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| 徐进：我国火力发电未来发展的十大看点 |
| 加入时间：2025-10-17 来源：电联新媒
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火力发电（包括煤电和燃气发电）作为我国最主要的发电形式，长期以来在我国电力行业发展中处于关键支柱地位。目前，我国近三分之二的电力来源仍依赖于火电，尤其是煤电，无论是装机容量还是发电总量，都在我国电力结构中占据着主力地位，是电力行业中名副其实的“带头大哥”。进入“十四五”后，在“双碳”目标和能源结构加快转型的大背景下，虽然新能源的装机容量有后来居上之势，但从发电量来看仍难以取代火力发电，火电的能源托底保障作用、煤电的“压舱石”作用愈发凸显。“十五五”是加快构建新型能源体系和新型电力系统、推动电力高质量发展、确保能源保供高水平安全的关键时期，电力行业将在这一期间实现碳达峰，而火电在电力行业的碳达峰中扮演着“关键先生”的角色，作为我国电力供应的基础，火电未来如何改造升级、如何发展转型，对保障经济社会可持续发展具有至关重要的意义。对此，本文拟提出火电未来发展的“十大看点”。
看点一：“十五五”期间煤电装机规模将到顶吗
截至2024年底，我国全口径火电装机14.4亿千瓦，占总发电装机容量的43.1%，首次下降到50%以下，其中煤电11.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2%，较2020年末仅新增约1.2亿千瓦，远低于同期全社会用电负荷及新能源发展增速。预计到2025年底，我国煤电装机规模将达到12.6亿千瓦，占整个电力装机容量的三分之一左右。整个“十四五”期间，煤电新增装机容量预计在2亿千瓦左右，远低于以风光为主的新能源增长速度，煤电发展的高峰期基本成过去时。
受2021年出现全国性电力供应紧张的影响，“十四五”期间，我国加大了煤电发展步伐，及时出台“三个8千万”煤电核准计划，旨在缓解电力供需矛盾、支撑新能源消纳，彻底扭转了“十三五”期间严控新增煤电的势头（停建缓建煤电产能1.5亿千瓦左右），带来新一波煤电开发建设的“小高潮”。2022~2024年相继核准了1.46亿千瓦、1.17亿千瓦和6670万千瓦煤电，按照煤电项目3~5年建设周期，预计在“十四五”末期和“十五五”前期将进入竣工投产的交付大年。
由此可见，受在建煤电项目陆续投产和电力保供的双重约束，“十五五”期间我国煤电装机仍有一定的增长空间，煤电的能源基础支撑和兜底保障作用在短期内不可能被替代，但新增煤电项目的投入会逐渐放缓，投资重点将放在现有机组的灵活性改造和降碳转型上，并逐步加大现有老旧煤电机组的淘汰步伐，以更好发挥煤电保电力、保电量、保调节、保降碳的“四保”作用。预计到2030年前我国煤电装机规模达到14亿千瓦峰值后将不再增长，并盘旋一段时间后开始进入下行通道，逐渐从电力供应主体转变为基础性调节电源。
看点二：煤电能实现向“新一代煤电”的华丽转身吗
近期，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《行动方案》），从深度调峰、负荷变化速率、启停调峰、宽负荷高效、安全可靠、清洁降碳、智能运行七大方面对现役机组改造升级、新建机组建设运行和新一代煤电试点示范提出具体参数要求。各种指标近乎严苛，若能实现，将重塑煤电在电力系统定位，重构电力未来发展格局，实现煤电由传统电力到清洁能源的华丽转身。
实际上，煤电“消失论”虽然一度甚嚣尘上，但我国煤电“压舱石”作用从未改变，一直稳扛能源保供的大旗，以不到40%的装机占比提供了约60%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力，大气污染物排放量下降90%以上，建成了全球最大的清洁煤电供应体系。我们不能因为刚摆脱几年电力“紧日子”，就忘记了“来时路”。纵观我国能源基本特征，至少在新型电力系统没有真正建立起来之前，煤电将难以被其他电力所取代，煤电在我国电力中的支配地位也难以撼动。
《行动方案》与2024年出台的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》环环相扣，以“深调峰、快调节、强支撑、宽负荷、高韧性、低排放、全智能”为主线，以“电氢碳循环耦合”为枢纽，加快提升煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智慧运行等水平，将煤电打造成为“六边形战士”，满足“既要顶峰，又要深调；既要爬坡，又要惯量；既要可靠，又要低碳”等一系列难度极大的要求，可谓是“十八般武艺，样样精通”，为“双碳”目标的顺利实现提供安全可靠的兜底保障。
看点三：CCUS技术将成为煤电降碳的利器吗
CCUS技术通过捕集、利用和封存等方式，实现二氧化碳排放变废为宝，为煤电的降碳减排提供有效解决方案，被视为煤电清洁化的“利器”。但受技术、成本、模式等因素制约，CCUS尚不具备全面推广条件：一是捕捉成本居高不下，徘徊在150~300元/吨的高位，致使收益与付出不匹配；二是技术“瓶颈”制约大，捕捉效率低、能耗大及管道运输与封存的安全性尚未完全解决；三是源汇匹配难度大，商业模式不成熟，项目运行严重依赖于政府补贴。
国际能源署预测，至2050年，全球范围内CCUS技术预计将担当起削减约15%碳排放量的重任，而电力行业将扮演超过40%的关键角色，成为降碳的主力军。我国也明确提出，到2060年碳达峰之时，有望利用该技术达成年减排23.5亿吨二氧化碳的壮举。与此同时，加强顶层设计，重视规划引领和政策支持并付诸于实践，全国已规划和运行的CCUS示范项目超百个，国家发改委也在煤电低碳化改造建设行动方案中明确提出要予以推广，并逐步从试点示范向规模化应用迈进。
总体来看，CCUS技术是专门为化石能源延寿保命的“灵丹妙药”，只要化石能源不消灭，就有其用武之地。但从目前发展的综合情况来看，CCUS技术要想成为煤电降碳减排的“神捕手”，实现规模化应用和商业化运营还有较长的路要走，面临巨大挑战和不少困难，荆棘遍地、险关层层，需要加大关键技术攻关、健全相应标准体系、打通完整产业链条；还需全方位政策支持、构建合理成本分摊机制、建立成熟高效商业模式，以及与其他碳减排措施有机结合并形成一个多元协同高效的碳管理体系，以确保CCUS技术的经济可行性与市场竞争力。
看点四：数智化将成为火力发电的新高地吗
火电尤其是煤电给人刻板印象是高污染、低效率、环境差的“傻大粗”形象，数智化将赋能火电转型升级，通过运用现代信息技术实现智能监测与控制，通过大数据、物联网技术优化设备运行参数、提升系统协同能力，通过数字孪生技术实现生产数据及时反馈，通过人工智能算法开展负荷预测、电力调度并参与市场交易，给传统电力的生产经营活动加载“智慧大脑”的新引擎，让“老”电厂重新焕发出新活力、新生命。
火力发电厂的数智化建设将重点聚焦智能控制、智能运维、智能决策三大领域，以“智能化管控、少人化值守、高效化运行”为目标，借助信息管理系统、智能控制、智能应用和智慧燃料管理等不同子系统，构建起覆盖全生命周期的智慧管理体系，搭建统一的数据收集、分析、管理平台，打通部门间数据壁垒，消除信息孤岛，将三维可视化模型和数据在电厂生产管理、经营决策、电力调度与交易等业务系统进行紧密集成，实现设备档案、周期峰值、故障和检修记录等数据“终身可溯”。
概言之，随着新型电力系统加快构建，新一代火电离开人工智能将寸步难行。打造智能感知、智能诊断、智能控制、智慧运行的“四智电厂”将是新一代火电发展的主导方向，以“云大物移智边”等为代表的数智化正在成为火电高质量发展的“新引擎”，以数字化为载体驱动火电结构性变革、推动煤电低碳绿色转型，既是当下火电行业最急迫的需求所在，也是发展创新的最大源动力，引领火电行业迈向更高效、更环保、更智能的轨道，这带来的不仅是管理效率大幅提升，更是绿色低碳转型的新可能。
看点五：“煤电顶牛”难题将从根本上破解吗
“煤电顶牛”始于2002年的煤炭市场化探索，作为我国电力市场改革的“老大难”问题，根本原因是市场煤与计划电之间的价格形成机制存在错位、难以有效衔接而造成的。为此，国家相关部门曾绞尽脑汁、想尽各种办法，包括建立煤电联营机制与推行电煤企业间重组整合等措施，但效果并不理想。直至《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》出台，将煤炭价格与燃煤发电“基准价+上下浮动不超过20%”在合理区间实现有效衔接，不少业内人士认为该《通知》从根本上理顺了煤、电之间的价格关系，为解决“煤电顶牛”难题开出一剂良方。
实际上，在传统电力体系中，煤与电两个产业好比连体婴儿一样紧密相依，它们之间的活动犹如跷跷板一般，一方的“大起”必然带来另一方的“大落”，这种错位发展在我国曾反复出现过，即某一段时间煤炭价格高企、煤炭企业赚得钵满盆满，而煤电企业却陷于严重亏损境地难以自拔；在另一段时间煤炭价格大幅跳水、煤炭企业亏损严重，而煤电企业则盈利大增，这种大起大落的状态严重影响我国能源的安全、稳定供应和行业可持续发展。
由此可见，市场的事应该交由市场来解决，这样往往能达到出乎意料的效果。但“煤电顶牛”难题是否从根本上化解了，笔者认为还为时尚早。因为“煤电顶牛”的根源不单纯是煤价，而是涉及整个能源体制改革深层次的问题，只要我国能源电力市场化机制没有真正建立起来，“煤电顶牛”的现象就可能时不时出现。因此，破解“煤电顶牛”的成功“秘诀”在于持续深化能源市场化改革，加快构建与新型能源体系相适应的能源体制机制。
看点六：“煤新联营”将打开煤电“第二增长曲线”吗
随着新型电力系统加快构建，煤电定位随之发生改变，逐渐从能量提供者向容量提供者转变、由电量生产主体转变为电力供应主体、从主力电源向支撑性和调节性电源转变。这种改变不但导致煤电利用小时数呈下降趋势，而且推动了煤电经营发展模式的转变，越来越多煤电机组处于“备而不用”状态，严重影响了企业收益水平。因此，“煤新联营”在2023年后呼之即出，成为煤电破解成长烦恼与发展瓶颈的新渠道。
其实，煤电与新能源并非“死对头”，双方有着天然互补优势，能够彼此成就：一是由于新能源“靠天吃饭”的特性，需要搭配可调节性电源建设，而煤电无疑是其“好搭档”，因为煤电作为我国电力系统调峰的绝对主力，在新能源消纳和电网稳定性方面承担着关键角色；二是煤电近年来承担较大减排与经营压力，而借助风光火储一体化模式不但可获得优质新能源开发指标上的便利，还能通过借助边际成本较低的新能源装机规模获得更大绿电收益，以缓解经营压力；三是相比核电、水电建设周期长，煤电是短期内增加系统有效容量供给充裕度的不二之选。
然而，“煤新联营”并非一件容易的事，首先要持续推动煤电节能降碳与灵活性改造，平衡好煤电供电、供热与调峰之间的关系，充分挖掘煤电机组的深度调峰能力，合理优化煤电的装机规模和运行方式，不断提升新能源的消纳空间，全力打造“煤电+新能源联营”新示范，全面提升煤电可调度性及与新能源的协同性，以达到降低最小出力、快速启动和快速调整负荷，更好地服务新型电力系统需要，实现煤电行业的高质量发展。
看点七：容量电价真能成为煤电的“救命稻草”吗
推行两部制电价、建立容量电价机制作为煤电价格改革历程上的里程碑式事件，让长期饱受亏损之困的煤电吃上了“定心丸”，容量电价也被形象地称为煤电的“救命稻草”。从电价设计构成来看，容量电价有利于煤电机组固定成本的顺利回收，稳定了煤企经营预期，使其能更好实现成本分摊与收益平衡，既是更好发挥煤电机组“兜底调节”作用的重要方式，也是确保电力供应稳定安全的必要手段。从实施效果来看，基本达到预期目标，煤电的经营状况有明显改善，增强了煤电机组改造的主动性。
实际上，容量电价作为我国电力市场改革中的一块“关键拼图”，旨在更好保障电力安全稳定供应、促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型，不仅利好煤电本身的发展，而且有利于保障电力系统的稳定性，同时也为新能源提供了更加可靠的消纳空间，是一举多得的好政策。但从另一方面讲，容量电价虽然保证电力系统在高峰负荷时有足够的发电容量冗余，但只是相当于为煤电企业提供“底薪”，燃煤发电成本构成的三分之二还是来自燃料等变动成本，其收益的大部分是由电量电价、辅助服务价格与发电利用小时所决定。
一言以蔽之，容量电价只是让煤电吃上“低保”，但要想过上“小康”甚至“富裕”生活，还不能“躺平”，仍需付出艰辛努力：主动按调度指令提供所申报的最大出力，以期获得最高的容量电费，同时积极参与到系统调峰调频、频繁启停、快速升降负荷等辅助服务活动，不断拓宽收益来源，最大限度地确保煤电实现可靠性、灵活性和经济性的统一。因此，容量电价绝非煤电的“安乐窝”，而是其健康发展的“助推器”。
看点八：我国将率先突破700摄氏度超超临界机组技术吗
超超临界机组作为煤电发展史上最具代表性的技术革命，其核心在于将水蒸气的压力和温度提高到超临界参数以上（即蒸汽压力超过25兆帕、蒸汽温度超过600摄氏度），以实现更高热效率和更低污染物排放。该技术代表当前世界最先进火力发电技术，能将供电煤耗率降至265克/千瓦时以下，最先进的甚至可降至每千瓦时225克以下。我国已是世界上600摄氏度、1000兆瓦级超超临界机组数量最多、容量最大和运行性能最先进的国家。
相对于传统电力体系，煤电在新型电力系统下的角色定位已发生改变，即承担更大支撑保障作用，以推进风光等新能源电力的消纳。这要求煤电在参与深度调峰时，必须解决长期困扰火电机组低负荷高能耗的难题。因为基于热力学常识，常规火电机组调峰过程中低负荷工况蒸汽流量将大幅下降，引起汽轮机组入口蒸汽压力近似线性下降，直接导致调峰过程机组能耗大幅攀升。因此，更先进的700摄氏度超超临界燃煤发电技术引起国家高度重视并成立“国家700摄氏度超超临界燃煤发电技术创新联盟”。根据专业机构验证试验结论，同600摄氏度等级的超超临界机组相比，700摄氏度超超临界机组的供电效率将由约44%提高至48%~50%，煤耗可降低40克~50克/千瓦时左右，还会大幅降低有害气体和温室气体排放，被称为火力发电皇冠上最耀眼的“明珠”。
目前，欧美日等主要经济体都把目光投向700摄氏度等级超超临界机组技术研发，但受困于材料成本和关键设备制造工艺的制约，进展不大。作为煤电大国，我国已稳步推进700摄氏度等级先进超超临界机组技术研发并取得重要进展，基本确立了一套自主设计的超超临界锅炉、汽轮机、高温蒸汽管道系统的关键部件选材方案。一旦率先成功突破，将实现由“中国制造”向“中国创造”质的飞跃。
看点九：天然气发电将迎来发展“第二春”吗
作为一个“富煤贫油少气”的国家，天然气发电在我国发展一路磕磕绊绊。早在上世纪80年代，当时沿海地区因严重缺电，开始布局天然气发电，但行业规模较小且效率偏低。之后随着“西气东送”工程推进，加上国家在2011年颁布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，提出“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目，天然气发电作为清洁能源的重要组成，开始进入快速发展期，迎来了发展的第一个春天。但到2012年底，国家上调天然气价，很多项目迫于成本压力陷入困境，行业再次进入观望期。
总体来看，天然气作为世界能源三大支柱之一，其发电一直在我国电力结构中处于补充地位，呈现出装机规模小、发电量占比低、年利用小时数不高的特点，经历了从技术依赖进口到逐步国产化、从单一发电模式到多元化发展的历程。但随着“双碳”目标的提出，加上气电在清洁低碳、启停调峰、快速响应、长时调节等方面固有优势突出，国家在多个文件中明确提出要大力推动天然气与多种能源融合发展，因地制宜建设天然气调峰电站，以更好发挥天然气发电在电力与天然气系统中的“双调峰”作用。
未来，随着我国在燃气轮机等气电关键设备上的突破以及在页岩气开采技术上的创新，天然气发电将迎来发展新机遇。预计“十五五”期间，天燃气发电仍是我国新型能源体系中不可或缺的支撑性、调节性电源，在我国能源版图中仍将占有一席之地，尤其是珠三角、长三角等沿海地区以及川渝等页岩气富裕地区，气电有望实现装机稳步增长，年新增装机规模预计在1500~2000万千瓦之间，到2030年总装机容量将达到2.5亿千瓦上下，迎来发展的“第二春”。
看点十：煤电会再现新一轮产能过剩吗
在能源加速转型的大背景下，煤电发展之路一直不太平坦，呈现出跌宕起伏的态势，“十三五”强控，“十四五”复兴，“十五五”煤电之路怎么走？这一问题备受业内关注。随着可再生能源装机规模不断上升，对煤电的挤出效应日益明显，今后新的用电“缺口”绝大部分将被新能源填补，而且煤电自身装机规模这几年也在持续扩大，未来是否需要维持如此庞大的煤电装机规模，是否出现新一轮的煤电产能过剩，以及煤电发展困局是否会再现？
另一方面，在全国电力“一张网”的基本格局下，电力“双高”“双峰”“双随机”特征日益突出，如何确保电力系统安全性摆在最优先位置，这要求以煤电为支撑的有效容量必须与电力需求的增长相匹配、同最大用电负荷相适应。由此可见，在新型电力系统建成之前，新能源装机规模越大、发电占比越高，煤电参与调峰的作用越强，备用的装机规模必须随之增大。从这个意义上讲，不能再用装机规模大小和利用小时数高低作为衡量煤电是否过剩的标准，而应结合电力系统最大负荷需求进行综合考虑。
当然，判断煤电是否过剩的衡量标准变了，并不意味着煤电不存在所谓产能过剩、不需要继续落实淘汰落后的产能政策。对那些扭亏无望、超龄服役、高能耗且安全环保不达标的老旧低效燃煤机组以及证照不全的违规机组，应实行“主动关停”或通过资产转让重组、区域整合等资本运营手段，以达到避免煤电同质化竞争、压降煤电无效低效产能、缓解企业经营困难的目标，这是避免出现“冰棍效应”、优化煤电产业布局、促进产业转型升级的重要途径，也是实现煤电高质发展的必由之路。
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