2026年8月，国家发展改革委、国家能源局印发的《新型电力系统建设“十五五”规划》要求：因地制宜推动实施燃煤机组全负荷脱硝改造。几乎同一时间，《美丽中国建设“十五五”规划》也明确提出，要推动燃煤电厂完成并网期间全负荷脱硝改造。
一份关乎电力系统走向的规划，一份关乎生态环境治理的规划，同时把同一项技术措施写了进去。这不太寻常。全负荷脱硝听起来像是一个偏工程的“技术细节”，它凭什么能进入国家级的顶层文件？
从地方试点到国家规划
全负荷脱硝进入国家顶层文件，并不是一次孤立的“写入”，而是一条已经铺了几年的政策链条在“十五五”节点上的汇合。
2026年8月，《新型电力系统建设“十五五”规划》与《美丽中国建设“十五五”规划》相继明确对全负荷脱硝的要求。但在此之前，国务院的要求已经先行一步：到2027年年底前，燃煤电厂要完成并网期间全负荷脱硝改造。“十五五”规划中的表述，承接的是一个已经进入倒计时的存量改造任务，而不是一个从零开始的方向性倡议。
更早一些，河南、山东、江苏等地就已经出现了全负荷脱硝的专项部署，山东省2026年发布《燃煤锅炉全流程超低排放和燃煤电厂全负荷脱硝改造实施方案(征求意见稿)》，明确重点区域燃煤电厂到2027年底前率先完成改造。
全负荷脱硝的技术路线和工程可行性已经在局部得到检验，国家规划中的“因地制宜”四个字，正是建立在这些差异化探索之上的。
把这些叠在一起看，脉络是清晰的，全负荷脱硝从“地方试点”走到“国家规划”，性质已经发生了变化，它不再是“要不要做”的选择题，而是“什么时候做完、按什么标准验收”的必答题。
打通能源转型链条的关键
如果把全负荷脱硝仅仅理解为“让烟囱在低负荷时也干净”，就低估了它被写入“十五五”规划的分量。规划将全负荷脱硝与宽负荷高效改造、灵活性改造、煤电与新能源融合并列部署，这几项任务之间不是简单的并列关系，而是一条首尾相扣的逻辑链：
没有全负荷脱硝，煤电就不敢真正深度调峰；不敢深度调峰，就无法为新能源腾出足够的消纳空间；无法为新能源让路，煤电在新型电力系统中的新定位——“支撑调节性电源”——就落不了地。而全负荷脱硝，正是这条链条上的关键节点。它也是减污与降碳的交叉点。新能源消纳得越多，电力系统的碳排放就越低；而消纳的前提，是煤电能够灵活地“让路”。
推进煤电机组深度脱硝、实现全负荷达标，同时起到削减NOₓ排放和提升绿电消纳能力两个作用，是减污降碳协同增效在一个具体技术环节上的落地。
全负荷脱硝难在哪里
新型电力系统下，深度调峰常态化，煤电可能长期需要稳定在50%、30%甚至20%出力的低负荷工况运行，分时段还要为新能源大发让路。
低负荷常态化带来的压力是全方位的：锅炉燃烧稳定性下降、效率降低、煤耗上升，设备低负荷磨损与腐蚀风险增加，脱硝系统则因烟气温度跌破催化剂有效窗口而效率骤降，NOₓ排放面临超标风险。
全负荷脱硝的工程难度，根源在于SCR催化剂的活性对温度有着近乎刚性的依赖。常规催化剂连续运行烟温窗口大致在300℃到420℃之间，低负荷时烟气温度容易跌破这条线，所有技术路线本质上都在做同一件事：在烟气进催化剂之前把温度补回来。
问题就在于，几乎没有一条路线能“干净地”完成这件事。烟气旁路调温能力强，但旁路挡板难以完全关严，满负荷时持续短路侵蚀锅炉效率；给水旁路系统简单，但升温幅度通常只有10℃左右，深度调峰机组往往“够不着”。温度形成了一道硬边界，每一条路都有其代价。
另一方面，“一机一策”让方案无法标准化复制。不同机组的炉型、煤质、省煤器布置、调峰深度各不相同，欠温幅度从十几度到两百多度不等，有的机组并网阶段烟温与催化剂活性温度之间的差值可达250℃以上，靠单一手段根本无法覆盖。
改造还必须嵌入本已排满的检修窗口，停机工期本身就是稀缺资源。技术上有路可走，但每一条路都要在效率、投资、施工条件和长期运维之间做取舍，而这个取舍无法被标准化复制。
结语
全负荷脱硝的痛点，指向的其实是同一个困境：行业不缺某一种“更先进的单一技术”，缺的是一套能根据机组真实工况把不同技术灵活组合起来、并且把运行成本控制住的系统方案。比如，元琛科技的全负荷脱硝路线，正是沿着这个逻辑展开的，将四项技术手段协同整合进AI智能环保岛系统之中，实现补热、催化剂管理和运行控制的协同决策。
煤电的角色转换不会停，低负荷常态化也不会逆转。全负荷脱硝写进“十五五”规划，是政策层面对这场转换投下的一张确认票。对电厂而言，剩下的选择不是“改不改”，而是“用什么方式改、找谁一起改”。
窗口期就在眼前，答案不在任何一项孤立的先进技术里，在那些能把技术、工况和数据拧成一套系统的人手里。元琛科技给出的，正是这样一条可以拿来对照、也可以拿来落地的路径。
原标题：全负荷脱硝，为什么能写进“十五五”规划？一道煤电转型的必答题
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