煤电|落幕与重生：新型电力系统"十五五"规划解读系列四

在今年上半年连续多份能源领域重磅规划文件出台的背景下，我们似乎已经习惯了转型、变化等字眼，也习惯了用新旧更替来看待十五五期间的能源转型，同时，也产生了一种误判，总以为风光电的崛起就一定意味着煤电的没落。

实际上，这个观点有失偏颇，如果通读规划全文，就会发现，对于煤电来说，十五五规划为其定下的核心转变思路其实不是消失，而是升级转型，也许旧的形态会淘汰，但是新的价值也会诞生。

一、篇幅位次之重

得出新能源上位，煤电即将没落的观点也是人之常情，因为按照规划中的相关数据作为判断标准，它是非常清晰的，比如：2030年非化石能源发电量占比将达50%、装机占比升至65%，全国电力总装机规模将从38.9亿千瓦扩容至54亿千瓦。

而且，在这一组目标数据中，是不涉及煤电的，或者说根本就没有给煤电预留增量空间。

但是，如果我们认真的通读全文，就会得出一个完全相反的结论，煤电在此次规划中的权重与定位并没有弱化，而是被重新定义，赋予了它低碳转型、系统调峰、兜底保供三大关键使命。

更值得关注的，还有煤电在整个规划体系中的排布位置。

规划全文共十三大版块儿（或者说十三章）内容，没有针对煤电单独设置章节，而是打散、融入了三个核心版块儿，并且贯穿了新型电力系统建设的所有维度。

一是第二章“加快形成绿色低碳的电力供给格局”部分，明确“积极推动煤电节能降碳”，并配套专属专栏3，锚定了煤电低碳转型责任；

二是第五章“增强电力系统调节能力”部分，提出“推动煤电向支撑调节性电源转型”，确立了煤电的系统调节核心功能；

三是第六章“夯实电力供应保障能力”部分，强调“夯实煤电兜底保障作用”，要守住能源安全的核心底线。

我们都知道，绿色低碳、系统调节、供应保障，是新型电力系统建设的三大核心命题，三者在功能上各有侧重，虽有差异，但终归在逻辑上是互补的关系。而纵观规划全文，煤电是唯一的同时横跨这三大命题，而且被反复提及，并被赋予多重定位的电源类型。

其中，水电、核电仅仅聚焦于低碳供给的单一维度，气电只是简要提及调峰保供的作用，抽水蓄能、新型储能则专注于系统调节。唯独煤电被赋予了三重不同的身份，既是低碳转型的改造对象，又是系统平衡的调节工具，更是电力安全的兜底底牌。

一份顶层的规划文件关于内容和文本的排布绝对不会有随意之举，无论是章节位置，还是表述权重，都是顶层战略的体现。而煤电在其中的多维度、多章节的嵌入就已经说明，这不是一份让煤电退场的规划书，而是一份让煤电更换赛道，重塑价值的宣言书。

也就是说，一般人得出的煤电将会凉凉的结论本质上是个错误的判断，我们从规划中可以得出正确的判断，那就是煤电不是退场，而是易形换位。正如《周易》所云：易者，变易也。一个易字，充分体现了煤电定位的变化，变的是角色定位、运行状态和盈利逻辑，不变的是其在现阶段电力系统中无可替代的战略位置。

二、角色更迭之变

要想真正理解煤电这场易形变革的真正内涵，就要先厘清煤电的前世和今生。

在电力系统过去数十年的传统旧秩序中，煤电始终是绝对的主力，这一身份的核心意义不止因为煤电在装机、发电量等方面的领先，更在于整个电力系统的运行、调度以及定价等诸多逻辑的建立，始终围绕着煤电这一核心。

证据就在于系统的负荷波动由煤电适配，出现电力缺口则由煤电机组来填补，更有甚者，以往电力调度运行的核心就在于如何优化煤电机组的开机方式与出力曲线，更不要说煤电标杆电价在很长一段时间内都是全国电价体系的锚点了。

彼时的风电、光伏还远没有到今天的装机水平，还需要整个系统来迁就，属于煤电让路消纳的外来客体，二者之间的边界十分清晰，可谓泾渭分明。

而规划只用一句话就给煤电的未来做了定义：推动煤电向支撑调节性电源转型。

短短14个字，就颠覆了延续几十年的电力系统主客关系，这份量不亚于重构电力行业的底层运行逻辑。

什么样的逻辑？未来的新型电力系统将全面转向新能源主导，即便是风光出力具有随机性、波动性、不确定性，但是也将成为系统的主要出力者，而煤电则要褪去主体身份，化身为适配新能源波动性，并随时填补出力缺口，平抑系统风险的兜底力量。

从而推动煤电实现从传统的“按需发电，保障供给”，向“深度调峰、快速响应、兜底稳盘”转变。

根据相关章节内容，这场转型的相关事项写得已经很细，很明确，而且态度十分坚决：提升煤电深调、快调、高效调节能力，2030年现役机组灵活性改造应改尽改，热电联产机组最小发电出力降至40%以下，鼓励通过热电解耦、电热协同等模式释放调节空间。

这三条关键表述分量很重，而且直接戳中了当下的行业痛点。

其一，“应改尽改”。这是规划中政策层面的刚性要求，没有弹性，也不设例外。也就是说，灵活性改造不再是企业的可选动作，而是当下所有现役煤电机组的必然选择，是融入并适应新型电力系统的前置条件。

其二，“最小发电出力40%以下”。长期以来，北方热电联产机组一直受以热定电政策的刚性约束，这也是导致秋冬供暖季期间新能源弃电增加的核心症结所在。

出于民生供暖刚需的需要，煤电机组必须稳发满发才能满足需求，这也限制了机组发电下限，相当于直接压缩了电网整体调峰的余地，导致系统可调配空间被大幅限制。

而规划设定的40%的最低出力红线，直接打破了供暖季煤电机组刚性发电的限制，热电联产机组灵活下调出力的区间被有效拓宽，从而为新能源消纳腾出宝贵的空间。

其三，“热电解耦”。这一举措的本意是为了确保秋冬供暖季期间民生供热不受影响，因此，煤电机组就需要考虑通过熔盐储热、热水储热、热泵耦合等方式，推动供热与发电功能解绑，从而做到供热不减，发电可调，从根源上破解热电矛盾，这也是是煤电灵活性升级的核心所在。

从主体电源到支撑调节电源，从以热定电到热电解耦，这个过程中，煤电的功能定位与运行模式将发生翻天覆地的变化，但随之而来的，就是整个行业将要面临的现实矛盾：角色变是变了，但是生存逻辑怎么办？

传统的煤电机组依靠发电量和利用小时数来赚取电量收益，多发多赚、少发少赚。但是在其角色完成转型后，煤电的核心价值将不再是发电，而是待命、兜底和调节。在此条件下，机组将会面临常年低负荷运行和备用待命的尴尬局面，直接造成利用小时数大幅下滑和电量收入大幅萎缩。

除此之外还有更加矛盾的点，未来，电力系统对煤电的可靠性、灵活性、兜底性需求只会越来越高，但机组的运维、设备折旧以及人力成本等刚性开支却不会因此缩减，如何维持运转将成为悬在煤电头上的现实难题，如果没有配套定价机制予以疏导，那么，转型目标便难以真正落地。

这不是什么简单的技术适配难题，而是深层次的生存困境，也是新电改十一年以来最难啃的机制方面的硬骨头和影响煤电能否顺利转型的核心难点。

三、容量定价之策

其实，规划已经给出了答案，那就是：完善煤电容量电价机制。

这句话看似平淡无奇，却是整个煤电行业转型以及电力市场深化改革的棋眼所在。

前两天的发文中已经提到，新电改11年的历程中，“放开两头”这一步始终难以跨越，就是因为在完全市场化的环境下，系统可靠性资源的价值如何定价，以及如何补偿没有明确规则。

电力商品的特殊性，在于其双重价值属性，一方面，用户购买的是一度又一度实打实的电量，另一方面，还有随时可用，且可靠供电的容量保障。

价值不同，对应的成本也不一样，电量成本是燃料或者叫来源为主的边际可变成本，多发多耗，少发少耗，容量成本则是机组折旧、运维、人工、财务等为主的固定成本，无论机组是否发电，发多少电，这个成本始终存在。

在纯煤电主导的传统系统中，两类成本被混于单一的标杆电价内，通过稳定的利用小时数即可实现全覆盖，所以矛盾并未凸显。

但新能源规模化并网的背景下，原有平衡就被打破了。风光电力的边际发电成本基本趋近于零，所以可以在市场化交易中持续压低电量电价来争取市场空间。这样的操作会不断挤压煤电电量空间，导致煤电利用小时数持续下行，最终导致电量收入大幅缩水。

问题是，即便煤电的电量收入大幅缩水，但是风光电的特性将会推动系统调峰、兜底、稳频、调压的刚需越来越高，让煤电的容量价值越来越关键。

但是煤电仅靠售卖电量的收入却覆盖不了正常的成本支出，长此以往，系统兜底的重任将没人愿意承接，灵活调峰、应急保供的能力建设也会陷入停滞。

所以，本次规划专栏9，清晰的勾勒出一条具有中国特色的三级递进的容量价值兑现路径：

第一，夯实容量电价机制。这是以政府核定的方式，来补偿煤电、气电等调节性电源的固定成本，确保守住机组的生存底线，这是现阶段最直接有效的保障手段。

第二，统一可靠容量补偿标准。这个相当于拓宽可靠容量范畴，对煤电、气电、抽蓄、新型储能等各类可靠容量资源，执行统一补偿规则，实现按价值取酬、按能力定价。

第三，探索市场化容量市场。待条件成熟后，可以依托市场供需实现自主出清定价，让容量价值完全市场化、透明化，从而调动各类调节资源主动参与系统保障的积极性。

这条路径的核心变化在于改写煤电的盈利逻辑，即：从靠发电量挣钱转向靠提供系统可靠性、调节能力和兜底保障来获取收益。

顶峰保供的极限出力、日常低谷的深度待命、波动场景的快速响应，这些曾经零收益的纯义务付出，将可以借助容量补偿机制兑现合理收益，如此一来，煤电转型的盈利堵点就打通了。

从某种程度上来说，容量电价就是煤电易形重生的经济底座，没有这一机制的支撑，所有煤电的灵活性改造、功能转型与角色重塑都将是无源之水、无本之木。

同时，规划中“条件成熟后”“具备条件的地区”“适时”等相对克制的限定表述，也预示着一条暗藏的信息，煤电转型的现实难度是客观存在的，也是新型电力系统建设所有工作中难度最大的一环。

现实中，容量市场是电力市场体系中设计最复杂、风险最高、争议最多的板块，涉及容量核定、跨省互认、需求测算、低效产能出清等诸多难题，即便是放眼全球也没有完美模板。

所以，规划没有急于一刀切的急于求成，而是采用有序推进的稳妥思路，循序渐进的搭建适合我国电力市场格局的容量市场体系，未来这个体系的成熟将成为中国电力市场真正成型的标志。

四、业态共生之路

如果说容量电价是守住煤电生存底线的保底举措，那么煤电与新能源融合发展，就是本次规划中最具战略远见的升级方向。

规划明确提出：制定煤电与新能源融合发展政策，优先布局一批融合试点项目，通过机组调节改造、系统耦合集成、一体化调控送出，实现煤电与新能源协同运行，持续降低燃煤发电量。

并在专栏3再次重点强调，要鼓励开展煤电新能源协同调控、一体化融合试点。

在此之前，整个行业对二者的固有认知始终是替代逻辑，煤电是传统旧能源，新能源则是替代者，二者此消彼长、相互博弈，是新旧迭代关系。

而规划则打破了这一认知，确立了全新的共生逻辑，不再让二者对立替代，而是推动煤电与新能源深度耦合，融为一体，打造新能源为主、煤电托底的一体化新型电源主体。

那么这种电源形式会是什么样子呢？我们可以设想一下未来的场景：风光电基地与燃煤电厂共享送出通道，共用调度体系，新能源大发时，煤电压至最低环保稳燃出力，实现绿电的最大化输送；新能源骤降、出力波动时，煤电快速爬坡补上缺口，平抑系统波动。

这对电网而言，将是可遇不可求的宝贵契机，因为在这个共享体系下，电网不再需要考虑如何去平抑新能源的随机性，去对冲波动性风险，也无需单独管控煤电机组运行来考虑新能源消纳问题，取而代之的是一个出力平稳、可测可调、安全可靠的一体化电源体系。

这一融合模式，可以有效助力破解长期困扰行业的三大难题：

一是破解外送通道经济性难题。沙戈荒大型新能源基地配套特高压通道造价高昂，而且，如果仅仅用于新能源送出，将导致利用小时数偏低，度电输电成本增高。一旦煤电与新能源实现融合送出，将大幅提升通道利用率，减少重复建设输电线路产生的资源浪费。

而规划中针对纯新能源外送项目仅列为“试点”的内容，也从侧面印证了融合送出才是未来的主流模式。

二是破解煤电电量收缩难题。一方面，在保留煤电系统支撑、兜底调节核心功能的前提下，最大限度压缩燃煤发电空间，可以契合双碳目标。另一方面，容量补偿机制的建立，又可以确保燃煤机组在发电量压缩的同时，依旧能获得稳定合理收益，不至于因电量营收锐减被迫停运，让电网始终保有可靠的应急调峰力量。

三是破解新能源可靠性短板。如果仅仅依靠储能来破解风光新能源的间歇性、波动性的问题，那么高昂的成本、有限的时长、较小的规模，都会导致储能难以独立扛起全时段系统调峰兜底的重任。而就近依托成熟煤电机组的快速调节和顶峰兜底能力，就成为成本最低、效率最高的必然选择。

当然，新模式的落地必然伴随新的难题。煤电与新能源分属不同市场主体，产权划分、调度权限、收益分摊、成本核算都没有成熟的规则。而且，二者技术融合容易，利益融合却是难上加难，机制融合更是重大考验，需要打通调度权责、收益分摊、风险共担等核心堵点才能长效运转。

这也是规划为什么要鼓励“试点先行、优先落地”的核心所在，毕竟这条新路不可能一蹴而就，需要行业在实践中逐步摸索，持续打磨完善，才能形成适应国内电网现状，并兼顾多方利益的成熟运营模式。

五、保供降碳之弈

安全保供与低碳转型是极具争议，也是最显功力的平衡难题，考验着政策制定者统筹短期供电稳定与长期绿色变革的智慧和眼光。

规划第六章明确要求“夯实煤电兜底保障作用”。在一份以新型电力系统、双碳转型为核心的纲领性文件中，“夯实”二字看似平实克制，实则暗含了稳扎稳打的转型思路，也传递出了清晰的顶层态度：现阶段电力安全的底线仍需煤电牢牢守住。

但与此同时，规划又明确了严控煤电规模、有序关停落后机组、优化煤电结构的硬性要求，一边要夯实兜底，一边又要收缩存量，一边要守住安全，一边又要严控增量，这种看似矛盾的表述，实则是兼顾保供与降碳的辩证平衡，总结起来，就是16个字：总量严控、结构迭代、优胜劣汰、提质增效。

规划提出的“低负荷运行煤耗增幅控制在25%以内”，是个极具专业深度的关键指标，既划定了煤电深度调峰的能耗红线，也为后续调节服务成本核算、补偿定价提供了参照依据。

煤电行业一直有一个隐性痛点，为了给新能源腾出消纳空间而对机组实施强制降负荷，会导致机组运行效率骤降和煤耗大幅飙升，表面看是提升了新能源消纳率，同时，却又增加了碳排放，导致碳账和经济账都不划算。

而25%的红线，就为煤电灵活性改造划定了低碳约束底线，不仅要降得下去，调得起来，还要降得经济，调得低碳，从而实现调节能力与减碳目标的双向平衡。

从长远看，规划也为煤电终极转型预留了技术窗口，鼓励机组掺氢掺氨、布局CCUS碳捕集项目，探索零碳低碳改造路径等，这些技术现阶段虽然仍以试点探索为主，但也为煤电长期低碳存续，并实现形态的最终迭代留下了想象空间。

更值得关注的是，规划明确了煤电兜底功能的渐进替代方案。

规划提出，“十五五”期间新增电网侧可顶峰保供新型储能8000万千瓦，2030年累计规模达1.4亿千瓦、等效顶峰时长4小时。

这就相当于一座巨型的虚拟煤电厂，可在晚高峰、负荷极值或者新能源低谷时段全额顶补电力缺口，逐步承接煤电的顶峰保供功能。

由此，规划的深层逻辑就可以理解的更透了，那就是鼓励关停煤电机组厂区改造储能、调相机等新型设施，淘汰老旧机组设备，留存未来的核心电网资源，保住系统站位。

也就是说，未来的电力系统，煤电的兜底角色也将逐步由储能等业态承接，煤电自身将回归精细化调节、系统稳控与应急备用的核心定位。

所以，安全与双碳不是非此即彼的单选题，而是时序递进、动态平衡的统筹题。规划给出的最优解就是贯穿“十五五”的核心主线：压降燃煤电量、留存系统容量，收紧碳排放总量、守住电力安全底线，以结构换空间、以转型谋长远。

六、革新致远之策

本文延续前几日的风格，继续用大篇幅落笔煤电转型，只因煤电是中国电力系统最厚重、最顽固、最核心，也最能代表旧秩序的存量底盘。

十多万亿存量资产、数十年行业惯性、成熟的计划调度与定价体系，让煤电成为电改最难突破的壁垒。

十一年新电改，我们确立了电是商品的核心认知，打通了输配电价改革的关键环节，但始终未能穿透存量电源体制机制的束缚。

而本次“十五五”规划，已经给出了完整破局方案，让煤电告别发电量盈利的传统模式，接入容量市场获取价值；让存量机组跳出独立运行的惯性，融入新能源体系协同发展；让传统电源适配新型系统规则，接受市场化定价与资源配置。

如果最传统、最固化的煤电可以实现转变，那么，中国电力系统的底层逻辑，就可以完成真正意义上的解构与重塑。

《周易·系辞》有言：穷则变，变则通，通则久。

一句话道尽煤电的当下与未来。

穷，是传统模式的山穷水尽。在新能源主导的新型电力系统中，靠多发电量盈利、靠稳定负荷生存的传统煤电模式，已然走到尽头。利用小时数下行、双碳约束收紧、系统角色转变，都在预示着这一点。

变，是系统重构的主动破局。角色从主体变支撑，盈利模式从电量变容量，形态从单打独斗变融合共生，运行从刚性发电变柔性调节。煤电即将以全方位的蜕变，来适应新时代的系统需求。

通，是机制重塑的前路畅通。容量电价打通生存壁垒，融合模式拓宽发展空间，灵活性改造夯实技术底座，低碳技术打开长期远景，煤电转型的政策、技术、市场路径即将全面贯通。

久，是动态平衡的长久存续。这种存续，不是固守传统产能、延续粗放发展，而是以低碳、高效、灵活、可靠的全新形态，嵌入新型电力系统，在能源安全与双碳目标的动态平衡中，实现长效价值的存续。

过去数年，行业最大的焦虑，是煤电的前途迷茫，而本次“十五五”规划最大的价值，就是终结迷茫、明确身份、划定路径、给出规则。

它没有给煤电永恒存续的承诺，也没有下达全部退场的判决，而是赋予了其全新的时代身份和清晰的价值逻辑。规划中所有的“试点”“探索”“具备条件”等字眼，都在传递一个清晰的信号：时代舞台并未落幕，但是未来的路，需要深耕实干。

1.

2.

3.

4.