“十四五”期间，煤电确定了向基础保障性和系统调节性电源转型的基调。展望“十五五”，煤电转型应如何进一步支撑高比例新能源电力系统运行？
9月9日，《中国经营报》记者在一场煤电主题研讨会上获悉，与会专家表示，“十五五”时期，为保障高比例新能源电力系统安全可靠运行，煤电将加快定位转型，弱化其电量主体角色，发挥其基础保供、灵活调节和应急备用的功能。煤电应与新能源协同发展，促进电力系统调节能力提升，并借助多元长效协同转型机制增强电力系统的安全性与低碳属性。
转折点来临
自“十三五”以来，随着电力行业清洁低碳转型加速推进，我国电力装机和发电结构已发生显著变化。
截至2024年年底，全国全口径发电装机容量达33.5亿千瓦。其中，非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，占总装机容量的58.2%；风电和光伏发电装机容量累计达到14.1亿千瓦，超过煤电装机的11.9亿千瓦。
在发电量方面，非化石能源发电量稳步增长，但煤电仍是当前中国电力供应的主要电源。2024年，中国发电量10.09万亿千瓦时。其中，非化石能源发电量3.92万亿千瓦时，占全口径总发电量的比重为38.8%；风电和光伏发电量二者合计占全口径总发电量的18.1%。煤电机组以35.5%的装机占比提供了54.8%的发电量，为5.5万亿千瓦时，相比2016年煤电发电量占比（64.3%）下降9.5%。
随着“双碳”目标的深入推进，煤电在新型电力系统中的角色定位正向基础保障性和系统调节性电源转变。
上述研讨会发布的《迈向“十五五”煤电何去何从：转型路径与多元机制研究》（以下简称“煤电报告”）提出，在“十五五”高能效电气化且非化石能源高速部署的情景下，通过合理部署各类发电资源，降低电力系统的调节压力，有望将煤电电量峰值控制在5.5万亿千瓦时左右。
华北电力大学（保定）讲师张浩楠指出，“十五五”时期将有望迎来电力行业一个关键转折点，即非化石能源对全社会用电量增量的贡献将超过100%，中国电力系统将正式进入煤电存量替代时代。
中国华能集团有限公司能源研究院职员贺一表示：“煤电转型的趋势不可逆转，节奏取决于新能源系统的成熟度这一内生变量。我们既要发展非化石能源，也要认识到煤电在未来一段时期内的战略价值。我们需要降低煤耗，减少碳排放，但这并不等同于减少煤电装机容量。应该从单纯‘去煤化’转向更科学地‘用好煤电’，让它在新型电力系统中发挥好作用，从而为经济社会发展和人民生活提供坚实保障。”
支撑新型电力系统构建
当前，新能源规模发展和电力系统安全保供仍离不开煤电支撑。同时，为更好保障新型电力系统安全可靠运行，促进新能源高效消纳，亟须加快多元化灵活资源的建设。
煤电报告指出，电力系统调节能力的提升速度落后于新能源部署速度，新能源全额消纳的难度将进一步增大。新能源发电短时尖峰出力功率大、电量小，电力系统的调节压力呈指数级增长，需要大量的灵活性资源平抑新能源和负荷的不确定性，且不再限于调峰服务，对调频、负荷跟踪、容量充裕性等需求突出。
高比例新能源使得电力系统呈现出“天气强耦合性”和“运行弱支撑性”，当电力系统灵活调节能力不足时，极端天气会对电力安全造成严重冲击。比如，2021年9月，东北地区缺煤限电期间风电出力骤减加重了缺电情况。
2024年12月，《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，要着力提升电力系统调节能力和调用水平，支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
根据上述政策，需着力增强抽水蓄能调节能力、提升火电调节能力、改造或建设一批调度机构统一调度的新型储能电站、提升可再生能源调节能力、大力提升电网资源配置调节能力和挖掘负荷侧资源调节潜力等。
煤电报告显示，灵活火电、跨区输电、抽水蓄能、新型储能、需求响应等灵活性资源的多元化部署策略缓解了“十三五”以来主要依靠煤电调峰来消纳新能源的局面，在一定程度上也补充了煤电在爬坡、调频、深调等方面的性能短板。不过，气电、抽水蓄能、新型储能等资源容量占电力装机的比重尚不足10%，考虑到抽水蓄能电站建设周期长、新型储能可用时长短等问题，“十五五”期间继续加大煤电灵活性改造仍将是支撑高比例新能源消纳的主力。
张浩楠认为，从提升电力系统灵活性角度来看，单纯依靠煤电没有办法解决问题，气电、抽水蓄能、新型储能、需求响应等灵活性资源的发展则进一步弥补了煤电的短板。多元化、供需两侧灵活性资源共同调节电力系统平衡，对于高比例新能源电力系统非常必要。另外，未来电力系统不仅需要短时调节能力，随着煤电逐步退出，长时储能应对长达一周甚至一个月新能源出力不足的极端情况将至关重要。
对于提升电力系统调节能力和调用水平的问题，国网能源研究院原副院长蒋莉萍建议，在做规划研究时，各地应根据区域环境和气候条件情况，编制灵活可调度资源专项报告，具体分析可再生能源出力特性，科学分析调节能力需求。
电力系统转型的挑战
展望“十五五”，煤电报告指出，中国电力系统转型还将面临三重挑战，即存量煤电转型存在的经济性制约、新能源跃式发展面临技术与机制瓶颈、电能替代过快而煤电约束不足进而推高电力部门碳排放的风险。
随着煤电电量增长空间见顶，机组平均利用小时数下滑，同时考虑到煤价波动、机组频繁调节服务以及碳约束加强，这将使收益承压。加之煤电未来低碳化技术的资金投入较大，使得煤电转型面临成本疏导问题。
贺一认为，价格机制能够引导各类资源回归价值本源，获得合理的生存空间和回报。对于煤电来说，随着煤电角色向调节性电源转换，它的经济回报获取将不再依赖单一的电能量，而是根据提供的电能量、容量和辅助服务等多维度价值获得经济回报。
“十五五”期间，既要实现新能源规模增加，也要同步提升电力系统调节能力。然而，随着电力市场化改革进程加快，新能源全电量入市和电力现货市场全覆盖提速，当前新能源、储能等电力资源同样面临收益考验，影响着投资节奏。
贺一认为，在价格机制引导下，新能源过去基于政策保护的超额收益模式不再存在，也将面临市场价格的波动，这也倒逼新能源主动降本。而当前电力市场对储能全生命周期的投资回收支撑不足，储能投资主体需要找到更加智慧的盈利模式。
蒋莉萍建议，要科学考虑新能源装机容量纳入总体规划供应能力安排的问题。同时，要对新能源投资收益进行认真测算，保障“十五五”期间的投资积极性。
碳排放是衡量电力行业转型成效的重要指标。电力行业碳排放量占全社会能源碳排放量45%以上，提前达峰可为其他行业碳排放预留增长空间。
张浩楠指出，电力行业碳排放实现低水平提前达峰需要从供需两侧入手，供给侧加速非化石能源替代，需求侧提升用能效率。
面对中国电力系统转型挑战，煤电报告指出，需要实施多元复合的长效协同转型机制来提升电力系统的安全低碳属性，强化煤电与新能源投资建设过剩和短缺双向预警的总量协同滚动管理机制，以电力行业为试点探索碳排放“双控”机制，依托规模庞大的跨省跨区输电线路协同推进省间电力互济，合理疏导电力安全保供成本压力，分步稳妥推进容量市场建设。
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