新型电力系统背景下

　　推动新一代煤电升级面临的

　　挑战及对策建议

　　史昭娣 李冰 陈琦

　　摘要：[目的]新型电力系统建设中煤电占比下降将引发安全运行风险，亟需推动煤电角色转型，强化其基础保障与系统调节功能。[方法]基于新一代煤电“深调峰、快调节、强支撑、宽负荷、高韧性、低排放”六大核心特征，采用文献研究与企业调研相结合的方法，系统梳理行业政策导向与实践进展。[结果]研究揭示三大核心矛盾：行业标准与运行场景不匹配、低碳燃料替代面临商业化瓶颈、系统耦合缺乏协同发展机制。[结论]提出构建全链条新一代煤电技术标准体系、推进低碳燃料替代规模化商业化应用、创新“煤电+”耦合发展协同模式等针对性对策，为统筹能源高质量发展与高水平安全、助力新型电力系统构建提供实践指导。

　　关键词：新型电力系统；新一代煤电；煤电技术标准；低碳替代；耦合发展；调峰能力

　　“十四五”以来，我国新型电力系统建设进程显著提速。2025年3月底，全国新能源装机首次超过火电，标志着煤电功能定位已转向“基础保障性、系统调节性”电源。随着具备强支撑能力的煤电装机占比持续下降，电力系统抵御风险能力将逐步降低[1]。2025年4月28日，西班牙、葡萄牙及法国部分地区的高比例新能源电网突发大面积停电事故，导致数千万人生活停摆，再次为我们能源转型敲响警钟[2]。

　　政策层面，国家已明确煤电转型战略方向。2024年，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，明确煤电作为新型电力系统“压舱石”的战略定位；2025年，国家发展改革委、国家能源局制定《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》，提出清洁降碳、安全可靠等技术指标体系。在此背景下，我国需坚持煤电与新能源协同发展，着力破解煤电升级面临的多重挑战，推动传统煤电向新一代煤电转型，为中国式现代化建设提供能源支撑。本文通过梳理政策文件、分析调研数据（调研对象涵盖国内12家典型煤电企业，时间跨度2024年6月至2025年6月）及典型案例，重点探讨新一代煤电升级的核心矛盾与解决方案。

　　一、新一代煤电的内涵与六大核心特征

　　（一）新一代煤电的内涵

　　新一代煤电是新型电力系统背景下，以“基础保障性、系统调节性”为核心定位，具备新能源协同运行能力、满足低碳转型要求的现代化煤电形态。其核心价值在于通过跨周期调节能力弥补新能源发电的随机性与波动性不足，保障电力系统安全稳定运行，同时实现碳排放强度持续优化，是统筹能源安全与低碳转型的关键电源类型。该内涵基于《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》技术框架，结合国内30余项示范项目实践经验提炼形成。

　　（二）新一代煤电的六大核心特征

　　为更好地发挥煤电在新型电力系统中的兜底保障和支撑调节作用，总体而言，新一代煤电需具备深调峰、快调节、强支撑、宽负荷、高韧性、低排放六大特征（见图1），相关指标已通过多项科研攻关与工程示范验证。

　　图1 新一代煤电需具备的六大特征

　　一是深调峰。提升煤电调峰能力，在新能源大发时段最大限度降低煤电机组出力，是保障大规模新能源消纳的重要措施。从技术要求来看，新建煤电机组最低运行负荷需降至额定负荷的20%~25%，试点机组（如国家能源集团谏壁发电厂2×100万kW项目、江苏扬电科技（301012）股份有限公司2×100万kW项目）最低负荷可进一步降至额定负荷的15%；若耦合熔盐蓄热技术，机组调峰深度可进一步提升，以保障大规模新能源消纳。

　　二是快调节。提高煤电快速变负荷能力，是快速响应新能源发电出力波动、保障电网供需平衡和功率稳定的核心要求。从技术指标来看，新建机组的负荷变化速率需达到1%~2.2%Pe/min，试点示范机组的负荷变化速率可提升至2%~4%Pe/min；部分机组经技术优化后，负荷变化速率甚至可实现6%Pe/min（如廊坊热电厂35万kW项目、新疆五彩湾电厂35万kW煤电机组），能够快速响应新能源出力波动。

　　三是强支撑。煤电机组同步发电机特性为电网提供的惯量响应能力，是应对高比例新能源下电力系统频率振荡风险的核心支撑。新一代煤电需通过保供期出力达标率（现役机组、新建机组≥98%，试点机组≥99%）和非计划停运次数（≤0.3次/台·年）等安全可靠性指标，确保新能源波动下的电网稳定。

　　四是宽负荷。新一代煤电在低负荷工况的运行时段将大幅增加，传统以带基本负荷为导向的节能优化模式，需向宽负荷运行下平均煤耗最优的目标转型。从技术指标要求来看，新建机组在30%额定负荷时，供电煤耗增幅力争不超过20%，试点示范机组（如延安电厂二期工程、轩岗电厂二期项目）的煤耗增幅不超过15%，通过优化锅炉设计、汽轮机通流系统等核心技术路径，可实现机组在宽负荷区间的高效运行。

　　五是高韧性。新一代煤电机组需具备高抗风险能力，能够有效应对极端天气、自然灾害等复杂工况，拥有抵御多重风险冲击的韧性，确保在极端场景下实现连续可靠供电。依托智能监测、主动防御等技术手段，保障机组在低负荷、变工况等运行条件下的长期安全稳定运行。

　　六是低排放。我国煤电机组经超低排放改造后，烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物排放指标已对标燃气发电，达到世界领先水平，但二氧化碳排放强度仍居高不下。新一代煤电机组需在持续实现烟尘、二氧化硫等污染物超低排放的基础上，通过推广低碳燃料掺烧，应用碳捕集、利用与封存（carboncapture,utilization,andstorage，CCUS）技术等路径，推动碳排放水平对标燃气机组，力争度电碳排放较2024年同类型机组降低10%~20%。

　　二、传统煤电升级为新一代煤电的三大转变

　　传统煤电向新一代煤电转型，并非单一维度的技术升级，而是需实现功能定位、运行方式与环保要求的系统性重构，且三大转型维度与六大核心特征形成映射关系，共同构成煤电转型的核心逻辑框架。

　　（一）从主力电源向基础保障性电源转变

　　这一转变集中体现了新一代煤电“强支撑、高韧性”两大特征，核心是煤电功能定位的根本性调整。长期以来，煤电一直是我国电力供应的主力，装机规模从2000年的1.9亿kW增加到2024年的11.9亿kW。21世纪以来，随着环境和气候问题频发、新能源技术进步，我国开始鼓励和支持发展新能源，煤电在终端能源消费中的比重开始下降。图2、图3分别展示了我国近十年煤电装机和发电量变化情况，可以看出，虽然煤电装机容量有所增加，但装机占比大幅下降；煤电发电量稳中有进，发电量占比逐步降低。开展能源革命、建设新型能源体系和新型电力系统、实施“双碳”战略，是关系国计民生与经济社会可持续发展的重要举措。这些举措的推进，需要新能源成为电力供应的主体[3]，而煤电需弥补新能源发电随机性和波动性的短板，发挥电力系统“压舱石”作用，成为保障电力系统稳定运行的主要基础保障性电源。

　　数据来源：中国电力企业联合会《电力行业年度发展报告（2025）》

　　图2 我国煤电装机容量及装机占比（2014-2024年）

　　数据来源：中国电力企业联合会《电力行业年度发展报告（2025）》

　　图3 我国煤电发电量及发电量占比（2014-2024年）

　　与各类储能设施相比，煤电作为基础性电源，可为新型电力系统提供长周期、低成本的调节能力，具有不可替代的优势[4]。多数储能设施的调节能力仅局限于日内时段，而煤电依托煤炭供应稳定、运输和储存成本低的特点，其最核心的稀缺性价值体现在跨月、跨季、跨年的长周期、低成本调节能力上。凭借这一独特优势，煤电能够在新型电力系统中发挥长周期、低成本的支撑性调节作用，有效解决其他储能设施难以应对的关键问题，如江淮梅雨期等场景下的长时间风光低出力问题，以及水电、风电出力的年际不均等问题，进而稳固其电力系统“压舱石”的功能定位。

　　（二）从电量供应型向系统调节性电源转变

　　这一转变与煤电“深调峰、快调节、宽负荷”三大特征高度契合，核心是煤电运行方式的深刻变革。在传统电力系统中，煤电主要服务用电企业，煤电机组在电网调度指令下向负荷侧供电，电厂的核心考量聚焦于在电网调度的安排下保证机组安全稳定运行。随着高比例新能源不断并网，新型电力系统对新一代煤电机组提出了更高的要求，除继续发挥兜底保障作用外，新一代煤电机组还将承担电力系统重要的调节功能。煤电机组凭借装机规模大、供电可靠性高、发电成本低、外部条件限制少等优势，成为电网调度中最为依赖的调节手段。从运行工况来看，传统煤电机组长期运行在80%~100%的额定负荷区间，其系统设计、设备参数选择及验证考核等环节均按机组带额定负荷考虑。为适应新能源发电的随机性和间歇性等特征，新一代煤电机组的深度调峰能力进一步提升，机组需长期运行在20%~80%的变负荷区间。快速升降负荷能力进一步提升至4%~6%Pe/min，部分超（超）临界机组可在15min内完成从30%到100%额定负荷的跃升，机组频繁启停逐渐成为常态，热启动时间需控制在2h以内；机组年发电小时数也将大幅下降，预计到2030年将降至3000h以下。

　　（三）从碳排放大户向低碳转型标杆转变

　　这一转变与煤电“低排放”特征契合，核心是煤电环保要求的全面升级。我国富煤、贫油、少气的资源禀赋，决定了煤炭及煤电在能源结构中长期占据主体地位，同时也使其成为我国碳排放的主要来源。“双碳”目标提出后，煤电行业减碳压力巨大。2024年，全国煤电发电量约6.3万亿kWh，占总发电量的54.8%，对应二氧化碳排放量约52亿t，占全国碳排放总量的40%以上。而我国碳汇总量仅为十几亿吨，为实现碳中和目标，煤电行业减碳势在必行。

　　降低煤电碳排放并非简单减少煤电装机规模，而是需要根据负荷增长趋势、新能源发展进程及电力系统整体结构，合理规划布局支撑性、调节性煤电资源，发挥煤电的支撑和调节作用，助力新能源产业高质量跃升发展。未来电力增量需求应优先由新能源满足，同时逐步降低煤电机组利用时长（小时数）。广东省煤电年利用小时数变化趋势如图4所示，根据广东省能源局《广东省电力发展“十四五”规划中期评估报告》，“十四五”期间该省煤电年利用小时数稳定在4000h左右，随着新能源大规模投产，预计2030年煤电利用小时数将降低至约3000h，2035年进一步降低至2500h以下。煤电利用小时数的快速下降，能够有效抵消煤电装机容量增长带来的碳排放增量，从而带动煤电及整个电力系统实现碳达峰和碳减排目标。

　　数据来源：广东省能源局《广东省电力发展“十四五”规划中期评估报告》

　　图4 广东省煤电年利用小时数变化趋势

　　三、我国新一代煤电转型升级的推进基础

　　经过多年探索与实践，我国在新一代煤电转型升级中已构建坚实基础，从顶层设计、技术突破到工程示范，形成了较为完整的发展支撑体系。

　　（一）顶层设计持续完善

　　为发挥煤电兜底保障作用，积极推进煤电转型升级，助力构建新型电力系统，2025年3月，国家发展改革委与国家能源局联合发布《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》。该方案围绕清洁低碳、安全可靠、高效调节、智能运行等方面提出新一代煤电技术指标体系，从现役机组改造升级、新建机组建设运行、新一代煤电试点示范三个维度统筹推进煤电升级工作。其中新一代煤电示范机组需实现四大突破性指标：调峰深度降至20%额定负荷以下，负荷变化速率达到4%Pe/min，纯凝工况（纯凝工况是指汽轮机在额定参数下运行时不抽取任何蒸汽供热，全部排汽进入凝汽器凝结）下30%负荷供电煤耗相较额定负荷增幅不高于15%，度电碳排放水平较2024年同类型机组降低10%~20%，为煤电行业转型提供政策遵循。

　　（二）关键技术实现突破

　　当前，针对煤电转型关键技术瓶颈，国内多家科研机构已实现多项核心技术突破。在深度调峰技术领域，怀柔实验室与哈尔滨锅炉厂联合开发的锅炉烟气熔盐储热技术可将机组最小发电出力降至15%额定负荷，调峰能力较传统机组提升40%以上；在快速响应技术领域，华中科技大学、华电电力科学研究院有限公司、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司等高校和科研机构联合攻关，完成国家重点研发计划项目“超（超）临界机组宽负荷快速灵活调峰关键技术”，实现机组变负荷速率达到3.5%Pe/min，响应速度较常规机组提升近3倍；在低碳发电技术领域，清华大学、中国科学院、中国华能集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司等单位组建产学研联盟，重点突破生物质/绿氨掺烧工艺与CCUS系统集成技术，为煤电深度脱碳提供解决方案。

　　（三）工程示范成效显著

　　国内多家企业推动煤电转型技术落地应用，形成一批典型示范项目，具体如表1所示。其中，河北廊坊电厂35万kW机组通过耦合烟气熔盐储热，最低负荷率降至15%；新疆五彩湾电厂35万kW机组通过优化燃烧制粉系统，变负荷速率达到3.5%Pe/min；江苏泰州电厂100万kW机组配套建设CCUS系统，年捕集二氧化碳50万t，捕集率超90%。这些示范项目为相关技术的规模化应用积累了宝贵经验。

　　表1 新一代煤电典型示范项目情况表

　　四、推动新一代煤电升级的三大核心矛盾

　　在取得积极进展的同时，新一代煤电转型升级仍面临亟待破解的核心矛盾。这些矛盾相互交织制约，显著影响转型进程的效率与质量，其核心症结集中在标准体系、燃料替代和系统耦合三个关键领域。

　　（一）行业标准与当前运行场景不匹配

　　《大中型火力发电厂设计规范》（GB 50660-2011，以下简称《设计规范》）是指导煤电工程设计的核心规范，该规范修订于2011年煤电高负荷运行时期，沿用至今。当时煤电占全国发电装机容量的67%、发电量的78%，年利用小时数超5300h，长期处于50%~80%的高负荷率运行状态。规范中“机组最低负荷率≥40%”“年利用小时数设计基准5300小时”等条款，已与当前煤电装机占比不足35%、年利用小时数逼近4000h、长期处于40%~60%的低负荷率运行区间的实际场景冲突。新型电力系统建设要求与现行标准的矛盾凸显，现行技术标准仍以“基荷电源”为设计导向，针对深度调峰导致的机组寿命损耗、频繁启停的经济性平衡、宽负荷区间效率保障等关键问题，缺乏明确规范要求。随着“双碳”战略稳步推进，煤电装机占比、电量占比和年利用小时数将继续下降，煤电机组未来将长期处于更低负荷运行状态，并需适应电网需求频繁升降负荷，甚至频繁启停。因此，现行的《设计规范》等一系列基于煤电高负荷率运行的规程规范已不适用于当前情况，亟需更新完善，形成新一代煤电技术标准体系。

　　（二）低碳燃料替代面临多重商业化瓶颈

　　根据中国电力企业联合会发布的《电力行业年度发展报告（2025）》，2024年全国单位火电二氧化碳排放量为823g/kWh，同比上升0.24%。在我国能源领域碳排放中，煤电贡献占比达50%。随着新能源渗透率不断提高，我国煤电机组面临着更高的保供和调频调峰要求，煤电运行条件也已经发生深刻变化，急需通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。在末端固碳方面，二氧化碳CCUS技术受到捕集成本高（约400元/tCO ）、封存安全担忧、应用市场有限等条件限制，多年来进展缓慢。而掺烧生物质、绿色氢氨醇等低碳燃料具有降低碳排放、避免生物质散烧污染、平抑新能源出力波动等多重效益，是煤电低碳化转型的重要实施路径。目前，煤电清洁燃料替代推广受到生物质燃料供应链不稳定、绿色氢氨醇等燃料成本大于4000元/t居高不下（如绿氨成本是化石氨的2~3倍）、碳市场对低碳改造的激励不足（如CCUS项目碳配额分配比例仅为减排量的30%）等因素影响进展滞后，仅开展少量工程示范，尚未实现商业化应用。

　　（三）系统耦合缺乏协同发展机制

　　煤电在深度调峰、启停调峰、快速变负荷、高效宽负荷等性能方面，存在难以突破的固有技术瓶颈。“煤电+新型储能”耦合是突破上述技术瓶颈的关键路径，可显著提升机组性能，煤电耦合性能提升情况如表2所示。耦合熔盐储能技术可将调峰极限从30%额定负荷降至15%，耦合电化学储能技术可将变负荷速率从1.5%~2%Pe/min提升至3%~4%Pe/min，耦合储能技术可将机组冷启动时间从8h缩短至2h以内。但目前行业对“煤电+新型储能”耦合发展尚未形成共识，多数企业仍局限于单一提升煤电自身性能，缺乏跨行业协同规划；与此同时，“煤电+新型储能”项目的投资成本疏导机制尚不明确，社会资本参与意愿偏低，耦合模式的规模化协同发展缺乏政策支持。

　　表2 煤电耦合性能提升情况

　　五、推动新一代煤电转型升级的对策建议

　　针对上述三大核心矛盾，推动新一代煤电顺利转型升级需坚持系统思维、精准施策。本章从构建技术标准体系、推进低碳燃料替代、创新耦合发展模式三个维度，提出兼具针对性与可操作性的对策建议，形成“问题-路径-目标”的完整逻辑链条，为新一代煤电转型升级提供实践支撑。

　　（一）构建全链条新一代煤电技术标准体系

　　构建全链条技术标准体系，是破解行业标准与运行场景不匹配矛盾的核心抓手，具体可以从以下三方面推进：一是分阶段统筹推进核心标准修订工作。由国家能源主管部门牵头，联合相关电力行业协会等权威机构，优先修订《大中型火力发电厂设计规范》中调峰深度、负荷调节速率等关键指标，后续制定《新一代煤电运行维护规程》，明确低负荷运行、频繁启停等特殊工况的技术规范与操作要求，最终形成覆盖设计、制造、运行、检修的全链条的技术标准体系。二是强化标准验证与共识凝聚。选取不同类型煤电项目开展标准试点验证，通过常态化行业研讨会等形式，充分吸纳发电企业、设备制造商、科研机构等多方意见，确保标准与实践需求精准对接。三是建立标准动态更新机制。结合煤电转型进程、技术迭代与行业发展情况，定期评估优化标准体系，确保其持续适应新型电力系统发展需求。

　　（二）推进低碳燃料替代规模化商业化应用

　　推进低碳燃料替代的规模化、商业化应用，是突破燃料替代商业化瓶颈的关键路径，具体可从供应链保障、政策激励、技术研发示范三大维度发力。一是健全低碳燃料供应链保障体系。一方面，培育生物质收储运初加工一体化市场，通过政府引导与市场运作相结合的方式，构建收集半径不超过100km的生物质燃料供应网络，稳定生物质燃料供应；另一方面，依托沙漠、戈壁、荒漠新能源基地，推进“风光储氢氨”一体化项目建设，实现绿色氢氨本地生产、就近供应，有效降低运输成本。二是强化政策激励与融资支持。可对生物质掺烧比例达到20%及以上的机组给予适当的度电补贴，对绿色氢氨掺烧改造项目实行企业所得税减免等税收优惠政策；设立国家级煤电低碳转型专项基金，引导社会资本积极参与投资，拓宽煤电低碳化改造的融资渠道。三是加大技术研发与示范推广力度。重点部署生物质高效掺烧、绿色氢氨低成本制备等关键技术研发项目，在东中部、西北地区分别建设一批规模化示范工程，总结形成可复制、可推广的技术路径与经验模式，力争2027年前实现生物质掺烧比例≥20%、绿氨掺烧比例≥15%的商业化应用目标。

　　（三）创新“煤电+”耦合发展协同模式

　　创新“煤电+”耦合发展协同模式，是破解系统耦合缺乏协同机制的有效手段，具体可从系统协同、成本疏导、示范推广三个层面推进。一是强化系统协同，明确差异化耦合技术路线。将“煤电+新型储能”模式纳入行业规程规范体系，在秒级调节场景推广“煤电+飞轮储能”组合，有效平抑系统频率波动；在小时级调节场景推广“煤电+电化学储能”模式，提升机组调峰调频响应能力；针对热电机组灵活性不足的问题，发展“煤电+熔盐储能”技术，实现热电解耦。二是健全成本疏导与利益共享机制，夯实耦合发展基础。将储能设施投资成本纳入煤电上网电价核算范畴，通过输配电价疏导、辅助服务市场补偿等多元方式，保障项目合理收益；鼓励煤电企业与储能企业组建合资公司，共同参与耦合改造项目建设运营，共享节能降碳带来的收益。三是开展区域性协同示范，打造可复制推广样板。在京津冀、长三角、珠三角等新能源高渗透区域，建设一批“煤电+多类型储能”示范工程，形成契合区域能源结构特点的耦合方案；由地方能源主管部门将耦合改造工作纳入煤电企业年度绩效评价体系，强化考核激励导向，引导企业积极主动参与耦合发展。