煤电角色定位正在发生巨大变化。煤电转型不仅是技术升级，而且是一场从“电量盈利”到“价值变现”的制度创新。煤电的生存法则将发生怎样的变化？
作为世界上最大的煤炭生产国与消费国，我国“富煤、贫油、少气”的能源禀赋，决定了煤电长期以来作为电力系统主力电源的战略地位——从保障民生用电的稳定供应，到支撑工业经济的持续运转，煤电以其出力稳定、调节可控的特性，在多次极端天气、国际能源价格剧烈波动等突发事件中，筑牢了国家能源安全的防线。
然而，随着全球气候变暖与能源转型加速推进，我国新能源装机规模呈爆发式增长。截至2024年底，我国新能源装机已达14.1亿千瓦，历史性超过煤电装机，电力系统正从“以化石能源为主”向“非化石能源占主导”加速演进。
即便在新能源快速发展的2024年，我国煤电仍贡献了全国近60%的发电量、70%的顶峰能力和近80%的调节能力。在冬夏用电高峰、新能源出力骤减等关键节点，煤电成为保障我国电力系统稳定的“最后一道防线”。
当风电、光伏因天气变化出现出力波动时，煤电需要具备快速启停、深度调峰的能力以平抑电网波动；当极端天气导致新能源发电断崖式下跌时，煤电需要立即顶上以避免供电缺口。这种从“基荷主力”到“灵活支撑”的转变，既是我国新能源高比例渗透的必然要求，也是我国煤电在“双碳”目标下实现可持续发展的核心路径。
随着电力系统转型和新型电力系统建设的深入，我国火电的运行与经营不再完全依赖利用小时数，而是需要承担更多电网调节功能。这使得其利用小时数和效率进一步下滑。
日前，国家发展改革委、国家能源局印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（以下简称《实施方案》），迅速引发了业界对新一代煤电的广泛关注。
煤电“基础性”、“调节”、“兜底”的定位和责任，在新的《实施方案》中基本明确。在这方案的背后，既有保障国家能源安全的刚性需求，也有技术升级与政策支持的双重驱动，折射出火电在能源转型浪潮中的生存与发展法则。
而在我国“双碳”目标的长期约束下，作为化石能源的煤电或许最终将逐步退出历史舞台或退至边缘，其在未来能源体系中的具体定位和作用仍需进一步探索。煤电如何平衡保供责任与减碳使命，成为我国当下行业内外亟待解答的终极命题。
角色转变
我国煤电角色的变化要追溯于“十三五”末期。彼时，我国电力供应格局发生，显著变化，电力供应从总体平衡、局部偏紧转向相对宽松和局部过剩的供需结构。
然而，自2021年夏秋季节出现大面积电力短缺后，每逢冬夏用电高峰，部分区域便面临电力供给不足的困境，不得不采取需求侧响应、有序用电等手段保障电力供应。这一变化，直接推动了我国对煤电定位的重新审视。
2021年10月24日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确煤电“推动向基础保障性和系统调节性电源并重转型”的定位。煤电的重要性被重新认知，我国由此掀起了新一轮投资热潮。
而同一时期，我国煤电企业经营遭遇多重困境。上游煤价高涨、煤质下降、长协煤覆盖率及履约率偏低，电价传导受限，再加上俄乌冲突引发的国际能源危机、进口煤限制及价格倒挂等因素，导致煤电企业入不敷出，投融资功能严重缺失，陷入了“生存难、改造难、发展难、转型难”的境地。
为确保用电安全，国家在2022年8月明确提出“三个8000万”目标，要求2022年和2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦，并将“十四五”发展目标由12.5亿千瓦调增至13.6亿千瓦。
随着我国多地拉闸限电现象的出现，新能源“靠天吃饭”的局限性暴露无遗。煤电的兜底保供及灵活调节作用愈发凸显，加之国家煤炭煤电政策的优化调整以及煤价的震荡下行，2023年开始我国煤电企业的经营困境迎来转机。
以华能国际为例，在2021年和2022年连续巨额亏损后，2023年利润大幅增长，2024年净利润达到了101.35亿元，创8年来新高。这主要得益于境内燃料成本降低推动火电增利，以及新能源规模有序扩增带来的增量增利。
截至2024年年底，我国新能源发电装机占比仅用时4年就从“十三五”末的24%快速跃升到42%，煤电装机比重则从49%持续降至36%。煤电发电比例下降但盈利表现良好，对于同时面临“碳中和”和“保供”压力的中国电力行业而言，无疑是一个积极信号。
中国大唐集团科学技术研究总院有限公司新一代煤电技术研究中心负责人许正军认为，煤电正逐步退出基础负荷电源的角色。其年利用小时数预计从传统的4500小时以上逐步下降至3500～4000小时，部分地区可能更低，原有的基荷功能将由核电、水电及规模化开发的新能源大基地共同承接。
在电力规划设计总院发电咨询院院长胡文平看来，我国电力结构的深刻变化，给电力供应、系统运行带来了前所未有的挑战。一方面，新能源装机规模的跨越式增长，但还没有形成与之相匹配的对电力系统的支撑能力，调节性资源建设落后于新能源的快速发展；另一方面，负荷需求与新能源发电的双重随机波动耦合特性，对系统调节容量、响应速度与调节精度提出了更严苛的要求。
技术再升级
伴随着煤电角色的变化，我国煤电机组的运行要求也随之而变。
2024年8月21日，国家发展改革委办公厅与国家能源局综合司联合印发了《能源重点领域大规模设备更新实施方案》。《方案》强调，要持续推进节能改造、供热改造及灵活性
改造的“三改联动”工作，以进一步降低煤电机组能耗水平，提升其灵活调节能力。
根据国家发展改革委和国家能源局此前发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”规划期间，我国煤电机组节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦，供热改造规模力争达到5000万千瓦，灵活性改造目标完成2亿千瓦。
目前，我国超低排放改造的煤电机组已超过10亿千瓦，占全国煤电装机90%以上，大气污染物排放量下降90%以上。在此基础上，我国新一代煤电升级有了更明确的方向。
在新发布的《实施方案》中，全面系统地构建了新一代煤电技术指标体系。新体系涵盖“清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行”四大方面12个具体技术指标要求。《实施方案》明确提出，安全可靠是新一代煤电升级的基本前提，高效调节是新一代煤电升级的核心目标。
国家能源局有关负责同志表示：“新一代煤电的高效调节，不仅是传统意义上的机组能效水平和深度调峰能力，而且是扩展为供电煤耗、低负荷煤耗攀升幅度、深度调峰最小出力、负荷变化速率、一次调频、启停调峰6项指标要求。
除深度调峰最小出力和供电煤耗外，其他4项指标均为首次在产业政策中予以明确。”
换言之，以往煤电机组升级所强调的能效提升，降低煤耗等已经不是核心目标了。“经过几轮节能改造，我国煤电能效提升、煤耗降低的潜力逐渐被压缩。随着煤电机组越来越频繁地深度调峰造成煤耗升高，能效提升产生的降煤耗效果难以显现甚至被完全抵消。这是近两年全国火电总体煤耗不降反升的主要原因之一。在当前以及可预见的频繁深度调峰运行环境下，能效提升的重点不再像以前一样，追求额定负荷下的煤耗最低，重点应当是追求低负荷下煤耗更优。”胡文平解释说。
在中国大唐集团有限公司科研总院新一代煤电中心总监伍小林看来，在系统功能方面，煤电正重点发展两大核心能力。一是灵活性调节能力。作为高比例可再生能源电力系统的重要稳定器，煤电可通过快速调频（响应时间≤2分钟）和深度调峰（最低负荷率可达20%～30%），有效平抑风电、光伏等波动性电源的出力波动。二是容量备用能力。在极端气候事件频发的背景下，煤电作为可靠的备用电源，为电力系统提供关键的安全裕度保障，确保供电可靠性和系统韧性。
清洁降碳是新一代煤电升级的重要方向。《实施方案》不强制要求所有机组实施低碳化改造建设，试点示范明确了度电碳排放强度的量化指标要求，积极推进现役机组实施低碳化改造，且新建机组应重点研究预留低碳化改造条件、鼓励在具备条件的同步实施低碳化建设。
智能运行是新一代煤电升级的重要支撑。《实施方案》提出，新一代煤电应重点聚焦智能控制、智能运维、智能决策3个评价指标。
中国能建中电工程华东院党委委员、副总经理、总工程师叶勇健参与了《实施方案》的拟定工作。他认为，新的方案历经一年多反复征求意见，吸纳多方专家建议，平衡各方诉求后形成，是多方博弈的结果。同时，设定的指标参数对于发电企业而言科学、合理。“新建机组对标新一代煤电的标准相对容易实现，现役机组改造则面临着更多的挑战。”叶勇健说。
当前煤电改造并非易事，技术瓶颈与成本压力成为两大核心挑战。华电集团电科院锅炉及环化中心主任郭栋指出，燃煤机组在深度调峰时，汽水系统易出现温度分布不均，快速变负荷则会导致温度骤升骤降，可能使设备承受过大压力甚至开裂。以变负荷速率为例，传统制粉系统的“大滞后”问题严重制约燃料响应速度，即便采用“小粉仓”技术优化，全工况平均变负荷速率仅能达到2.6%/min，而政策要求的4%/min目标需要依赖储能配套才能实现。这意味着每台百万千瓦机组需要额外投入数千万元的储能成本。
低碳化改造的技术路径同样面临着考验。生物质掺烧从技术上没有任何问题，但受原料供应半径限制，掺烧比例超过20%将显著增加燃料运输成本；绿氨掺烧则需解决氨燃料的储存安全性与燃烧效率平衡问题，目前试点机组的掺烧比例多在5%以下。
从改造投入看，节能降碳改造单位投资约300～500元/千瓦，一台60万千瓦机组改造需1.8亿～3亿元；灵活性改造（含控制系统升级、阀门改造等）单位投资约200～400元/千瓦，60万千瓦机组需1.2亿～2.4亿元。
华泰证券测算显示，全国完成“三改联动”目标的总投资将超过2000亿元，年均改造投入需要维持在500亿元以上。煤电灵活性改造，是我国电力系统现有灵活性资源中成本较低的品种之一（0.12元/千瓦时）。
然而，新一代煤电机组的升级对新型电力系统建设的意义不能忽视。
“专项行动要求煤电最低负荷率压降至20%～25%（当前行业平均35%），相当于增加1.2亿千瓦调峰容量，可多消纳3.5亿千瓦波动性新能源。通过一次调频和高效调节改造（如负荷变化速率≥1%～2%/min），解决高比例新能源电网频率失稳风险。”许正军解释道。
尽管挑战重重，行业内已涌现出一批技术改造标杆项目。今年初，由华电电科院牵头的国家重点研发计划“超（超）临界机组宽负荷快速灵活调峰关键技术”在华电五彩湾发电公司350MW超临界燃煤机组成功示范应用。该项目突破了2%的升降负荷速率上限，最高达3.5%。
大唐郓城国家电力示范项目采用2×1000MW超超临界二次再热燃煤发电机组，是我国“压力最高、温度最高、效率最高、煤耗最低”的单轴百万千瓦火电机组。该项目创新研发了灵活高效带功率平衡发电机的双机（主汽轮机和给水泵汽轮机）回热技术、多介质耦合余热深度利用等关键核心技术，支撑机组热效率突破50%大关。
中国华电、中国大唐、国家能源集团、国电投等发电企业已围绕新一代煤电技术发展现状和趋势，在煤电快速变负荷、宽负荷高效调节、清洁降碳、智能运行、延寿升级改造等方面展开布局。
未来方向
我国煤电转型路径已从最初的污染控制（脱硫脱硝改造），到灵活性提升，再到低碳化改造，进入“新一代煤电”新阶段。
2025年6月，国家能源局印发《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》。聚焦新型电力系统有关前沿方向，依托典型项目开展单一方向试点，依托典型城市开展多方向综合试点，探索新型电力系统建设新技术、新模式，推动新型电力系统建设取得突破。其中，新一代煤电是方向之一。
在新能源装机比例快速提高的背景下，当出现出力不足时段以及消纳困难时，煤电机组的灵活性改造更能体现其价值。
未来，煤电将进一步向“清洁化、灵活化、智能化”转型，与新能源、储能、氢能等融合发展，在保障能源安全的同时，成为“双碳”目标下的重要过渡支撑。
“煤电是保障能源安全和电力安全的重要应急储备电源，在极端天气、突发公共事件（如战争、燃料供应冲击）等不确定因素增加的背景下，其功能具有不可替代性。”叶勇健强调。
以华东地区为例，受国家碳排放双控政策、西电东送特高压建设带来的外来电增加等因素影响，本地火电需求降低，火电机组利用小时数将下降，可能导致投资收益下滑。新能源渗透率提升将加大对辅助服务的需求，火电的调节性能（如调峰、调频等）将成为稀缺资源。尽管当前火电装机占比呈下降趋势，但其调节能力的价值未来有望通过市场机制得到体现，为火电机组带来额外回报。
除政策规定外，市场驱动尤为重要。
根据发改委2023年1501号文，目前容量电价标准全国统一为每年每千瓦330元。2024—2025年，多数地区回收30%固定成本，部分转型较快地区（如新能源高占比省份）回收50%。2026年起，全国回收比例不低于50%。
在现货市场中，火电可利用调节能力在电价较高的时段多发电，在电价较低时段少发电，从而提高平均上网电价。随着现货市场在全国各地开展，以及新能源入市后峰谷价差拉大，对火电调节能力的需求将随之提高。在碳交易市场中，煤耗较低的机组可以通过出售多余碳配额获利。虽然目前碳价处于低位，但从长期来看，随着碳市场扩容和碳配额收紧，碳市场价格仍有较大上涨空间。
值得注意的是，在供热经济性层面，新能源出力高峰时段的大发特性将导致电力现货市场电价深度承压。在此背景下，热电联产机组“以热定电”的刚性运行模式面临着严峻挑战——受供热需求约束的发电量将被动参与市场出清，可能以低于变动成本的边际电价结算，形成“发一度电亏一度钱”的经营困境。这暴露出当前我国电力市场单一电量竞价机制的局限性，亟须通过容量成本回收机制、辅助服务价值显性化等制度设计，构建涵盖电能量、容量、调节等多维度的市场化补偿体系，保障火电企业在新型电力系统生态中的可持续发展能力。
