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| 煤电产业“调峰备用”定位转型提速 |
| 加入时间：2026-01-09 来源：中国电力报
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在新一代煤电技术加持下，我国煤电装机规模在“十五五”时期将持续保持增长，在“十六五”时期将总体保持稳定；从中远期来看，煤电发电量将从峰值逐步下降以减少碳排放，相应地，煤电装机也将随着老旧机组到龄退役而缓慢下降，但装机下降速度显著慢于发电量下降速度，呈现出“留容量、降电量”的规律特征。届时，煤电的主要功能定位将逐步转向调峰或应急备用。
“十六五”时期：清洁高效与功能转型
未来五年，煤电产业将在规模稳定增长与结构优化调整的双重驱动下，逐步向清洁化、高效化、智能化方向转型，仍将在全国电力系统中发挥主力电源的功能作用，“十五五”末期煤电装机规模迈入峰值平台期，重点在电量供给和电力保障两方面为电力系统提供支撑，但其主导地位逐步弱化，功能转型升级节奏加快，控排减碳力度加大。政策持续推动煤电行业淘汰落后产能、提升技术效率，并通过“煤电+”模式拓展产业链，同时碳排放约束和市场化改革进一步倒逼企业优化运营模式。
“十五五”期间煤电装机仍有增长需求。根据中国能源系统预测优化模型预测，结合全国及地方其他种类电源的规划与建设形势，全国范围内仍需要新增2亿千瓦左右的煤电规模。第一，增量煤电功能性更凸显。新建煤电主要有以下三种类型：以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型清洁能源基地配套建设调峰支撑性煤电；在东中部缺电负荷中心建设系统保障性煤电；在供热负荷集中、清洁供暖替代区域建设煤基热电联产。第二，煤电装机进入峰值平台期。预计到2030年，全国煤电装机规模将进一步增长至15.4亿千瓦左右，随后进入为期十年的装机容量峰值平台期，电量占比持续下降。第三，气电装机容量保持连续增长。预计全国新增气电装机容量4000万~5000万千瓦。
预计“十六五”时期全国煤电容量不再净增。新增电力需求基本依靠新增新能源、核电等电源满足，少数新建煤电将主要为热电机组和配套调峰电源，以等容量或减容量替代方式建设，总体上容量不净增长。到2035年，全国煤电装机容量略高于15亿千瓦，占比进一步降至21%左右；发电量保持在5.8万亿千瓦时左右，占比约38%，依然承担基础电力和电量供应保障作用。全国平均煤电利用小时相比“十四五”进一步下降并维持稳定，保持在3800~3900小时。同期，气电装机容量保持增长态势，到2035年全国气电装机容量进一步增长至2.4亿千瓦左右。中长期火电企业将向着更加灵活的调节型电源转型，适应由主转辅的角色和功能定位转变。
新一代煤电作为传统能源与新型电力系统深度融合的关键纽带，将在保障能源安全、支撑新能源消纳、提升系统调节能力、推动低碳转型等方面发挥不可替代的作用。一是保障电力安全的“压舱石”。新一代煤电通过灵活性改造和智能化升级，可快速响应电网调度需求，确保电力供应的稳定性与可靠性。二是支撑新能源消纳的“调节枢纽”。新一代煤电通过深度调峰、快速变负荷及启停调峰等技术升级，成为新能源高效消纳的关键支撑。三是推动低碳转型的“技术先锋”。新一代煤电通过低碳技术攻关与规模化应用，成为电力行业降碳的重要突破口。四是促进产业升级的“创新引擎”。“十五五”期间，新一代煤电将通过技术革新与功能重构，在新型电力系统中实现从“主体电源”向“调节核心”的战略转型，其作用不仅体现在电力安全与低碳转型的硬支撑上，更通过产业链协同与国际合作，为全球能源转型贡献中国智慧。
中长期展望：稳步减量与低碳化协同发展
2035年以后，火电仍是我国电力供应的重要支撑电源，主要发挥基础保障性和系统调节性作用，稳步有序向非化石能源让渡电量空间。存量煤电依托燃煤耦合生物质发电、CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，加快清洁低碳转型步伐。
一是装机容量稳步下降，有序向非化石能源让渡电量空间。2035年以后，全国煤电装机容量在峰值平台（15亿~16亿千瓦）基础上稳步下降。到2050年，全国煤电装机容量仍保持在13亿千瓦以上，装机容量占比约为13.8%，发电量占比降至19.2%；到2060年，剩余存续煤电约9亿千瓦，装机容量占比约为9.1%，煤电发电量降至1万亿千瓦时以下，占比不足4%。功能定位方面，2035年前，火电机组以保障电能量供应、顶尖峰负荷和提供转动惯量为主，尤其是在系统灵活调节资源结构中扮演关键角色，发挥短时、日内和季节多尺度调节功能；中长期看，在高比例新能源和电力电子设备的新型电力系统中，火电将以维持系统转动惯量和调峰调频为主，主要发挥日内和季节等中长尺度调节功能，短时及日内调节由电池储能、需求侧响应、抽水蓄能及气电机组共同承担。
二是煤电布局调整，减容减量区域差异明显。全国范围内，不同区域煤电机组定位、转型路径及退出节奏差异明显。总体来看，华东地区与华北地区为中长期煤电减量幅度最大、节奏最快区域；东北地区、华中地区、西南地区、南方地区煤电减量化节奏适中；西北地区煤电达峰时间最晚，煤电将持续发挥风光等新能源外送支撑作用。
三是机组功能分化，电力保供作用凸显。煤电由电量供应主体转变为电力供应主体。2035年以后，煤电加速为清洁能源让渡电量空间，仅部分高参数大容量煤电机组和热电联产机组为系统提供清洁高效电量。随着新能源渗透率进一步提高，煤电逐步让渡电量空间，平均利用小时数持续下降，预计到2050年，煤电在电力平衡中的贡献度约占五分之一。2035年全国煤电机组平均利用小时数为3800小时左右，到2050年下降至2600小时左右，到2060年进一步降至1000小时以下。煤电仍将在电力平衡和系统调峰中占据重要位置。我国有大量煤电存量机组，如能通过灵活性改造挖掘20%~30%的调节潜力，则可释放出巨大的调峰容量。相对于建设调节电源、抽水蓄能、储能设施等，煤电灵活性改造是提升系统灵活性成本最低的方式。全国煤电逐步分化为基荷、调峰和应急备用三种功能类型，尤其是2035年以后，分化趋势将越来越明显。预计到2035年，全国调峰煤电和应急备用煤电装机容量分别占比3.3%和2.1%，两者发电量占比合计仅2.8%；到2050年，基荷煤电装机容量占比降至70%，调峰和应急备用煤电装机容量占比分别提高至16%和14%；到2060年，系统存量煤电几乎不承担基荷，而以应急备用为主、调峰为辅。
四是煤电低碳化发展步伐逐步加快。低成本低碳煤电技术应用加快。持续推动低碳零碳技术进步、能耗控制水平提升和成本降低，加快推进低碳燃料掺烧和燃煤电厂CCUS技术规模化应用、产业化发展，实施存量煤电机组的低碳/零碳改造。在具备碳埋存地质条件的前提下，对剩余存续年限较长煤电机组实施CCUS改造并承担基础负荷，提供电力系统转动惯量和稳定性保障。在新能源富集、外送困难地区，利用可再生能源富余电力实现绿氨对燃料煤的部分替代，实施调峰煤电机组绿色燃料掺烧改造，实现燃煤电厂向氨储能调峰电厂转变。低碳煤电技术应用经济性可期。相比新能源规模化并网发电，考虑技术进步与规模应用共同驱动CCUS降本，煤电+CCUS不会明显推高系统成本。随着低碳煤电技术进步，驱动成本进一步降低，加之碳市场逐步成熟、减碳价值充分体现，煤电+CCUS或因地制宜掺烧低碳燃料后承担零碳基荷角色，度电成本增幅可控。
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