怎样炼成“全能”煤电（原创 姜黎 南方能源观察2025年04月23日 ）

（卢）Georgelu

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原创 姜黎

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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），在安全可靠和高效调节等方面对煤电技术提出了一系列新要求，具体包括：保供期申报出力达标率不低于98%和非计划停运次数不高于0.3次/台年；根据机组类型、负荷区间等区别，现役机组负荷变化速率达到0.8%—2.5%额定功率/分钟；现役机组、新一代煤电试点示范机组纯凝工况下30%负荷相比额定负荷的供电煤耗增幅原则上分别不高于25%、15%等。

全新升级版煤电“三改联动”就此启幕。

国家能源局在政策解读问答中提到，我国煤电装机以不到40%的装机占比，提供了约60%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力，大气污染物排放量下降90%以上，建成了全球最大的清洁煤电供应体系。

“40%、60%、70%、80%和90%”五个数字足以描述煤电在新型电力系统构建中的角色和面临的挑战。新一轮煤电升级专项行动的主线是“深调峰、快调节、强支撑、宽负荷、高韧性、低排放”，可以说描述的是一个“全能”的煤电体系，政策期待其在新型电力系统构建中继续发挥“顶梁柱”和“压舱石”作用。

根据政策解读问答，新一代煤电的高效调节不仅是传统意义上的机组能效水平和深度调峰能力，而是扩展为供电煤耗、低负荷煤耗攀升幅度、深度调峰最小出力、负荷变化速率、一次调频、启停调峰等6项指标要求。除深度调峰最小出力和供电煤耗外，其他4项指标均是首次在产业政策中被明确。

近日，在与笔者交流虚拟电厂发展现状时，有从业者提到，虚拟电厂不可能做到像煤电那样，因为其聚合的资源特性本身就和煤电机组有很大差异，未来在新型电力系统中应该发挥不同的作用。无论是用户侧的各类聚合主体，还是新型储能等调节资源，其技术特性都有着显著区别，鉴于我国富煤少气贫油的资源禀赋特点，煤电的作用不言而喻。

面对全面升级的技术要求，成本投入必然增加，煤电需要进一步调整经营策略，提升灵活性、降低碳排放量成为核心运营目标。而足额、及时的容量补偿和调节价值反馈对其可持续发展的作用将越发凸显。

实际上，为了提升灵活性，煤电是比新能源更早一批配上新型储能的电源品类。“春江水暖鸭先知”，在新型储能加持下，很多早期实现火储联合调频的煤电机组在电力辅助服务市场中获益良多。另一方面，对于不利于灵活性提高的运营模式，煤电也开始改变。比如，推进热电解耦，解决在供热期内，煤电机组“以热定电”运行方式下，电负荷和热负荷之间的矛盾，实现保证供热同时降低机组电负荷，提高煤电机组调峰能力。

随着新能源全面入市136号文的发布，将容量成本机制范围扩展至整个发电侧的呼声再起。除煤电机组外，以气电机组、抽水蓄能、新型储能为代表的各类型调节电源进入现货市场后，均需要容量成本机制帮助回收其余部分成本。当然，这也意味着煤电将面临更加激烈的竞争。

编辑 黄燕华

审核 何诺书

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