煤电作为我国电力（电力行业分析报告）供应的主体，其地位短期内难以撼动。尽管新能源装机规模已超煤电，但煤电在发电量、电网高峰负荷支撑及供热任务上，仍发挥着不可替代的作用。然而，煤电也是我国碳排放的主要来源。我国要实现碳中和、保障能源安全，必须加大资金投入、创新技术，啃下煤电低碳化改造这块硬骨头。煤电企业通过低碳化改造，履行碳排放合约，将由以前的“选修课”变成不得不做好的“必修课”。
煤电低碳化改造分为三大路径：前两大路径是生物质掺烧和绿氨掺烧，即让煤电机组从原来只吃煤炭一种“主粮”，转为补充一定比例的可再生燃料“杂粮”，优化“饮食”结构。另一大路径是碳捕集利用与封存，即借用附加技术装置，将煤炭燃烧产生的二氧化碳捕捉起来，并加以工业化转化利用或埋入地下。三味“药方”无一例外都是借助煤电之外的力量进行转型。以上三大路径将是我国煤电深度脱碳的主要路径，但短期内这些外部技术尚存明显短板，更多是起到引领示范作用，难以大规模铺开。
生物质掺烧需要大量生物质燃料，但目前我国农业秸秆等资源有限，难以满足大规模煤电掺烧需求。即使通过发展超级能源植物等方式增加生物质燃料供应量，也需较长时间建立完整产业链。相当长时期内，在我国火电厂掺烧生物质强劲需求下，生物质燃料供求都将面临“僧多粥少”的局面。此外，生物质燃料价格较高，对高能耗电厂来说，成本负担较重。
绿氨掺烧则面临价格高、运输安全以及数量有限等问题。在我国大多数地区，目前绿氨很难与生物质燃料竞争。在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地区，新能源资源富集，生物质资源匮乏，绿氨掺烧具备一定可行性，但其全流程经济性和运行风险仍需进行深入分析和评估。
碳捕集利用与封存技术（CCUS）同样挑战重重。CCUS一般需要增加20%甚至更多的能耗，且封存成本甚至可能超过煤价本身。此外，每年发电用煤的二氧化碳排放量巨大，如何将这些二氧化碳封存到地下，是一个难以想象的任务。在利用方面，我国工业及民用二氧化碳消耗量非常有限，相对全国煤电碳排放量而言是杯水车薪。