《Energy》：Optimizing China’s Coal Power Transition Pathways under Integrated Multi-Technology Mitigation Decisions
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鉴于中国煤电行业产生了全国超过三分之一的碳排放，对其进行科学规划的转型对于实现2 °C目标至关重要。基于燃煤电厂在运行状态、资源条件和经济指标方面的差异，本研究以净现值（NPV，net present value）最大化为目标，对中国煤电行业低碳转型开展机组层
鉴于中国煤电行业产生了全国超过三分之一的碳排放，对其进行科学规划的转型对于实现2 °C目标至关重要。基于燃煤电厂在运行状态、资源条件和经济指标方面的差异，本研究以净现值（NPV，net present value）最大化为目标，对中国煤电行业低碳转型开展机组层级优化。该研究有助于优化减碳路径，并支持低碳转型技术的一体化决策。最后，研究提出了不同装机容量等级下的低碳转型路径。结果表明，优化碳减排路径并合理部署多种低碳技术，可使转型成本降低38.73%。此外，若煤电行业在2030年至2035年期间实施快速脱碳，而非推迟至后续年份，则转型成本可进一步降低37.32%。将能源效率技术（EET，energy efficiency technologies）纳入考虑，可额外带来2.25%–10.82%的转型成本下降。研究结果揭示了技术采用及其时序在区域与电厂层面的差异。2035年之后，中国东部、南部和中部地区预计将由单一技术改造转向“EET + 灵活性改造（Flex，flex retrofitting） + 生物质掺烧（Bio，biomass co-firing）/生物质能碳捕集与封存（BECCS，bioenergy with carbon capture and storage）”的多技术组合。在其他地区，除上述技术组合外，EET + Flex组合也保持优势。随着装机容量等级提高，将Bio/BECCS与EET + Flex耦合配置将更为常见。较小容量机组则更倾向于采用Flex、EET + Flex或强制退役。
该文发表于《Energy》，聚焦中国煤电行业在“双碳”目标与2 °C气候约束下的低碳转型优化问题。研究背景在于，煤电仍是中国电力系统碳排放的核心来源，且大量机组投运时间较晚、资产寿命尚长，如果缺乏科学转型路径，将面临提前退役、搁浅资产扩大以及电力系统安全与灵活性保障之间的多重矛盾。与此同时，风电和光伏快速增长使电力系统对调节能力、惯量支撑和运行可靠性的要求持续上升，煤电在相当时期内仍承担可调度电源与系统支撑电源功能。因此，如何在减排、经济性与系统功能之间实现协同，成为煤电转型研究中的关键问题。
现有研究多围绕碳捕集、利用与封存（CCUS，carbon capture, utilization and storage）、生物质掺烧（Bio）、生物质能碳捕集与封存（BECCS）、灵活性改造（Flex）等单一技术展开，对多技术耦合集成决策关注不足。即便少数研究涉及综合优化，也通常未纳入能源效率技术（EET），从而难以完整刻画煤电机组在不同阶段、不同区域和不同容量等级下的最优转型策略。此外，以往不少研究停留在国家尺度情景分析层面，缺乏面向区域与电厂层面的可操作转型路线，难以直接支撑具体技术改造、退役排序和资产管理决策。基于这些不足，研究人员构建了面向机组层级的多技术集成决策模型，将EET与Bio、CCS、Flex以及强制退役（C-retire）共同纳入低碳转型方案优化，力图在真实运行条件、区域资源禀赋与经济指标差异约束下，为中国煤电行业提出更具可实施性的低碳转型路径。
研究人员的核心工作是建立一个以净现值（NPV）最大化为目标的多技术综合决策框架，对中国煤电行业2025—2060年的低碳转型进行机组层级优化。研究结果表明，多技术路径优化和关键减排窗口期把握能够显著降低转型成本；如果在2030—2035年加快脱碳，而非延后实施，将明显改善经济性；纳入EET后，转型成本还可进一步下降。研究同时揭示出明显的区域差异与容量分级差异：东部、南部和中部地区在2035年后更可能采用“EET + Flex + Bio/BECCS”的复合路径，而其他地区除该组合外，“EET + Flex”仍具有持续优势；大容量机组更适合与Bio/BECCS耦合，小容量机组则更倾向于Flex、EET + Flex或直接退役。整体而言，该研究的重要意义在于将煤电低碳转型从单技术、静态、宏观层面的讨论，推进到多技术、动态、机组级和区域化的优化决策层面，为煤电减排、成本控制和电力系统安全运行协同提供了定量依据。
在技术方法方面，研究人员首先构建了两个基础数据库：一是中国煤电机组数据库，来源包括Global Coal Plant Tracker、中国电力企业联合会年报、政府公开文件及其他公开和非公开资料；二是煤电低碳转型数据库，用于表征不同转型技术的资源条件、经济参数与适用性。随后，研究建立机组层级多技术优化模型，以净现值（NPV）最大化为目标，综合考虑机组运行状态、区域资源禀赋、经济指标和技术成本动态变化，对EET、Bio、CCS、Flex与C-retire等方案进行组合决策与时序优化，并进一步从全国、区域和容量等级三个层面提炼低碳转型路径。
在研究结果部分，论文首先指出，若中国煤电行业在2025—2060年间维持现有运行方式且机组寿命为40年、同时不实施低碳转型技术，则累计碳排放将达到178 Gt。这一结果说明，在全球温控目标和中国“双碳”目标约束下，煤电行业必须通过系统性改造和退役安排大幅削减排放，单纯依赖现状延续将难以满足减排要求。
关于低碳转型路径优化，研究表明，与非优化或单一技术路径相比，通过优化减排路径并合理部署多种低碳技术，转型成本可降低38.73%。这一发现说明，煤电转型的经济性并不单纯由单项技术的成本高低决定，而更取决于不同技术在时间维度和空间维度上的耦合配置。机组层面的综合决策能够更好适应机组年龄、效率、资源可得性以及区域经济条件差异，因此能够在总体上减少系统性转型支出。
关于减排时序，研究发现，如果煤电行业在2030—2035年实施快速脱碳，而不是将关键转型延后至更晚年份，则转型成本可再降低37.32%。这一结果表明，抓住特定的减排窗口期对改善煤电低碳转型的经济性具有重要作用。也就是说，转型不仅取决于“采用何种技术”，还取决于“何时采用技术”，动态时序安排本身就是影响成本的重要变量。
关于能源效率技术（EET）的作用，研究显示，将EET纳入综合决策后，可额外带来2.25%–10.82%的转型成本下降。论文据此说明，EET不仅具有节能效益，还能通过降低单位发电能耗和协同减排提升后续技术组合的整体经济性。相较于忽略EET的多技术研究框架，包含EET的模型更能反映现实煤电机组渐进式、分阶段低碳转型的特征，也更适合现役机组的大规模优化规划。
关于区域转型路径，研究表明，2035年后，中国东部、南部和中部地区预计将从单一技术改造转向“EET + Flex + Bio/BECCS”的多技术组合。该结论反映出这些地区在资源条件、系统需求和经济可行性方面更适宜发展复合型深度减排路径。相比之下，在其他地区，除上述组合之外，“EET + Flex”依然保持优势，表明部分区域在生物质资源、CCS条件或经济约束方面可能更适合采用相对简洁但兼顾降碳与调节能力的技术路线。
关于容量等级差异，研究发现，随着机组容量等级提升，将Bio/BECCS与EET + Flex耦合的情况更为普遍；而较小容量机组则更倾向于采用Flex、EET + Flex或强制退役。这一结果说明，大容量机组由于运行基础、改造收益和持续利用价值更高，更有可能承担复合技术深度改造任务；而小容量机组在寿命、效率或经济可行性方面相对不利，因此更适合作为灵活调节单元过渡运行，或在必要时退出系统。
从讨论来看，论文的核心贡献在于揭示了煤电低碳转型的最优路径并非统一不变，而是受到机组个体特征、区域资源条件、技术组合方式以及关键技术成本动态变化的共同影响。研究克服了静态模型和单技术分析的局限，将EET纳入多技术决策后，进一步提升了转型路径的现实解释力。与此同时，研究将宏观层面的全国煤电转型目标转译为区域层级和容量层级的差异化实施路径，增强了研究对技术改造规划、退役节奏安排和资产管理决策的实际指导价值。
结论部分可概括为：研究建立了一个多技术集成决策模型，用于优化煤电行业低碳转型路径并降低转型成本。模型综合考虑了运行状态差异、区域资源条件和经济指标差异，从而增强了分析对真实电厂和区域条件的代表性。研究结果表明，多技术优化部署、把握2030—2035年的快速脱碳窗口以及纳入能源效率技术（EET），均能显著降低煤电低碳转型成本。不同区域和不同容量等级机组的最优技术路径存在明显差异，东部、南部和中部地区更倾向于在2035年后采用“EET + Flex + Bio/BECCS”组合，而其他地区“EET + Flex”亦具有优势；大容量机组更适合与Bio/BECCS耦合，小容量机组则更适合Flex、EET + Flex或退役。总体上，该研究为中国煤电行业实现兼顾减排、经济性与系统安全性的低碳转型提供了重要支撑。
