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转型背景：多因素约束下的不确定性
2025年9月，中国宣布新一轮国家自主贡献目标，提出到2035年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10%。“十五五”时期，电力部门，尤其是煤电，其转型路径和减排空间受到2035年碳减排目标、碳峰值水平、总电力消费、年度峰值负荷、非煤电力资源发展速度等多重条件的约束，其中后三点具有较大的不确定性。
尽管2025年，煤电出现了总装机量上升但发电量下降的“脱钩”态势，但煤电发电量何时达峰仍面临着较大的不确定性。这主要源于：
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电力需求增速的不确定。近几年的实际电力需求增长（如2025年超过10.5万亿千瓦时）已远超此前的预测。如果未来人工智能、数据中心等产业的急速增长导致电力需求持续快速增长，非化石能源无法满足全部增量，以煤电为主的化石能源的发电量就会被迫上涨。
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煤电装机量峰值高于预期。受2022-2023年保供压力（水电紧张、拉闸限电、国际能源局势等）影响，煤电核准量大幅上升，过去四年累计新核准煤电装机3亿千瓦（含在建约2亿千瓦），这使得全国煤电装机量峰值预计将达到14-15亿千瓦，高于此前预期，为发电量的下降趋势增添了变数。
近年来，极端天气频发和电气化加速持续推高电力系统峰值负荷，为了保障尖峰负荷，系统需要预留巨额备用容量，导致电力基础投资持续提高。同时，峰值负荷的升高与用电负荷的季节性与双峰化特征叠加，进一步加剧了煤电的兜底保障压力。
政策是影响装机增速的关键因素。“136号文”出台后，因项目收益率预期面临重估，光伏装机骤降。这种因市场改革带来的阶段性观望和调整，可能影响可再生能源对煤电的替代节奏。
此外，“2030年非化石能源消费占比达25%左右”的发展目标对电力系统的灵活性提出了更高的需求，部分地区已出现新能源消纳压力大、设备利用小时数大幅下降的问题，导致系统的调节成本快速上涨，这意味着电力系统的运行风险和转型成本可能上升。
总体来看，“十五五”期间各省的煤电发展路径有所不同，但共同面临着朝着更加灵活、清洁和低碳方向发展的任务和挑战。
山东省煤电转型面临的核心矛盾是，以发电为主的煤电机组，在电力系统中扮演着保供与调峰双重角色，但其未来的生存空间受到严重挤压；而以供热为主的煤电机组又面临着整合后的区域性短缺。
山东省煤电装机（含在建）约为1.1亿千瓦，其中参与电网调峰的机组约7000万千瓦。不参与调峰的机组主要包括地方公用机组、大型企业的自备机组、以及30万千瓦以下以供热为主的背压机组。2023年全省煤电平均利用小时数约为4100小时，2025年预计略高于4000小时。而到2030年，综合考虑电力需求增长、外来电及新能源消纳等多重因素，参与调峰的这部分机组的利用小时数可能降至3300-3500小时，将面临巨大的经营困难。
全省30万千瓦以下、定位以“供热为主、发电为辅”的背压小机组，在“十四五”期间已关停1600万千瓦，剩余约1300万千瓦。这部分机组承担了全省84%的供热需求，满足88%的工业供热和68%的居民采暖。关停整合后，虽然总供热能力基本维持不变，但出现了区域供热不平衡的问题。理论测算显示，要完全满足现有供热负荷（约15-17亿GJ/年），此类机组装机应达到1500-1600万千瓦，目前存在200-300万千瓦的缺口。由于供热具有合理的经济半径，这一缺口难以通过新建两三台大型百万千瓦机组来弥补。
在低碳化改造方面，山东省积极探索燃料替代的本地化方案。2023至2025年，山东开展了系列非煤固废掺烧实验，涉及赤泥、铁尾矿等18种固废，这些“聚化燃料”在炉膛约700度的环境下发生聚合化学反应。实验中掺烧比例为5%，可替代约6%的煤炭，且炉后的环保数据改善，发电出力未降低。山东的赤泥、铁尾矿等固废资源丰富，此技术有潜力形成稳定的本地化燃料替代路径。
截至2025年底，陕西省电力装机1.27亿千瓦，其中火电占比49%，可再生能源占比51%。陕西省煤电发展遵循“增装机、减占比”的总体方针，在空间布局上存在显著差异。关中地区位于大气污染防治重点区域汾渭平原，对煤电项目实行从严控制、原则上不新增装机。“十四五”以来新核准的煤电项目基本集中于陕北地区，作为支撑新能源基地和电力外送的调节电源，同时积极应用先进的节能环保和低碳技术。陕南地区火电装机仅约230万千瓦，体量较小。
“十四五”期间，陕西“三改联动”的整体规模逾3000万千瓦，其中节能降碳改造1100万千瓦，灵活性改造1600万千瓦，供热改造780万千瓦。随着煤电定位从主力电源向支撑调节电源逐渐转变，煤电机组需频繁参与调峰，甚至面临启停调峰的非额定工况运行。2024年陕西省煤电机组平均利用小时数为4700小时，2025年降至4000小时出头，降幅较大。对节能降碳改造而言，这种运行模式的改变，显著推高了机组的实际供电煤耗，使得此前通过节能降碳改造实现的提升效果被部分抵消，改造成效难以准确评估。在灵活性改造方面，陕西电网现在具备深度调峰能力的机组装机在达到3000万千瓦。供热改造仍具一部分挖潜空间，但部分长距离供热项目因经济性不足而受阻。
与全国情况类似，陕西的煤电低碳化改造同样面临生物质整体规模受限、绿氨成本过高、CCUS成本高且缺乏应用场景等根本性挑战。
截至2024年，内蒙古新能源装机容量已达到1.2亿千瓦，与火电装机规模持平。根据规划，到2025年，新能源装机占比将提升至60%，发电量占比达到30%。然而，当前电力系统的运行与转型面临多重现实挑战：一方面新能源装机快速增长，另一方面作为系统主要支撑和供热保障的火电，在能效、经营和功能定位上遭遇困境，导致整体转型进程存在结构性矛盾。
在“三改联动”方面，灵活性调峰改造已基本完成，但实际调峰能力与系统需求之间仍存在差距。核心矛盾在于，调峰补贴主要流向风电和光伏，导致火电在承担主要调峰责任的同时缺乏合理补偿。尤其在冬季供热期间，为保障新能源消纳，火电出力可能被压制至25%以下，此时不仅机组煤耗大幅上升（最佳情况仍达370克/千瓦时），还可能因出力不足导致供热能力无法保障。
在生物质掺烧方面，内蒙古的推进较为缓慢。本地农林、牲畜粪便等生物质资源有限，已有的掺烧试验项目（如锡林浩特利用牛粪掺烧）难以实现可持续运营，主要挑战在于缺乏国家层面的电价与配套政策支持，企业普遍处于观望状态。与此同时，CCUS技术在内蒙西部已有示范项目，但面临应用场景的困境。若没有国家统筹规划输送管网或利用政策，捕集的碳无处可去，技术难以实现规模化、商业化运行。
当前及未来内蒙古电力系统发展的最大挑战，集中体现在调峰和安全保障方面。火电在低负荷下煤耗显著升高，现有机组（包括部分新上大机组）难以在低负荷下实现高效运行，与“2025年供电煤耗降至300克/千瓦时”的目标存在较大差距。频繁启停会对锅炉设备造成严重安全损伤（如水冷壁鼓包、变形），影响机组寿命和可靠性，此外也可能在电网需要时无法及时启动，导致系统风险，削弱火电作为支撑性能源的可靠性。
从电源侧和负荷侧分别来看，各省的煤电转型路径均面临显著的不确定性和现实挑战。
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各地区的高耗能、高排放行业构成不同，这些行业的转型节奏直接影响当地的电力需求结构。
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人工智能、算力中心为等新兴产业的用能需求增长迅猛且非线性，其对全社会用电需求的影响难以准确预测，为长期电力平衡规划带来带来挑战。
在电源侧，从“十二五”的超低排放改造、“十三五”的灵活性改造到“十四五”的“三改联动”，煤电改造不断升级。“十五五”则响应双碳目标，进一步提出了“煤电低碳化改造”和“新一代煤电改造升级”的转型发展方向。但在主流机组能效已接近技术天花板、节能改造空间大幅收窄的基础上，当前主要改造升级技术路线的规模化应用均面临困境：
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在燃料替代路径下，生物质掺烧受限于资源总量、难以保证持续、稳定的规模化供应；绿氨掺烧成本过高，经济性远未达到可商业化应用的水平。
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末端捕集不仅技术成本高昂，更受限于缺乏稳定的二氧化碳利用场景，导致“捕集贵、处置难”。
在可再生能源渗透率不断提升、对系统灵活性的需求日益增长的背景下，煤电作为最稳定可靠的灵活性资源，被赋予了三大定位：大型风电光伏基地的支撑调节电源、负荷中心的兜底保障电源，以及西南水电富集地区的调峰电源。其转型面临着一系列结构性矛盾，包括调峰服务的经济性不足、频繁启停对机组的寿命和安全带来隐患、低负荷运行显著推高供电煤耗，低碳技术路线资源、成本受限等等，且在各重点地区呈现出明显的共性。
必须认识到，不同省份在电力转型的不同阶段，对灵活性资源的需求在类型和紧迫程度上有所不同。因此关键在于通过机制设计，引导非煤的灵活性资源（包括气电、储能、抽水蓄能、需求侧响应等）真正发挥作用，而非让煤电承担全部压力。
各地亟需研究解决三个核心问题：多种形式电源的合理配比；源网荷储的协同发展；在电源合理配比下，容量电价、辅助服务、碳市场等支持性政策、资金机制的设定。
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建立真正的容量市场机制：推动从临时性的“容量补偿”过渡到市场化、长期导向的容量市场，准确反映不同资源在保障系统容量充裕度方面的价值，引导煤电向调节性电源平稳转型。
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设计精细化、市场化的辅助服务产品：根据各区域在电力转型阶段的实际需求（如深度调峰、快速调频、爬坡、备用等），设计差异化、精细化的服务服务品种，通过交易市场发出段中长期价格信号，从而高效优化各类资源配置，让提供服务的资源获得合理的经济回报。
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推动碳市场与国际接轨、形成能够真实反映减排成本的碳价。碳市场产生的收益，可用于反哺和支持绿色技术的研发、以及对传统电源进行低碳化转型改造，从而为节能减排技术的突破和应用提供经济助力。
