煤电产业“十五五”“十六五”及中长期发展趋势研究

（来源：中能传媒研究院  作者：韩一杰 周星龙 冯义钧 柳君波）

（国家能源集团技术经济研究院）

“双碳”目标提出以来，我国新能源装机实现爆发式增长，火电在全国发电总装机中的占比不断下降，继2023年非化石能源发电装机容量首次超越火电后，2024年新能源发电装机容量再次赶超火电。在新能源并网比例屡创新高、对电网安全冲击日趋增大的背景下，煤电行业应通过科技创新充分发挥和优化存量资产价值，推动煤电在新型电力系统中更好地发挥兜底保障和支撑调节作用。

伴随着煤电技术不断创新和推广应用，近年来我国煤电节能与污染物排放控制水平、资源综合利用水平已经达到世界先进水平，部分领域处在世界领先水平，重型燃气轮机核心关键技术研发与装备制造不断取得新突破。煤电充分发挥了电力热力供应保障、支撑大电网安全运行、服务新能源快速发展、促进区域经济快速发展等重要作用。

面向未来，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，为保障经济社会发展提供重要的电力来源，也为新能源占比逐步提高的新型电力系统实现稳定运行提供安全支撑；从中远期来看，为实现碳中和目标，煤电发电量将从峰值平台逐步下降以减少碳排放，相对应的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。

一、煤电产业发展现状

（一）装机容量持续增长，兜底保供作用愈发凸显

截至2024年底，全国火电装机容量14.5亿千瓦，其中煤电装机容量12.5亿千瓦，年均增速约3.6%。2024年全国火电发电量62069亿千瓦时，其中煤电发电量占全国总发电量比例持续下降。随着新能源的快速发展，煤电兜底保供和灵活调节作用愈发凸显，2024年全国最大用电负荷达到14.4亿千瓦，最大用电负荷峰谷差率约25%，负荷峰谷差调峰需求约占全社会用电负荷总需求的三分之二，而煤电以36%的装机容量占比，满足了全国55%的用电需求，承担了全国超70%的顶峰任务，充分发挥了电力系统安全稳定的“顶梁柱”作用。

（数据来源：中国电力企业联合会，HIS）

图1   全国发电量结构变化趋势（2000—2024年）

（二）机组结构持续优化，清洁高效生产水平不断提升

全国煤电淘汰落后产能成效显著，机组结构持续优化，超临界、超超临界机组比例明显提高，供电煤耗持续保持世界先进水平。绿色低碳转型成效显著，单位火电发电量碳排放持续下降，2023年全国单位火电发电量碳排放为821克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时，比2005年降低21.3%。节能减排成效显著，主要污染物排放大幅下降。固体废物产量快速增长，综合利用量稳步提升。

（数据来源：中国电力企业联合会）

图2   全国火电平均供电煤耗

（三）灵活性改造有序推进，新一代煤电发展路径清晰

全国煤电灵活性改造加快推进，截至2024年三季度末，煤电灵活性改造完成3.6亿千瓦，全国灵活调节煤电规模超6亿千瓦，部分30万千瓦等级及以上机组可实现调峰深度至20%~30%。2024年6月24日和2025年3月26日，国家发展改革委、国家能源局分别印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号）和《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕363号），为煤电低碳化改造和新一代煤电发展指明了方向。

（四）科技创新力度持续增强，绿色低碳技术不断突破

一是煤电CCUS技术不断取得新突破。国家能源集团江苏公司泰州电厂围绕泰兴经济开发区产业结构特点，建成投产50万吨/年碳捕集与资源化能源化利用示范项目，同步开展二氧化碳多途径利用技术研究，全力打造全球首个以碳循环为核心的“火电企业—工业园区”绿色循环经济体系。二是煤电零碳燃料掺烧技术进入工业示范阶段。皖能铜陵发电有限公司300兆瓦火电机组氨能掺烧发电项目，实现多工况负荷下掺氨10%～35%平稳运行；国家能源集团广东公司台山电厂600兆瓦燃煤发电机组成功实施高负荷工况下煤炭掺氨燃烧试验验证。

二、煤电产业“十五五”“十六五”发展趋势

（一）“十五五”煤电产业发展趋势

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：一是以沙漠、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，二是在东中部缺电负荷中心建设系统保障性煤电，三是在供热负荷集中、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，随后进入为期十年左右的装机容量峰值平台期，同时电量占比持续下降。第三，气电装机容量保持连续增长。“十五五”期间，预计全国新增气电装机容量4000万~5000万千瓦。

（二）“十六五”煤电产业发展趋势

预计“十六五”时期全国煤电容量不再净增。“十六五”期间，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、更加高效的综合型电源、更加低碳的环保型电源、更加可靠的应急备用电源和更加智慧的数字化电源转型，适应由主转辅的角色和功能定位转变。一是充分发挥调节支撑作用。二是持续发展“火电+”综合能源。三是加快推进低碳煤电技术研发示范。四是深入开展智慧化技术应用。

（三）新一代煤电发展趋势

新一代煤电升级是加快构建新型电力系统的重要支撑。“十五五”期间，我国电力系统将加速向新型电力系统转型，新能源装机规模持续扩大，电力供需结构面临深刻调整。在此背景下，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”。在“双碳”目标约束下，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”。新一代煤电升级不仅推动技术迭代，更带动全产业链协同创新。“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，为全球能源革命贡献中国智慧。

三、煤电产业中长期发展趋势

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，电力上保障支撑，电量上有序退出，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）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9.0亿千瓦，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，电量占比不足4%。

（数据来源：《中国能源展望2025—2060》）

图3   全国煤电装机容量和发电量中长期变化趋势预测

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。

（数据来源：《中国能源展望2025—2060》）

图4   我国电力系统灵活性资源结构预测

（二）煤电布局调整，减容减量区域差异明显

全国范围内，不同区域资源禀赋、电源结构、电网架构、负荷特性不同，煤电机组装机结构、寿命、技术及排放水平存在差异，承担系统角色亦不同，中长期看，不同区域煤电机组定位、转型路径及退出节奏差异明显。以京津冀为中心的华北区域受生态环境红线要求，减排提效的同时保证能源安全是煤电转型的重点。东北区域煤电以亚临界热电联产机组为主，在电力需求疲软、可再生发展潜力巨大的情况下，仍需煤电支撑可再生能源外送和供热保障。西北区域煤电机组整体能效水平较高，应依托高质量煤电支撑实现未来西北地区向“风光水火储一体化”电源基地发展。华东区域以长三角环保重点区域为中心，煤电规模庞大且亚临界机组占比较高，煤电快速退出的同时优化现役煤电机组质量成为重点。华中地区煤电规模较小，部分区域用电高峰时期电力供给不足，发展可再生能源的同时提升煤电快速爬坡和快速起停等能力则是重点。南方区域煤电整体水平高且以纯凝机组为主，电力供需形势较稳定，是近中期提前实现碳达峰的重点区域，需逐步推动煤电退出。

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）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。到2035年，新型电力系统初步建成，新能源装机容量占比超过60%，煤电在电力保障供应方面作用显得尤为重要。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。煤电将长期是我国最经济可靠的电力调节资源，将更多参与系统调峰运行。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。同时，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，这种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。

（数据来源：《中国能源展望2025—2060》）

图5   全国煤电不同功能类型装机容量预测

（四）煤电低碳化发展步伐逐步加快

2035年以后，全国电力系统中保留相当规模的煤电机组，尤其是作为基础负荷的煤电机组具备较低碳排放水平，达到燃气发电机组排放水平或零碳排放。

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，度电成本增幅可控。