火力發電（包括煤電和燃氣發電）作為我國最主要的發電形式，長期以來在我國電力行業發展中處于關鍵支柱地位。目前，我國近三分之二的電力來源仍依賴于火電，尤其是煤電，無論是裝機容量還是發電總量，都在我國電力結構中占據著主力地位，是電力行業中名副其實的“帶頭大哥”。進入“十四五”后，在“雙碳”目標和能源結構加快轉型的大背景下，雖然新能源的裝機容量有后來居上之勢，但從發電量來看仍難以取代火力發電，火電的能源托底保障作用、煤電的“壓艙石”作用愈發凸顯。“十五五”是加快構建新型能源體系和新型電力系統、推動電力高質量發展、確保能源保供高水平安全的關鍵時期，電力行業將在這一期間實現碳達峰，而火電在電力行業的碳達峰中扮演著“關鍵先生”的角色，作為我國電力供應的基礎，火電未來如何改造升級、如何發展轉型，對保障經濟社會可持續發展具有至關重要的意義。對此，本文擬提出火電未來發展的“十大看點”。
（來源：中國電力企業管理 作者：徐進）
看點一：“十五五”期間
煤電裝機規模將到頂嗎
截至 2024 年底，我國全口徑火電裝機 14.4 億千瓦，占總發電裝機容量的43.1%，首次下降到50%以下，其中煤電 11.9 億千瓦，占總發電裝機容量的比重為 35.7%，同比降低 4.2%，較2020年末僅新增約1.2億千瓦，遠低于同期全社會用電負荷及新能源發展增速。預計到2025年底，我國煤電裝機規模將達到12.6億千瓦，占整個電力裝機容量的三分之一左右。整個“十四五”期間，煤電新增裝機容量預計在2億千瓦左右，遠低于以風光為主的新能源增長速度，煤電發展的高峰期基本成過去時。
受2021年出現全國性電力供應緊張的影響，“十四五”期間，我國加大了煤電發展步伐，及時出臺“三個8千萬”煤電核準計劃，旨在緩解電力供需矛盾、支撐新能源消納，徹底扭轉了“十三五”期間嚴控新增煤電的勢頭（停建緩建煤電產能1.5億千瓦左右），帶來新一波煤電開發建設的“小高潮”。2022~2024年相繼核準了1.46億千瓦、1.17億千瓦和6670萬千瓦煤電，按照煤電項目3~5年建設周期，預計在“十四五”末期和“十五五”前期將進入竣工投產的交付大年。
由此可見，受在建煤電項目陸續投產和電力保供的雙重約束，“十五五”期間我國煤電裝機仍有一定的增長空間，煤電的能源基礎支撐和兜底保障作用在短期內不可能被替代，但新增煤電項目的投入會逐漸放緩，投資重點將放在現有機組的靈活性改造和降碳轉型上，并逐步加大現有老舊煤電機組的淘汰步伐，以更好發揮煤電保電力、保電量、保調節、保降碳的“四保”作用。預計到2030年前我國煤電裝機規模達到14億千瓦峰值后將不再增長，并盤旋一段時間后開始進入下行通道，逐漸從電力供應主體轉變為基礎性調節電源。
看點二：煤電能實現向
“新一代煤電”的華麗轉身嗎
近期，國家發展改革委、國家能源局印發《新一代煤電升級專項行動實施方案（2025~2027年）》（以下簡稱《行動方案》），從深度調峰、負荷變化速率、啟停調峰、寬負荷高效、安全可靠、清潔降碳、智能運行七大方面對現役機組改造升級、新建機組建設運行和新一代煤電試點示范提出具體參數要求。各種指標近乎嚴苛，若能實現，將重塑煤電在電力系統定位，重構電力未來發展格局，實現煤電由傳統電力到清潔能源的華麗轉身。
實際上，煤電“消失論”雖然一度甚囂塵上，但我國煤電“壓艙石”作用從未改變，一直穩扛能源保供的大旗，以不到40%的裝機占比提供了約60%的發電量、70%的頂峰能力和接近80%的調節能力，大氣污染物排放量下降90%以上，建成了全球最大的清潔煤電供應體系。我們不能因為剛擺脫幾年電力“緊日子”，就忘記了“來時路”。縱觀我國能源基本特征，至少在新型電力系統沒有真正建立起來之前，煤電將難以被其他電力所取代，煤電在我國電力中的支配地位也難以撼動。
《行動方案》與2024年出臺的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024~2027年）》環環相扣，以“深調峰、快調節、強支撐、寬負荷、高韌性、低排放、全智能”為主線，以“電氫碳循環耦合”為樞紐，加快提升煤電清潔降碳、安全可靠、高效調節、智慧運行等水平，將煤電打造成為“六邊形戰士”，滿足“既要頂峰，又要深調；既要爬坡，又要慣量；既要可靠，又要低碳”等一系列難度極大的要求，可謂是“十八般武藝，樣樣精通”，為“雙碳”目標的順利實現提供安全可靠的兜底保障。
看點三：CCUS技術
將成為煤電降碳的利器嗎
CCUS技術通過捕集、利用和封存等方式，實現二氧化碳排放變廢為寶，為煤電的降碳減排提供有效解決方案，被視為煤電清潔化的“利器”。但受技術、成本、模式等因素制約，CCUS尚不具備全面推廣條件：一是捕捉成本居高不下，徘徊在150~300元/噸的高位，致使收益與付出不匹配；二是技術“瓶頸”制約大，捕捉效率低、能耗大及管道運輸與封存的安全性尚未完全解決；三是源匯匹配難度大，商業模式不成熟，項目運行嚴重依賴于政府補貼。
國際能源署預測，至2050年，全球范圍內CCUS技術預計將擔當起削減約15%碳排放量的重任，而電力行業將扮演超過40%的關鍵角色，成為降碳的主力軍。我國也明確提出，到2060年碳達峰之時，有望利用該技術達成年減排23.5億噸二氧化碳的壯舉。與此同時，加強頂層設計，重視規劃引領和政策支持并付諸于實踐，全國已規劃和運行的CCUS示范項目超百個，國家發改委也在煤電低碳化改造建設行動方案中明確提出要予以推廣，并逐步從試點示范向規模化應用邁進。
總體來看，CCUS技術是專門為化石能源延壽保命的“靈丹妙藥”，只要化石能源不消滅，就有其用武之地。但從目前發展的綜合情況來看，CCUS技術要想成為煤電降碳減排的“神捕手”，實現規模化應用和商業化運營還有較長的路要走，面臨巨大挑戰和不少困難，荊棘遍地、險關層層，需要加大關鍵技術攻關、健全相應標準體系、打通完整產業鏈條；還需全方位政策支持、構建合理成本分攤機制、建立成熟高效商業模式，以及與其他碳減排措施有機結合并形成一個多元協同高效的碳管理體系，以確保CCUS技術的經濟可行性與市場競爭力。
看點四：數智化將成為
火力發電的新高地嗎
火電尤其是煤電給人刻板印象是高污染、低效率、環境差的“傻大粗”形象，數智化將賦能火電轉型升級，通過運用現代信息技術實現智能監測與控制，通過大數據、物聯網技術優化設備運行參數、提升系統協同能力，通過數字孿生技術實現生產數據及時反饋，通過人工智能算法開展負荷預測、電力調度并參與市場交易，給傳統電力的生產經營活動加載“智慧大腦”的新引擎，讓“老”電廠重新煥發出新活力、新生命。
火力發電廠的數智化建設將重點聚焦智能控制、智能運維、智能決策三大領域，以“智能化管控、少人化值守、高效化運行”為目標，借助信息管理系統、智能控制、智能應用和智慧燃料管理等不同子系統，構建起覆蓋全生命周期的智慧管理體系，搭建統一的數據收集、分析、管理平臺，打通部門間數據壁壘，消除信息孤島，將三維可視化模型和數據在電廠生產管理、經營決策、電力調度與交易等業務系統進行緊密集成，實現設備檔案、周期峰值、故障和檢修記錄等數據“終身可溯”。
概言之，隨著新型電力系統加快構建，新一代火電離開人工智能將寸步難行。打造智能感知、智能診斷、智能控制、智慧運行的“四智電廠”將是新一代火電發展的主導方向，以“云大物移智邊”等為代表的數智化正在成為火電高質量發展的“新引擎”，以數字化為載體驅動火電結構性變革、推動煤電低碳綠色轉型，既是當下火電行業最急迫的需求所在，也是發展創新的最大源動力，引領火電行業邁向更高效、更環保、更智能的軌道，這帶來的不僅是管理效率大幅提升，更是綠色低碳轉型的新可能。
看點五：“煤電頂牛”難題
將從根本上破解嗎
“煤電頂牛”始于2002年的煤炭市場化探索，作為我國電力市場改革的“老大難”問題，根本原因是市場煤與計劃電之間的價格形成機制存在錯位、難以有效銜接而造成的。為此，國家相關部門曾絞盡腦汁、想盡各種辦法，包括建立煤電聯營機制與推行電煤企業間重組整合等措施，但效果并不理想。直至《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》出臺，將煤炭價格與燃煤發電“基準價+上下浮動不超過20%”在合理區間實現有效銜接，不少業內人士認為該《通知》從根本上理順了煤、電之間的價格關系，為解決“煤電頂牛”難題開出一劑良方。
實際上，在傳統電力體系中，煤與電兩個產業好比連體嬰兒一樣緊密相依，它們之間的活動猶如蹺蹺板一般，一方的“大起”必然帶來另一方的“大落”，這種錯位發展在我國曾反復出現過，即某一段時間煤炭價格高企、煤炭企業賺得缽滿盆滿，而煤電企業卻陷于嚴重虧損境地難以自拔；在另一段時間煤炭價格大幅跳水、煤炭企業虧損嚴重，而煤電企業則盈利大增，這種大起大落的狀態嚴重影響我國能源的安全、穩定供應和行業可持續發展。
由此可見，市場的事應該交由市場來解決，這樣往往能達到出乎意料的效果。但“煤電頂牛”難題是否從根本上化解了，筆者認為還為時尚早。因為“煤電頂牛”的根源不單純是煤價，而是涉及整個能源體制改革深層次的問題，只要我國能源電力市場化機制沒有真正建立起來，“煤電頂牛”的現象就可能時不時出現。因此，破解“煤電頂牛”的成功“秘訣”在于持續深化能源市場化改革，加快構建與新型能源體系相適應的能源體制機制。
看點六：“煤新聯營”將打開
煤電“第二增長曲線”嗎
隨著新型電力系統加快構建，煤電定位隨之發生改變，逐漸從能量提供者向容量提供者轉變、由電量生產主體轉變為電力供應主體、從主力電源向支撐性和調節性電源轉變。這種改變不但導致煤電利用小時數呈下降趨勢，而且推動了煤電經營發展模式的轉變，越來越多煤電機組處于“備而不用”狀態，嚴重影響了企業收益水平。因此，“煤新聯營”在2023年后呼之即出，成為煤電破解成長煩惱與發展瓶頸的新渠道。
其實，煤電與新能源并非“死對頭”，雙方有著天然互補優勢，能夠彼此成就：一是由于新能源“靠天吃飯”的特性，需要搭配可調節性電源建設，而煤電無疑是其“好搭檔”，因為煤電作為我國電力系統調峰的絕對主力，在新能源消納和電網穩定性方面承擔著關鍵角色；二是煤電近年來承擔較大減排與經營壓力，而借助風光火儲一體化模式不但可獲得優質新能源開發指標上的便利，還能通過借助邊際成本較低的新能源裝機規模獲得更大綠電收益，以緩解經營壓力；三是相比核電、水電建設周期長，煤電是短期內增加系統有效容量供給充裕度的不二之選。
然而，“煤新聯營”并非一件容易的事，首先要持續推動煤電節能降碳與靈活性改造，平衡好煤電供電、供熱與調峰之間的關系，充分挖掘煤電機組的深度調峰能力，合理優化煤電的裝機規模和運行方式，不斷提升新能源的消納空間，全力打造“煤電+新能源聯營”新示范，全面提升煤電可調度性及與新能源的協同性，以達到降低最小出力、快速啟動和快速調整負荷，更好地服務新型電力系統需要，實現煤電行業的高質量發展。
看點七：容量電價真能成為
煤電的“救命稻草”嗎
推行兩部制電價、建立容量電價機制作為煤電價格改革歷程上的里程碑式事件，讓長期飽受虧損之困的煤電吃上了“定心丸”，容量電價也被形象地稱為煤電的“救命稻草”。從電價設計構成來看，容量電價有利于煤電機組固定成本的順利回收，穩定了煤企經營預期，使其能更好實現成本分攤與收益平衡，既是更好發揮煤電機組“兜底調節”作用的重要方式，也是確保電力供應穩定安全的必要手段。從實施效果來看，基本達到預期目標，煤電的經營狀況有明顯改善，增強了煤電機組改造的主動性。
實際上，容量電價作為我國電力市場改革中的一塊“關鍵拼圖”，旨在更好保障電力安全穩定供應、促進新能源加快發展和能源綠色低碳轉型，不僅利好煤電本身的發展，而且有利于保障電力系統的穩定性，同時也為新能源提供了更加可靠的消納空間，是一舉多得的好政策。但從另一方面講，容量電價雖然保證電力系統在高峰負荷時有足夠的發電容量冗余，但只是相當于為煤電企業提供“底薪”，燃煤發電成本構成的三分之二還是來自燃料等變動成本，其收益的大部分是由電量電價、輔助服務價格與發電利用小時所決定。
一言以蔽之，容量電價只是讓煤電吃上“低保”，但要想過上“小康”甚至“富裕”生活，還不能“躺平”，仍需付出艱辛努力：主動按調度指令提供所申報的最大出力，以期獲得最高的容量電費，同時積極參與到系統調峰調頻、頻繁啟停、快速升降負荷等輔助服務活動，不斷拓寬收益來源，最大限度地確保煤電實現可靠性、靈活性和經濟性的統一。因此，容量電價絕非煤電的“安樂窩”，而是其健康發展的“助推器”。
看點八：我國將率先突破
700攝氏度超超臨界機組技術嗎
超超臨界機組作為煤電發展史上最具代表性的技術革命，其核心在于將水蒸氣的壓力和溫度提高到超臨界參數以上（即蒸汽壓力超過25兆帕、蒸汽溫度超過600攝氏度），以實現更高熱效率和更低污染物排放。該技術代表當前世界最先進火力發電技術，能將供電煤耗率降至265克/千瓦時以下，最先進的甚至可降至每千瓦時225克以下。我國已是世界上600攝氏度、1000兆瓦級超超臨界機組數量最多、容量最大和運行性能最先進的國家。
相對于傳統電力體系，煤電在新型電力系統下的角色定位已發生改變，即承擔更大支撐保障作用，以推進風光等新能源電力的消納。這要求煤電在參與深度調峰時，必須解決長期困擾火電機組低負荷高能耗的難題。因為基于熱力學常識，常規火電機組調峰過程中低負荷工況蒸汽流量將大幅下降，引起汽輪機組入口蒸汽壓力近似線性下降，直接導致調峰過程機組能耗大幅攀升。因此，更先進的700攝氏度超超臨界燃煤發電技術引起國家高度重視并成立“國家700攝氏度超超臨界燃煤發電技術創新聯盟”。根據專業機構驗證試驗結論，同600攝氏度等級的超超臨界機組相比，700攝氏度超超臨界機組的供電效率將由約44%提高至48%~ 50%，煤耗可降低40克~50克/千瓦時左右，還會大幅降低有害氣體和溫室氣體排放，被稱為火力發電皇冠上最耀眼的“明珠”。
目前，歐美日等主要經濟體都把目光投向700攝氏度等級超超臨界機組技術研發，但受困于材料成本和關鍵設備制造工藝的制約，進展不大。作為煤電大國，我國已穩步推進700攝氏度等級先進超超臨界機組技術研發并取得重要進展，基本確立了一套自主設計的超超臨界鍋爐、汽輪機、高溫蒸汽管道系統的關鍵部件選材方案。一旦率先成功突破，將實現由“中國制造”向“中國創造”質的飛躍。
看點九：天然氣發電
將迎來發展“第二春”嗎
作為一個“富煤貧油少氣”的國家，天然氣發電在我國發展一路磕磕絆絆。早在上世紀80年代，當時沿海地區因嚴重缺電，開始布局天然氣發電，但行業規模較小且效率偏低。之后隨著“西氣東送”工程推進，加上國家在2011年頒布《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》，提出“十二五”期間建設1000個左右天然氣分布式能源項目，天然氣發電作為清潔能源的重要組成，開始進入快速發展期，迎來了發展的第一個春天。但到2012年底，國家上調天然氣價，很多項目迫于成本壓力陷入困境，行業再次進入觀望期。
總體來看，天然氣作為世界能源三大支柱之一，其發電一直在我國電力結構中處于補充地位，呈現出裝機規模小、發電量占比低、年利用小時數不高的特點，經歷了從技術依賴進口到逐步國產化、從單一發電模式到多元化發展的歷程。但隨著“雙碳”目標的提出，加上氣電在清潔低碳、啟停調峰、快速響應、長時調節等方面固有優勢突出，國家在多個文件中明確提出要大力推動天然氣與多種能源融合發展，因地制宜建設天然氣調峰電站，以更好發揮天然氣發電在電力與天然氣系統中的“雙調峰”作用。
未來，隨著我國在燃氣輪機等氣電關鍵設備上的突破以及在頁巖氣開采技術上的創新，天然氣發電將迎來發展新機遇。預計“十五五”期間，天燃氣發電仍是我國新型能源體系中不可或缺的支撐性、調節性電源，在我國能源版圖中仍將占有一席之地，尤其是珠三角、長三角等沿海地區以及川渝等頁巖氣富裕地區，氣電有望實現裝機穩步增長，年新增裝機規模預計在1500~2000萬千瓦之間，到2030年總裝機容量將達到2.5億千瓦上下，迎來發展的“第二春”。
看點十：煤電會再現新一輪
產能過剩嗎
在能源加速轉型的大背景下，煤電發展之路一直不太平坦，呈現出跌宕起伏的態勢，“十三五”強控，“十四五”復興，“十五五”煤電之路怎么走？這一問題備受業內關注。隨著可再生能源裝機規模不斷上升，對煤電的擠出效應日益明顯，今后新的用電“缺口”絕大部分將被新能源填補，而且煤電自身裝機規模這幾年也在持續擴大，未來是否需要維持如此龐大的煤電裝機規模，是否出現新一輪的煤電產能過剩，以及煤電發展困局是否會再現？
另一方面，在全國電力“一張網”的基本格局下，電力“雙高”“雙峰”“雙隨機”特征日益突出，如何確保電力系統安全性擺在最優先位置，這要求以煤電為支撐的有效容量必須與電力需求的增長相匹配、同最大用電負荷相適應。由此可見，在新型電力系統建成之前，新能源裝機規模越大、發電占比越高，煤電參與調峰的作用越強，備用的裝機規模必須隨之增大。從這個意義上講，不能再用裝機規模大小和利用小時數高低作為衡量煤電是否過剩的標準，而應結合電力系統最大負荷需求進行綜合考慮。
當然，判斷煤電是否過剩的衡量標準變了，并不意味著煤電不存在所謂產能過剩、不需要繼續落實淘汰落后的產能政策。對那些扭虧無望、超齡服役、高能耗且安全環保不達標的老舊低效燃煤機組以及證照不全的違規機組，應實行“主動關停”或通過資產轉讓重組、區域整合等資本運營手段，以達到避免煤電同質化競爭、壓降煤電無效低效產能、緩解企業經營困難的目標，這是避免出現“冰棍效應”、優化煤電產業布局、促進產業轉型升級的重要途徑，也是實現煤電高質發展的必由之路。
本文刊載于《中國電力企業管理》2025年8期，作者系中國能建投資集團有限公司二級管理專家、總經濟師