、高排放火电厂，发展智能电网技术，加快低碳减排技术的研发及应用等。邹磊^[6]分析了中国煤电机组发展历程及现状，对煤电清洁高效低碳发展提出了建议：依托先进煤电技术促进煤炭清洁高效利用，积极构建煤电可持续发展。王晓娜等^[7]对低碳背景下煤电机组转型技术方案进行研究，提出未来煤电机组的转型发展思路和建议：加快煤电机组灵活性改造，加强煤电机组供热改造，推动煤电企业向综合能源服务商转变。赵春生等^[8]研究了燃煤发电行业低碳发展路径，提出通过提升现有机组能效水平，用高效超低排放的高参数发电机组替代中小型燃煤机组，积极推广低碳技术的应用，开展碳中和多联产，提升煤电机组的灵活调峰能力，加强与可再生能源的耦合发展等低碳发展路径，实现系统单元的碳中和；同时指出需要加大对燃煤发电行业低碳技术装备标准的制定力度，加强燃煤发电行业节能、绿色、低碳标准体系建设，夯实标准化绿色低碳发展基础。华志刚等^[9]研究中国电力行业碳达峰实施路径，提出积极引导煤电发挥容量效应和灵活性优势，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，推动煤电高质量发展；同时建议完善技术标准体系，推动能源电力领域新型基础设施与先进信息通信控制技术耦合发展，拓展综合能源服务。毛健雄等^[10]研究中国煤电低碳转型之路，提出: 高效煤电加生物质混烧是全球煤电低碳转型发展的方向；生物质发电是原料减碳的有效措施；煤电升级改造、生物质混烧和碳捕集利用与封存(carbon capture utilization and storage，CCUS)的技术路径，对中国力争在2060年前实现碳中和的目标具有重要战略意义。

目前已普遍开展对煤电低碳转型的路径研究，部分研究对完善技术标准体系提出建议。本文探讨煤电低碳转型对标准的重要需求，分析典型标准的成效和问题，给出煤电低碳转型的标准化工作建议。

为应对全球气候变化，落实《巴黎协定》减排目标，欧盟成员国以及其他国家相继给出放弃煤电的时间表，表示要用低碳能源、可再生能源替代煤炭。法国承诺在2021年关闭所有燃煤电厂；意大利、爱尔兰预计2025年前完成煤电退出；芬兰、丹麦、葡萄牙等国到2030年全面禁煤；荷兰也将从2030年起禁止使用煤炭发电；欧盟成员国中明确表示退出煤炭的国家已增至21个；波兰、罗马尼亚、保加利亚、斯洛文尼亚和克罗地亚还尚未明确表示退出煤炭的时间。值得注意的是，煤电低碳转型的进程遭遇了反复，2022年以来国际能源市场的动荡使欧洲一些国家重启燃煤发电项目^[11-12]。但总体而言，煤电绿色低碳转型仍然是大势所趋。

《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少煤炭消费。中共中央、国务院印发的《国家标准化发展纲要》，明确指出要加快节能标准更新升级，抓紧修订一批能耗限额、产品设备能效强制性国家标准，提升重点产品能耗限额要求，研究制定碳捕集利用与封存标准。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，提出严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。国务院印发的《“十四五”节能减排综合工作方案》，提出严格合理控制煤炭消费增长，抓好煤炭清洁高效利用，推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，持续推动煤电机组超低排放改造。国家发展改革委、国家能源局制定的《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，持续优化能源电力结构和布局，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展。国家发展改革委等部门发布《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平(2022年版)》，明确了300/600/1 000 MW级燃煤发电机组煤耗基准水平和标杆水平，要求新建机组的供电煤耗水平按照标杆水平建设。国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，提出进一步完善和提升煤电机组能效和灵活性等标准，明确考核约束和关键配套有关技术标准要求，结合煤电“三改联动”开展先进适用标准试点示范。

针对上述政策目标，多家研究机构对煤电低碳转型技术路径进行了研究^[3-10]。相关研究中提出的主要煤电低碳转型技术路径总结，如表 1所示。

上述政策措施和研究成果对煤电低碳转型的技术路径具有较高的共识。本文总结提出的煤电低碳转型的技术路径，结合政策措施中提出的重点工作任务，研究提出标准的重点需求，如表 2所示。

国际标准化组织(International Organization for Standardization, ISO)发布的与煤电低碳转型相关的典型标准见表 3。

典型煤电低碳转型相关国家标准见表 4。

典型煤电低碳转型相关行业标准见表 5。

收集到的煤电低碳转型典型地方标准见表 6。

在指导煤电低碳转型的国家标准方面，目标导向、能源计量、能源管理、绩效评估和温室气体排放核算等方面已有一些标准成果。在行业标准方面，燃煤电厂能效评价、节能量计算、节能诊断、燃煤管理和温室气体排放统计指标等标准为煤电低碳转型提供了基础共性的标准支撑。其中，强制性能耗限额标准是引领和规范煤电行业节能降碳的重要标准之一。

在地方标准方面，上海、重庆、山东和河北等地方制定了能源消耗限额标准。上海市地方标准《燃煤凝汽式汽轮发电机组单位产品能源消耗指标》(DB31/T 507—2021)规定燃煤凝汽式汽轮发电机组供电标煤耗率不高于机组单位产品能耗准入值273 g/(kW·h)，1 000 MW和660 MW的超超临界的供电标煤耗率1级指标(先进值)分别为273、276 g/(kW·h)，2级指标(限定值)分别为279、290 g/(kW·h)。其中，超超临界(1 000 MW)发电机组的限定值比国家标准《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB 21258—2017)中规定的超超临界(1 000 MW)发电机组的限定值285 g/(kW·h)提升了2%，以更严格的指标引领行业节能降碳。此外，上海市地方标准《燃煤发电企业碳排放指标》(DB31/T 1139—2019)规定燃煤发电企业(或机组)单位产品碳排放水平，超超临界1 000、660 MW机组碳排放指标为不超过7.742×10^-4 t/(kW·h)二氧化碳当量，超临界机组900、600 MW碳排放指标为8.182×10^-4 t/(kW·h)二氧化碳当量，即每万千瓦时不超过8.182 t二氧化碳当量，亚临界机组600、300 MW碳排放指标为8.989×10^-4 t/(kW·h)二氧化碳当量，在通过标准引领降低碳排放强度方面具有创新性。

根据《中华人民共和国节约能源法》的规定，生产过程中耗能高的产品的生产单位，应当执行单位产品能耗限额标准。对超过单位产品能耗限额标准用能的生产单位，由管理节能工作的部门按照国务院规定的权限责令限期治理。不符合强制性节能标准的项目，建设单位不得开工建设；已经建成的，不得投入生产、使用。《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB 21258—2017)指出提升单位供电煤耗水平后，有30%的超高压机组和20%的超临界、亚临界机组达不到能耗限额限定值。能效较低的企业必须实施节能技术改造、提升管理水平来加快降低单位供电煤耗。潘荔等^[14]认为强制性能耗限额标准发挥的倒逼作用，有望推动煤电行业平均标准煤耗率降至307 g/(kW·h)以下，淘汰落后煤电2 000万kW·h以上，累计节能约0.86亿t标准煤，减少二氧化碳排放约2.4亿t，实现显著的节能减排效果。

赵树宽等^[15]研究认为技术标准进程缓慢、市场适应性差，难以为技术创新成果产业化提供有效支撑时，在一定程度上会阻碍技术创新的发展。以燃煤生物质耦合发电技术为例，目前国家标准、行业标准和地方标准还处于空白状态。燃煤生物质耦合发电工程的设计、施工、验收和运行等都需要技术标准作为依据和指导，标准的缺失会增加投资、建设和运营等相关方的交易成本，影响工程承包、项目招投标等环节的高效开展。王一坤等^[16]研究表明，生物质耦合发电能够大幅降低机组单位发电的二氧化碳排放量，但锅炉热效率会下降。现有强制性能耗限额标准中未规定燃煤耦合发电机组的能耗指标，如采用普通燃煤机组标准中的能耗指标作为燃煤耦合发电机组改造项目能耗准入要求，有可能影响项目投产运行。

经过分析，支撑煤电低碳转型的标准制定和实施方面存在的主要问题，包括3个方面。

1) 现有标准不够先进。多数国家标准的发布时间已超过5年，如《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB 21258—2017)、《热电联产单位产品能源消耗限额》(GB 35574—2017)等能耗限额标准，还没有根据低碳转型的最新要求提升和优化相关技术指标。《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》(GB/T 21369—2008)制定较早，对碳排放核算和监测的支撑作用不足。

2) 部分领域存在标准缺失。现役机组灵活性改造、供热改造、关键技术标准、装备标准和验收评估标准等还存在一些短板。在CCUS、生物质掺烧等方面的标准还处于空白状态，难以满足行业低碳转型的迫切需求。

3) 标准国际化程度不高。ISO在2018年修订了《能源管理体系要求及使用指南》(ISO 50001—2018)，等同转化的国家标准《能源管理体系要求及使用指南》(GB/T 23331—2020)已于2020发布，但是《火力发电企业能源管理体系实施指南》(GB/T 38218—2019)还没有根据最新的国际标准进行修订。《二氧化碳捕获——第1部分：与发电厂集成的燃烧后二氧化碳捕获的性能评估方法》(ISO 27919—1: 2018)等国际标准也没有及时转化为国家标准。除《火力发电厂节能评估技术指南》(ISO 50045—2019)外，本领域由中国提出的国际标准数量也很少。

为更好地支撑煤电低碳转型政策实施，为行业提供全面、先进的标准体系支撑，本文提出健全本领域标准体系的建议。

1) 抓紧提升现有标准的技术水平。应尽快修订《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB 21258—2017)、《热电联产单位产品能源消耗限额》(GB 35574—2017)等强制性能耗限额标准，以先进指标引领行业节能降碳。修订《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》(GB/T 21369—2008)等基础标准，以标准推广数字化、智能化能源计量，更好支撑碳排放监测和核算工作。

2) 鼓励地方制定先进的节能降碳标准。鼓励地方结合当地碳达峰行动方案的实施以及当地电源结构和特点，依法制定和实施先进的煤电能耗限额标准。鼓励地方探索在能耗限额标准中规定温室气体排放核算方法和指标要求，实现节能降碳要求的协同。及时在国家标准中纳入先进适用的地方经验，带动国家标准持续更新升级。

3) 补齐创新低碳技术和市场化机制标准短板。加快完善与节能改造、灵活性改造、供热改造等“三改联动”相关的技术、装备、设计、实施和评估标准，全面支撑煤电机组升级改造。加快CCUS、生物质掺烧和综合能源服务等负碳技术和市场化机制相关标准制订，通过团体标准等方式加快标准供给，以标准促进创新技术和商业模式的推广应用。

4) 加快提升标准国际化水平。加快修订《火力发电企业能源管理体系实施指南》(GB/T 38218—2019)，引入最新的国际良好实践。及时转化国际标准，补齐CCUS等标准短板。主动发布煤电低碳转型标准外文版，支持中国先进技术和装备国际应用。

针对具有较高共识的煤电低碳转型主要技术路径，提出了重点标准需求。当前，在煤电低碳转型标准方面，国家标准、行业标准、地方标准和国际标准等均已有一定基础，强制性能耗限额标准等在引领行业节能降碳方面取得了显著成效。但与煤电低碳转型的需求相比，标准体系在完整性、先进性、国际化等方面还有一定差距。下一步应强化标准体系的整体规划，深化标准的研究基础，促进煤电低碳技术创新与标准升级的协调互动。同时，要发挥地方标准、团体标准等的特点，鼓励地方制定先进的节能降碳标准，支持团体标准加快补齐创新低碳技术和市场化机制标准短板；面向国际先进水平，提升煤电低碳转型标准的国际化水平，以高水平、全覆盖的标准体系有效支撑煤电低碳发展和转型升级。