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在“雙碳”戰(zhàn)略目標指引下，我國經(jīng)濟社會綠色低碳轉(zhuǎn)型已是大勢所趨。2021年，黨中央、國務院印發(fā)《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》指出，“2030年非化石能源占消費結(jié)構(gòu)的比重達到25%，2060年提升至80%以上”，并在“加快構(gòu)建清潔低碳安全高效能源體系”中明確了要“積極發(fā)展非化石能源”“深化能源體制機制改革”。2024年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《煤電低碳化改造建設(shè)行動方案（2024—2027年）》，實施分領(lǐng)域分行業(yè)節(jié)能降碳專項行動，統(tǒng)籌推進煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設(shè)。

廣東作為經(jīng)濟大省，也是能源生產(chǎn)和消費大省，用電量高且省內(nèi)新能源占比低。作為電力受端省份，廣東省內(nèi)煤電建設(shè)運行在保障電力供應的同時也可能推高碳排放，其轉(zhuǎn)型發(fā)展具有典型意義，受到社會廣泛關(guān)注。隨著廣東新型電力系統(tǒng)建設(shè)的持續(xù)深化，以海上風電為重點的大量風、光等新能源滲透率持續(xù)提升，煤電和新能源協(xié)調(diào)發(fā)展問題凸顯。為保障廣東能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的順利推進，在滿足廣東省內(nèi)負荷增長需求的同時推動由煤電向新能源等清潔能源轉(zhuǎn)換，亟需厘清廣東煤電發(fā)展的現(xiàn)狀和規(guī)劃，剖析未來轉(zhuǎn)型的問題和挑戰(zhàn)，并探討煤電機組清潔低碳轉(zhuǎn)型的思路及舉措。

一、廣東煤電發(fā)展現(xiàn)狀和規(guī)劃

（一）廣東煤電發(fā)展現(xiàn)狀

1.裝機及發(fā)電情況

截至2024年6月底，廣東本地電源統(tǒng)調(diào)裝機容量2.054億千瓦，其中煤電7217.9萬千瓦，占比35.1%，氣電4334.5萬千瓦，占比21.1%，核電1613.6萬千瓦，占比7.9%，水電936.9萬千瓦，占比4.6%，風電1659.6萬千瓦，占比8.1%，光伏3192.9萬千瓦，占比15.5%，生物質(zhì)455.8萬千瓦，占比2.2%，蓄能（含儲能）1004萬千瓦，占比4.9%，其他127.1萬千瓦，占比0.6%。

2023年，廣東省發(fā)受電量8208億千瓦時，其中外受西電電量1741億千瓦時。省內(nèi)機組發(fā)電量6467億千瓦時，其中燃煤機組發(fā)電量3381億千瓦時，占52.3%，仍然處于主力電源位置。燃氣1055億千瓦時，占16.3%，新能源（風電、光電、生物質(zhì)）占11%，核電占16.4%，水電占4%。

2.負荷及系統(tǒng)調(diào)節(jié)情況

作為中國最大的省級電網(wǎng)，2023年廣東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高負荷達1.475億千瓦，同比增長2.1%。截至2024年8月底，廣東電網(wǎng)系統(tǒng)最高負荷為1.567億千瓦，穩(wěn)居全國省級電網(wǎng)首位。2023年，廣東全社會用電量8502億千瓦時，同比增長8.0%；2024年1—6月廣東全社會用電量累計4134.2億千瓦時，同比增長8.1%。

從日內(nèi)看，廣東電力負荷整體呈現(xiàn)“三峰三谷”的特點。三峰：早峰（約11時）、午峰（15—17時）、晚峰（19—20時）；三谷：凌晨（4—6時）、中午（12—13時）、下午（18—19時）。長周期看，廣東存在春節(jié)調(diào)峰調(diào)壓困難、汛期調(diào)峰困難、特殊天氣控制和調(diào)節(jié)困難等問題。

綜上，廣東的負荷特性和調(diào)節(jié)需要對于煤電機組的支撐和調(diào)節(jié)作用提出較高要求。

3.煤電參與電力市場情況

2023年，廣東電力市場全年交易電量3141.4億千瓦時。其中，年度交易量2499.90億千瓦時，交易均價544.50厘/千瓦時，月度交易量350.40億千瓦時，交易均價509.30厘/千瓦時，周交易量為-22.8億千瓦時，交易均價589.40厘/千瓦時，多日交易量為-0.7億千瓦時，交易均價為564.5厘/千瓦時，發(fā)電側(cè)日前總成交電量4253.2億千瓦時。日前市場加權(quán)均價438厘/千瓦時，每日的現(xiàn)貨實時均價最高760厘/千瓦時，實時市場加權(quán)均價453厘/千瓦時。

煤電價格方面，廣東省印發(fā)《關(guān)于我省煤電氣電容量電價機制有關(guān)事項的通知》提出，在落實國家煤電容量電價機制的同時，結(jié)合廣東省實際，參考煤電容量電價機制，同步實施廣東省氣電容量電價機制。2024年1月1日起，廣東按國家規(guī)定（即每年每千瓦100元）實施煤電、氣電容量電價，從實際執(zhí)行效果看，大幅緩解了廣東煤電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營壓力。

（二）廣東煤電發(fā)展規(guī)劃

1.全社會用電量及最大負荷

“十四五”期間，隨著經(jīng)濟活動的活躍與產(chǎn)業(yè)升級，廣東省內(nèi)的用電需求將持續(xù)呈現(xiàn)剛性增長態(tài)勢。預計“十四五”至“十六五”期間，用電量及負荷較“十三五”將持續(xù)上揚，“十五五”后增速預期可能放緩。根據(jù)《南方電網(wǎng)“十四五”發(fā)展規(guī)劃》，基礎(chǔ)方案如下，2025年、2030年、2035年全社會用電量分別為8800億千瓦時、10000億千瓦時、10700億千瓦時，“十四五”“十五五”“十六五”年均增長率分別為4.9%、2.6%、1.4%。2025年、2030年、2035年最大負荷分別為16500億千瓦、19000億千瓦、20500億千瓦，“十四五”“十五五”“十六五”年均增長率分別為5.2%、2.9%、1.5%。目前看，此數(shù)據(jù)較為保守，未來用電量和負荷均可能超過原有估算值。

2.供需形勢分析

“十四五”期間，廣東新增用電負荷3700萬千瓦，較為明確的是新增電源約4960萬千瓦。結(jié)合廣東省內(nèi)氣電、核電建設(shè)的實際進度，根據(jù)廣東電力平衡原則，如不采取措施，2025年廣東預計存在電力缺口970萬千瓦，采取措施后將處于緊平衡狀態(tài)，盈余約100萬千瓦，仍面臨一定風險。如納規(guī)電源均如期建設(shè)，“十五五”末期及“十六五”期間，預計盈余增加，風險降低。

3.電源發(fā)展規(guī)劃

為解決廣東2025年前后電力供應缺口，廣東在前期已明確新增煤電908萬千瓦基礎(chǔ)上再規(guī)劃新增部分清潔調(diào)節(jié)性、保障性煤電、氣電?？紤]廣東新能源資源稟賦、電力市場空間、電網(wǎng)消納能力和能源低碳發(fā)展要求，建議再新增一定規(guī)模新能源，并結(jié)合電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求配套相應規(guī)模儲能?！笆奈濉逼陂g，廣東新增海上風電主要分布在粵東、粵西近海淺水區(qū)域，并逐步向近海深水區(qū)拓展。新增光伏主要分布在粵西和粵北地區(qū)。根據(jù)供需平衡需要，近期廣東將集中建設(shè)一批清潔高效大型煤電機組，“十五五”后期及中長期，廣東可不再新增煤電，增量電源以非化石能源為主（天然氣發(fā)電規(guī)模適度增加），以支撐廣東省實現(xiàn)2030年碳達峰目標。

4.煤電利用小時測算

“十四五”期間，廣東煤電機組利用小時數(shù)保持在4000～4400小時。隨著2024—2026年大量煤電機組投產(chǎn)，兼顧考慮新能源建設(shè)和燃料價格變化，煤電利用小時數(shù)迅速下降，預計在“十五五”末期將降至3000～3300小時，將推動煤電逐步向保障性電源和調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變?！笆濉逼陂g，預計廣東煤電機組利用小時數(shù)將進一步下降。

二、廣東煤電轉(zhuǎn)型面臨的問題與挑戰(zhàn)

（一）廣東煤電轉(zhuǎn)型面臨的問題

1.煤炭資源價格波動，動力煤價格走勢不定

2023年伴隨基本面繼續(xù)過剩并收窄，動力煤現(xiàn)貨價格呈現(xiàn)“V”字形走勢，2024年供需相對平衡。根據(jù)預測，2025年供需或存在較小缺口。廣東省作為進口煤占比相對較高的省份，省內(nèi)火電廠盈利壓力仍較大。由于長協(xié)煤監(jiān)管偏寬松、上游供給量低，導致燃煤成本控制存在較大不確定因素。

2.煤電發(fā)電外部性成本上升，碳履約成本持續(xù)增加

隨著“雙碳”進程推進，碳配額價不斷提高，價格從2024年1月初的76.81元/噸上升到2024年8月30日的92.27元/噸，且監(jiān)管越來越嚴，缺口增加，碳履約成本占總成本的比例逐年增加，煤電企業(yè)發(fā)電成本提升。

3.煤電利用小時數(shù)下降，影響投資建設(shè)意愿

新建煤電項目可行性研究報告對項目經(jīng)濟效益估算整體樂觀，部分甚至建立在5000及以上的高利用小時數(shù)假設(shè)之上。而實際上，根據(jù)中電聯(lián)公布的數(shù)據(jù)，我國煤電利用小時數(shù)已經(jīng)呈明顯下降趨勢，近期少量機組已降至4000小時以下?！半p碳”目標下，隨著可再生能源裝機規(guī)模的增加，未來煤電利用小時數(shù)進一步下降將不可避免，甚至可能面臨提前關(guān)停，煤電投資回報的長期前景黯淡。

4.煤電機組收益受西電東送影響

在“西電東送”工程中，云南、廣東分別是南方電網(wǎng)體系中最大的送電方和用電方。廣東省煤電機組收益情況會受到西電出力水平的影響。首先，廣東電力現(xiàn)貨市場雙軌制運行，受西電超計劃增送、省內(nèi)非市場化機組發(fā)電出力增加和省內(nèi)優(yōu)先購電、代理購電需求下降等多重因素疊加影響，省內(nèi)市場化機組出現(xiàn)負代購電量以及相應不平衡資金的問題。其次，西電電量在彌補廣東省電力供需缺口的同時也會影響省內(nèi)煤電機組開機水平。在西電大發(fā)期間，省內(nèi)機組競價空間較低，機組開機數(shù)減少；在西電干旱欠發(fā)期間，煤電機組開機數(shù)量會增加以滿足省內(nèi)的負荷需求。

（二）廣東煤電轉(zhuǎn)型面臨的挑戰(zhàn)

1.煤電靈活性改造動力不足，缺少相關(guān)的投資回收機制

2024年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加強電網(wǎng)調(diào)峰儲能和智能化調(diào)度能力建設(shè)的指導意見》指出，深入開展煤電機組靈活性改造，到2027年存量煤電機組實現(xiàn)“應改盡改”。廣東推進煤電靈活性改造至今，現(xiàn)在改造條件優(yōu)越的機組通常已優(yōu)先安排改造，后續(xù)改造的機組在技術(shù)難度上越來越大，且改造費用也將顯著上升，靈活性改造面臨挑戰(zhàn)。隨著調(diào)節(jié)深度和次數(shù)不斷增加，靈活性改造對機組運行安全性的影響逐步凸顯，運維成本顯著增加，導致各電廠推進改造的積極性減弱；此外，靈活性改造導致更低負荷運行時長增加，在一定程度上拉高了機組運行煤耗，對企業(yè)節(jié)能考核、盈利能力都帶來負面影響，改造投資不能有效回收。

2.容量電價不足以覆蓋固定成本，煤電企業(yè)經(jīng)營仍然困難

2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》提出建立煤電容量電價機制。當前容量實行固定補貼方式，補貼單價較低，補貼費用僅涵蓋固定發(fā)電成本的30%左右，難以覆蓋煤電固定發(fā)電成本。容量電價政策出臺后，煤電收益有了一定保障，但仍面臨上游煤價波動、未來發(fā)電小時數(shù)不斷降低等因素帶來的風險，煤電容量電價機制無法保障煤電企業(yè)持續(xù)運行相關(guān)資產(chǎn)。

3.轉(zhuǎn)型金融發(fā)展緩慢，煤電轉(zhuǎn)型融資困難

未來煤電低碳轉(zhuǎn)型需要數(shù)萬億元規(guī)模的資金投入，然而金融資本更多流向綠色領(lǐng)域，煤電保供企業(yè)難以獲得充足的轉(zhuǎn)型融資，尤其是近年煤電企業(yè)經(jīng)營情況不善，更加大了融資難度。以行業(yè)關(guān)注度較高的“三改聯(lián)動”為例，煤電“三改聯(lián)動”的經(jīng)濟效益主要源于參與深度調(diào)峰的輔助服務市場收益，以及因煤耗降低而節(jié)省的燃料成本和碳市場配額。有電廠測算，其靜態(tài)回收期約為7～8年。但在2021—2022年間，煤電行業(yè)普遍出現(xiàn)虧損，2023年仍有部分電廠未能扭虧。此背景下，煤電企業(yè)“三改聯(lián)動”融資也遭遇重重困難，影響了行業(yè)“三改聯(lián)動”整體進展。

4.輔助服務市場建設(shè)不完備，品種單一、收益不高

當前，廣東輔助服務市場定價機制以及市場交易品種無法為煤電機組的靈活性及高容量服務提供合理補償。廣東輔助服務市場品種較少，火電機組輔助服務市場收益不足，機組輔助服務價值未充分體現(xiàn)。廣東火電機組輔助服務市場收益不足1%，低于美國PJM電力市場的2.5％和英國的8%，機組輔助服務價值未充分體現(xiàn)。隨著轉(zhuǎn)型的深入，煤電承擔了超出自身額度的電力系統(tǒng)調(diào)峰作用，沒有得到合理回報，不利于煤電靈活性資源潛力挖掘和創(chuàng)新。

三、廣東煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展思路和舉措

為應對上述問題和挑戰(zhàn)，廣東將按照嚴格控制煤電總量、合理布局優(yōu)化結(jié)構(gòu)、以及有序規(guī)劃分階段實施的思路，多措并舉實現(xiàn)煤電行業(yè)的安全、可持續(xù)轉(zhuǎn)型。

（一）廣東煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型思路

1.嚴控總量，低碳發(fā)展

在保證省內(nèi)電力安全穩(wěn)定供應的基礎(chǔ)上，廣東在開展煤電轉(zhuǎn)型工作時應充分考慮國家總體煤電及煤炭能源規(guī)劃目標，根據(jù)分解到地方的關(guān)鍵能源規(guī)劃指標和任務制定省內(nèi)具體煤電轉(zhuǎn)型計劃，控制省內(nèi)煤電總量以保證按時完成碳達峰、碳中和目標。

2.合理布局，優(yōu)化結(jié)構(gòu)

根據(jù)經(jīng)濟發(fā)展需求及新能源發(fā)展規(guī)劃，研究廣東省內(nèi)煤電合理裝機容量，多類電源統(tǒng)籌協(xié)調(diào)規(guī)劃；結(jié)合省內(nèi)用電負荷區(qū)位，合理規(guī)劃支撐性、調(diào)節(jié)性煤電布局建設(shè)；優(yōu)化煤電結(jié)構(gòu)，發(fā)展大容量、高參數(shù)、少排放的先進機組，實現(xiàn)煤電清潔高效發(fā)展。

3.有序規(guī)劃，安全轉(zhuǎn)型

結(jié)合本地能源資源稟賦及外部清潔電力供應形勢，明確不同時期煤電的功能定位和價值，在保障電網(wǎng)用電需求、維護電網(wǎng)穩(wěn)定供應的前提下，充分考慮現(xiàn)有煤電機組的運營狀況、預期壽命、鎖定碳排放等實際情況，穩(wěn)妥設(shè)計煤電轉(zhuǎn)型路徑和政策措施，提高煤電低碳轉(zhuǎn)型的穩(wěn)健性，降低不當轉(zhuǎn)型帶來的風險。

（二）廣東煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型舉措

1.推動煤電升級改造，挖掘系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力

為實現(xiàn)煤電機組成功轉(zhuǎn)型，一方面，可以直接對煤電機組進行技術(shù)升級和改造；另一方面，通過挖掘源、網(wǎng)、荷、儲等諸多環(huán)節(jié)的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，間接為煤電機組的轉(zhuǎn)型提供支持。

在煤電機組優(yōu)化升級方面，一是通過降低煤耗、爭取深度調(diào)峰補貼收益、開發(fā)現(xiàn)有機組的剩余價值等方式提升煤電機組經(jīng)濟性。二是通過淘汰高耗能以及落后機組、等/減量替代部分不可取消機組，對煤電進行“三改聯(lián)動”等方式推動煤電機組有序轉(zhuǎn)型。三是通過生物質(zhì)摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等煤電低碳發(fā)電技術(shù)推動煤電清潔高效發(fā)展。

在挖掘系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力方面，一是綜合考慮調(diào)峰需求、建設(shè)條件、天然氣資源保障情況，在負荷中心合理規(guī)劃布局建設(shè)調(diào)峰氣電。二是重點布局建設(shè)對系統(tǒng)安全保障作用強、對新能源規(guī)模化發(fā)展促進作用大、經(jīng)濟指標相對優(yōu)越的抽水蓄能電站，因地制宜開展中小抽水蓄能電站建設(shè)。三是積極拓展新型儲能多元化應用場景，完善新型儲能參與電力市場機制和電網(wǎng)調(diào)度運行機制，建立健全儲能標準規(guī)范，積極推動新型儲能技術(shù)創(chuàng)新。四是加快新型電力負荷管理系統(tǒng)建設(shè)和應用，健全電力需求響應市場化機制，提升需求響應能力，支持虛擬電廠等參與市場化需求響應，打造實時可觀、可測、可控的需求響應系統(tǒng)平臺。

2.深化電力市場建設(shè)，優(yōu)化電力資源配置

隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，廣東省需平衡能源安全與清潔低碳轉(zhuǎn)型，同時確保經(jīng)濟性。這就需要加快推進電能量市場、輔助服務市場、容量市場等多個市場建設(shè)。另外，還需要發(fā)揮南方區(qū)域市場作用。

在電能量市場方面，一是擴大價格浮動上下限，通過現(xiàn)貨市場反映電力資源的實時價值，確保發(fā)電設(shè)備在供需緊張時獲得合理收益。二是對電力市場進行重新設(shè)計以適應高比例可再生能源的大規(guī)模發(fā)展。

在輔助服務市場方面，一是豐富輔助服務品種，推動備用輔助服務市場化交易的同時探索建立靈活性爬坡、轉(zhuǎn)動慣量等新型輔助服務市場，為轉(zhuǎn)型煤電的調(diào)節(jié)服務提供相應的收入渠道。二是推動自備機組參與輔助服務市場，進一步擴大輔助服務提供者范圍、提高全網(wǎng)輔助服務能力。使電力輔助服務的范圍不斷擴大，形成公正透明、競爭有序的市場化輔助服務共享和分擔機制。三是需要在借鑒國外輔助服務費用分攤機制的基礎(chǔ)上，結(jié)合廣東省內(nèi)經(jīng)濟發(fā)展的實際需要，拓寬輔助服務費用來源和方式，按照各類輔助服務品種功能特點，詳細分析服務的引致方及受益方，細化向新能源及用戶側(cè)疏導分攤系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)費用相關(guān)機制。

在容量市場方面，一是分階段逐步提高容量電價以覆蓋火電在輔助服務、容量市場等其他市場中無法完全覆蓋的固定成本。二是建立與廣東本省機組情況相適應的容量補償電價機制并定期進行核算更新，使補償價格更精準地貼合本地煤電機組特點。三是中遠期推動建設(shè)容量市場機制，通過市場競爭的方式形成容量價格，運用市場化手段促進發(fā)電資源優(yōu)化配置，引導發(fā)電投資，對進行靈活性改造和戰(zhàn)略備用的機組，通過容量支付的方式來彌補一部分的成本或經(jīng)濟損失。

在區(qū)域市場方面，一是加快南方區(qū)域電力市場建設(shè)，通過區(qū)域整體協(xié)調(diào)調(diào)度，提升電網(wǎng)運行效率，充分發(fā)揮市場發(fā)現(xiàn)價格的作用，推動電力資源在更大范圍優(yōu)化配置和共享互濟。二是依托區(qū)域電網(wǎng)建設(shè)區(qū)域電力市場，使區(qū)域內(nèi)各類電源機組在電力市場集中優(yōu)化配置，擴大競爭范圍，實現(xiàn)充分競爭，發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，通過市場自主選擇，引導電力長期規(guī)劃和投資。

3.完善配套舉措，推動多領(lǐng)域協(xié)同發(fā)展

為應對煤電轉(zhuǎn)型的多重挑戰(zhàn)，需要完善配套措施并促進多領(lǐng)域協(xié)同，包括推動新能源與煤電的協(xié)同發(fā)展，加強金融政策支持，以及實現(xiàn)電力與碳市場的耦合發(fā)展。

在推動新能源與煤電協(xié)同發(fā)展方面，一是推動“三改聯(lián)動”和“兩個聯(lián)營”以及風光火儲一體化，傳統(tǒng)能源企業(yè)也要加快布局新能源業(yè)務，推動煤電與新能源優(yōu)化組合。二積極推進“風火儲一體化”項目，充分利用常規(guī)電源調(diào)節(jié)能力平抑風、光波動性，統(tǒng)籌風電、光伏、水電、煤電等各類電源以及儲能的規(guī)劃建設(shè)，強化電源側(cè)靈活調(diào)節(jié)作用，優(yōu)化各類電源規(guī)模配比，確保電源基地送電可持續(xù)性。三是推動建設(shè)“煤電+新能源”聯(lián)營示范項目，將煤電與新能源的發(fā)展矛盾內(nèi)部化，通過企業(yè)內(nèi)部或企業(yè)間的資源優(yōu)化配置，推動構(gòu)建多類型能源一體化發(fā)展格局。做好煤電與海上風電、陸上風電、集中式/分布式光伏等多種新能源技術(shù)耦合。

在金融政策方面，一是根據(jù)現(xiàn)有政策，對納入國家煤電低碳化改造建設(shè)清單的項目給予階段性支持。二是加大政策優(yōu)惠，研究多樣化金融優(yōu)惠舉措，落實煤電轉(zhuǎn)型資金優(yōu)惠。

在電碳耦合方面，一是借助相關(guān)電碳耦合技術(shù)的前瞻性研究成果，推動電、能、碳各領(lǐng)域技術(shù)充分銜接，形成整體協(xié)同提升效應，為實現(xiàn)碳達峰碳中和目標提供有力支撐。二是夯實廣東電碳市場協(xié)同發(fā)展、同向發(fā)力的政策基礎(chǔ)，促進電市場、碳排放權(quán)交易市場的有效銜接、協(xié)同聯(lián)動，合并兩個市場中功能相似的監(jiān)管機構(gòu)，以降低碳市場運行成本。

四、廣東煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型的建議

煤電作為廣東當前和未來一段時間電力的主體來源，短期仍缺乏可行替代?？紤]“雙碳”目標的長期性和系統(tǒng)性，應以保障能源安全和經(jīng)濟發(fā)展為底線，積極穩(wěn)妥推進廣東煤電清潔高效轉(zhuǎn)型。提出如下建議：一是明確分階段的煤電定位，有序推動煤電轉(zhuǎn)型；二是抑制地方煤電依賴，建立競爭性煤電退出機制；三是以新能源發(fā)展支持煤電轉(zhuǎn)型，加快電力系統(tǒng)低碳化建設(shè)，實現(xiàn)多能互補；四是建立適宜煤電轉(zhuǎn)型的電力市場，疏導轉(zhuǎn)型成本；五是推進電力市場與碳市場、綠證市場耦合；六是借助轉(zhuǎn)型金融的資金支持和風險管理職能支撐煤電轉(zhuǎn)型。