审视当下电力版图，一个不容置疑的事实是：煤电依然是保障我国电力供应安全最坚实可靠的基石。尽管风光等新能源装机呈现爆发式增长，其总装机占比已超越煤电，但在发电量的贡献、关键时段的顶峰保供，以及为系统提供灵活调节能力方面，煤电的作用在短期内依然难以被替代。近年来，业内常说“煤电以不足50%的装机，贡献了60%的电量、提供了70%的顶峰能力、承担了80%的调节任务”，虽非精确统计，却形象地刻画出煤电在新型电力系统初级阶段不可或缺的“基础保障性和系统调节性”双重角色。这一角色定位，近期已被国家层面密集出台的一系列重磅政策文件反复确认和强化。实际上，根据国家能源局发布的最新数据，截至2025年5月底，包含燃气发电、生物质发电在内的火电装机已降至发电总装机的40.4%，而太阳能发电装机已飙升到10.84亿千瓦，煤电装机占比显然已低于40%，但调节任务却有增无减。
（来源：电联新媒 作者：张宝）
煤电行业正面临深刻的转型挑战。传统依靠汽轮机通流改造、机组参数提升、增加回热与供热等“三板斧”的效率提升模式已进入边际效益递减阶段，技术改进空间日益受限。虽然700摄氏度机组、非水工质机组等前沿技术持续探索，但受成本、技术成熟度和安全边界制约，短期内难以成为行业转型的普适方案。与此同时，煤电运行环境日趋复杂——随着新能源装机占比快速提升，电力系统负荷率持续走低，导致煤电机组频繁深度调峰成为常态。这一变化直接反映在能效指标上：2023年，全国火电机组供电煤耗同比上升0.87克/千瓦时（部分省份增幅超10克/千瓦时），据《中国电力行业年度发展报告（2024）》显示，这是多年来首次出现的煤耗回升现象，其中机组在20%～40%额定出力的低负荷区间运行时，效率恶化问题尤为突出。
更为关键的是，煤电行业在履行节能减排和保供稳价社会责任的同时，正面临日益严格的监管考核体系。从市场环境看，随着电力市场化改革不断深化和电力现货市场范围的扩大，煤电在电能量市场面临新能源发电的成本竞争，同时抽水蓄能和新型储能快速发展，正在挤占煤电在调频、备用等辅助服务市场的空间，使其通过市场获取合理收益的难度显著增加。从政策层面看，2024年实施的容量电价机制虽然通过固定成本补偿体现了煤电的系统价值，但配套的考核制度较“两个细则”更为严格，特别是随机抽测最大出力的不可预见性，对电厂的设备可靠性、运行精细化管理及应急响应能力形成重大考验。此外，在保供压力下，部分地区对入炉煤质设定发热量不低于5000大卡等硬性要求，虽降低了煤质导致的非停风险，但也推高了燃料成本，增加了生产组织难度。
直面挑战：多重刚性约束下的
生存与发展困境
新一代煤电的转型之路，绝非坦途，而是深陷于多重刚性约束交织的复杂困境，集中体现为以下三个“既要又要”的核心矛盾：既要刚性减碳，又要绝对保障能源供应安全；既要提供极致的系统灵活性，又要承受转型带来的沉重经济负担；既要适应并满足严格的监管新机制，又要牢牢守住安全生产的底线。
国家发改委在《煤电低碳化改造建设行动方案（2024～2027年）》中要求：到2027年，试点煤电项目的度电碳排放需较2023年同类机组平均水平降低50%左右。然而，传统依靠提升发电效率的减排路径已接近物理极限，边际成本剧增，难以支撑如此大幅度的减碳要求。与此同时，我国以煤为主的资源禀赋和能源安全自主可控的战略要求没有改变。新能源发电固有的间歇性、波动性和反调峰特性，使其在现有技术条件下，短期内难以独立承担保障电力持续可靠供应的重任。尤其在极端天气频发、长周期能源短缺风险犹存的背景下，煤电作为电力供应的“压舱石”和应对极端情况“最后防线”的作用无可替代。如何在确保能源供应安全这一绝对优先级的前提下，实现煤电自身的深度减碳，成为摆在整个行业面前的首要难题。
新型电力系统的显著特征是高比例新能源接入，这对系统的灵活调节能力提出了更高要求。在此背景下，煤电正从主力发电电源向主力调节电源转变，需要具备以下关键能力：一是宽幅调峰能力，纯凝工况下技术出力下限需从当前的35%额定负荷进一步降至15%；二是快速响应能力，有功功率调节速率需达到每分钟3%～4%的国际先进水平；三是热电解耦能力，显著降低机组最小电出力；四是快速启停能力，部分机组需实现日内启停调峰。然而，这种“极致灵活性”的追求伴随着显著的经济代价：首先，运行效率方面，深度调峰导致供电煤耗急剧上升，1000兆瓦机组在20%负荷时煤耗增幅可达90克/千瓦时；其次，设备损耗方面，频繁启停不仅增加燃料和厂用电消耗，还加速关键设备老化；再次，改造成本方面，燃烧器优化、制粉系统改造、部件电加热及电源侧储能配置等灵活性改造需巨额投资。当前政策环境下，容量电价仅能补偿固定成本，而新增的变动成本、改造成本及效率损失成本缺乏有效疏导机制。这一成本困局如同“达摩克利斯之剑”，直接威胁煤电行业的可持续发展，亟需建立合理的市场化补偿机制。
近年来，燃煤电厂在多重压力下面临前所未有的安全生产挑战。在政策层面，容量考核和电力保供责任带来严格的监管要求；在运行环境方面，新能源高比例并网导致电力系统运行方式日趋复杂；在设备层面，机组系统复杂性、设备老化问题与燃料品质波动相互叠加；在运行要求上，灵活调峰和季节性保供任务又进一步加剧了生产组织难度。这些因素共同导致电厂非计划停运次数持续高位运行，维持在0.4～0.5次/台年的水平。面对这一严峻形势，煤电企业必须在满足考核要求、提升运行灵活性的同时，始终将安全生产作为不可逾越的底线，重点防范锅炉低负荷稳燃、水动力安全、汽轮机末级叶片安全、环保设施可靠投运等关键环节风险。这一复杂的平衡过程，既是对企业综合管理能力的全面检验，更是对安全生产底线的重大考验，直接关系到电力系统的安全稳定运行。
煤电转型的路径：多维并举，系统推进
当前，煤电正从“支撑性电源向基础保障性和系统调节性电源并重”转型，具体表现为：能源保供方面，需要煤电发挥基础性、保障性作用；新型电力系统建设，需要煤电发挥支撑性、调节性作用；“双碳”目标的实现，需要煤电发挥关键性、前瞻性作用。2025年3月底，国家发改委、国家能源局发布了《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025～2027 年）》，在行业内引起了强烈反响，从文件的相关要求与措施看，煤电的转型升级不是简单的“弃煤”，而是“换脑”，结合国家政策导向和行业发展实践，笔者认为大致有以下八个关键途径。
持续深挖降耗潜力，牢守经济性生命线
尽管传统提效手段边际效益递减，但在能源成本高企、环保约束趋紧的背景下，降低煤耗依然是煤电生存发展的基础。一是通过优化燃烧调整、加强系统保温、降低厂用电率、提升循环效率等精细化措施，持续挖掘运行层面的降耗空间；同时利用大数据和人工智能技术进行运行参数寻优与故障预警，提升机组运行效率，减少机组非正常停运次数。二是对仍有潜力的存量机组，因地制宜实施成熟可靠的技术改造，进一步降低煤耗，确保满足或优于新版《燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB 21258-2024）要求。三是高度重视深度调峰导致的煤耗剧增问题，开发宽负荷高效煤电机组，研究制定低负荷下经济运行策略，优化辅机运行方式，并推广耦合熔盐、热水罐等储热技术，在满足深调需求的同时，减缓煤耗上升速度。
推动热力系统重构与耦合，拓展功能与价值
为突破传统“以热定电”的束缚，可大力推广汽轮机低压缸零出力、切缸运行、高背压供热等成熟技术，并耦合大型储热装置，实现供热工况下机组电出力的大范围灵活调节，提升机组对新能源波动的适应能力；同时结合空预器旁路、低低温省煤器、脱硫塔前换热器，探索锅炉烟气余热深度利用与汽轮机回热系统的协同优化，在保障安全环保的前提下，通过热力系统重构提升经济性与灵活性。此外，可积极探索煤电机组与新型储能系统的深度耦合，配置2%～5%机组额定容量的电化学储能或飞轮储能，联合机组参与一次调频与AGC，以提升调节速率和运行收益；对具备条件的煤电企业，还可进一步耦合大型储热系统或压缩空气储能，充分利用厂区空地、废弃矿井等资源，推动煤电基地转型为综合能源枢纽。最后，结合周边区域用能需求，挖掘机组潜力，拓展供热、供冷、供汽/气、供水、供渣等综合供能服务，全面提升煤电机组的价值与市场竞争力。
全方位提升灵活运行能力，支撑新型电力系统
为持续提升煤电机组的灵活运行能力，需通过增设小粉仓、采用宽负荷燃烧器、优化磨煤系统等方式改进锅炉燃烧技术，同时完善锅炉水动力安全保障并加强汽轮机末级叶片振动监测，在确保安全的前提下推动纯凝工况出力下限逐步降至20%乃至更低；着力提升机组负荷响应能力，通过优化控制逻辑和引入储能辅助等手段提高爬坡速率，力争达到国际先进水平；针对调峰需求，优化启停程序，通过疏水优化、快速暖机等措施缩短启停时间并降低损耗，同时增强机组调相运行能力，在新能源高占比时段为电网提供无功支撑；充分发挥煤电机组转动惯量大的优势，探索超低负荷连续运行或高速盘车等新技术，在深度调峰时保留系统惯量，并因地制宜对部分机组进行调相功能改造，从而在保障安全的前提下全面提升煤电机组运行灵活性，确保容量收益的同时在电力市场和辅助服务市场中创造更大价值。
科学规划延寿运行，盘活存量资产价值
近期，煤电装机容量仍有增长，中期将基本稳定，长期则逐渐萎缩。然而，随着利用小时数的持续降低，对符合条件的存量机组实施延寿运行成为经济可行的战略选择。考虑到国内煤电机组设计寿命一般为30年，而实际使用寿命可达40～50年，目前在运及在建的300兆瓦及以上等级的煤电机组未来都将面临延寿运行的实际问题，因此早做准备是明智之举。国家能源局已出台相关指导文件，明确了延寿的基本条件，包括寿命安全性评估、能耗限制、污染物排放、最小技术出力等方面的具体要求。煤电机组延寿的技术关键在于对高温承压部件（如主蒸汽管道、联箱、汽包）、高速旋转部件（如转子、叶片）、电气主设备等进行科学的状态评估和剩余寿命预测。为提升延寿工作的准确性和安全性，建议实施全生命周期的设备健康管理。通过金属、振动、绝缘等先进监测技术，建立关键设备状态档案，实施精准的状态检修和寿命管理策略，并及时更换缺陷部件，可确保机组在延寿期内安全可靠运行。此外，研究表明，良好的延寿管理能使机组在超过设计寿命后仍保持较好的经济性，相比新建机组更具优势。这为存量煤电机组在新型电力系统中继续发挥“稳定器”的作用提供了有力保障。
完善应急备用机制，筑牢系统安全防线
国家能源局发布的《关于做好“十四五”期间煤电机组延寿工作的通知》明确指出，不具备延寿条件但符合安全、环保等条件的煤电机组，原则上“关而不拆”转为应急备用电源。应急备用机组是保障电力供应安全的“最后一道防线”，将部分符合条件的存量煤电机组定位为应急备用电源，是提升电力系统应对极端风险能力的关键举措。然而，应急备用机组“备而少用甚至不用”的特性导致其维护成本高昂。目前，煤电容量电价机制尚未覆盖应急备用机组，仅靠转让发电权获得的补偿难以覆盖全部成本。为此，国家层面亟须建立和完善针对应急备用机组的专项补偿机制，并明确技术标准，包括机组启停响应时间、带负荷能力、备用状态保持要求等。同时，还应完善监管体系和配套财政政策，确保与用能权、碳配额等机制有效衔接。对于煤电企业而言，应重点关注长期停备设备的安全隐患，制定专门的维护保养规程和定期检测标准，以降低设备腐蚀风险，及时发现并处理隐蔽缺陷，确保机组“随时可用”。
加速智能化转型，赋能机组安全高效运行
数字化技术正成为煤电企业转型的核心驱动力。通过构建覆盖全厂的设备状态感知网络，结合大数据分析技术，可精准预测设备故障与剩余寿命，实施状态检修，从而降低非停风险并延长设备使用寿命。人工智能算法能够优化机组运行参数，实现负荷经济分配、污染物协同控制和设备性能预警，显著提升效率、降低煤耗和碳排放。借助机器视觉和智能传感技术，可对锅炉燃烧状态、关键设备参数及厂区安全风险进行实时监控与智能预警，全面提升本质安全水平。此外，基于对市场信号、调度指令和机组状态的实时感知分析，可智能生成最优响应策略。通过开发集团级乃至行业级的AI平台，实现负荷预测、调度优化和设备健康管理等功能，将有效增强煤电企业在复杂市场环境和严格考核要求下的适应能力。
探索低碳转型路径，预留未来发展空间
在国家明确的“生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）”三大低碳技术方向中，当前阶段应重点推进技术可行性与经济性验证，着力解决计量、安全、长期运行等核心问题。具体而言：生物质掺烧需突破精准计量关；绿氨掺烧需深化高比例下的燃烧与污染物控制研究，并开展长期安全性评估；CCUS技术则需持续攻关以降低能耗和成本。考虑到新建机组将是实现碳中和目标的主力支撑，当前最务实的关键举措是：所有新建煤电机组必须为未来可能实施的生物质掺烧、绿氨储存与喷射系统、CCUS装置预留必要的空间和系统接口。同时，还需统筹考虑蒸汽抽取、电力接入和二氧化碳输送等配套需求，避免因前期规划不足导致后期无法改造或改造成本过高。为此，在今后一段时期内，相关部门对煤电机组的规划设计应更具前瞻性。核心要求是实现战略预留，不应再单纯追求单位用地指标最低，而要为未来的低碳化升级预留出充足的场地，为后续的优化改造留出足够的实施空间和可能性。
强化项目示范引领，探索可行模式
对于系统重构、深度灵活性改造、低碳燃料掺烧等前沿或复杂技术路径，应积极稳妥推进项目示范。示范项目应聚焦行业痛点，例如，探索大幅降低低负荷煤耗的有效技术组合，验证大比例掺烧生物质或氨的长期安全经济运行模式，测试煤电机组与压缩空气、熔盐等大型储能装置耦合的可行性与经济性，优化双机回热机组系统设计以实现直流锅炉全负荷干态运行等。同时，在设计之初就应深度融入灵活性、智能化基因。国家及地方政府应给予示范项目必要的政策倾斜和资金支持，鼓励技术路线多元化探索，宽容失败，为后续规模化推广积累工程经验、运行数据和商业模式。
总体上看，国家层面对煤电未来发展的思路是“先立后破”，即在新能源对煤电的安全可靠替代能力未充分建立前，煤电仍需发挥关键支撑作用，其转型需有序推进，避免能源供应断档风险。摆脱煤电发展困境，需超越单一技术路径局限，从系统层面构建立体化、全方位的转型策略。
煤电企业转型可分“三步走”：短期（2025～2030年），以保供为主，重点推进灵活性改造与宽负荷节能；中期（2030～2040年），以低碳化转型为主，力推锅炉掺烧与CCUS技术应用；长期（2040～2060年），以备用功能为主，承担随时启停调峰和应急备用角色。智能化转型贯穿始终，为各阶段目标提供支撑，而中长期规划需根据政策动态调整优化。
坚定转型，行稳致远
“双碳”目标既是挑战，更是机遇。在国家能源安全与“双碳”目标的宏大叙事下，煤电的定位已然清晰：无论技术如何演进，其作为新型电力系统不可或缺的“基础保障性和系统调节性”电源的核心地位不会动摇，其承担系统安全稳定运行“稳定器”和应对极端风险“兜底电源”的功能角色不会改变。煤电的未来，在于找到传统能源与新能源的共生之道。当前，煤电价格形成机制正在重构，需通过收益多元化（电量+容量+辅助服务+综合供能）与功能再定位（调节型电源）保障合理利润空间，实现丰欠互补、平稳过渡。如此看来，煤电的未来既非“夕阳迟暮”，也非“高枕无忧”，而是一条充满挑战但必须坚定前行的转型之路。
推进煤电转型需要政府与企业协同发力。政策层面，需健全煤电容量电价机制，将灵活性调节、应急备用及低碳成效纳入支持范畴，完善覆盖调频、爬坡等多样化服务的电力辅助市场，并建立关键转型技术合作机制；企业层面，应立足长远发展，通过精细化管理与技术创新降本增效，在确保安全运营的前提下积极争取示范项目，探索适合企业自身的转型路径。
原标题：深度 | 新一代煤电发展面临的挑战与转型路径
