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近一亿千瓦机组临近“服役期”：煤电退役、延寿与转备用的选择题

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-16 14:05

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

中国煤电机组有一个与欧美截然不同的年龄结构：大容量机组投产时间集中，平均服役时间只有17年左右。这意味着，未来五年内将集中出现一批机组的许可证到期问题——不是零星的退役，而是成批的“到寿”。

针对这一局面，中国电力企业联合会联合有关电力企业开展了“煤电临期到寿机组综合处置方案及政策研究”课题，试图为这批机组的去向提供决策依据。课题组给出的第一个数字就颇具分量：根据中电联统计，“十五五”期间运行达到及超过30年、单机容量20万千瓦及以上的煤电机组共290台，总容量9819万千瓦。

从容量结构看，这批机组并非人们印象中的“小老机组”：20万千瓦等级机组53台，总容量1100万千瓦，占比11%；30万千瓦等级机组204台，总容量6662万千瓦，占比68%；60万千瓦等级机组33台，总容量2057万千瓦，占比21%。也就是说，近七成容量是30万千瓦级的主力机型，其中不少还承担着城市供热任务。

地理分布上，这批机组主要分布在华北（100台）、华东（61台）、东北（43台）等地区；控股企业以五大发电集团及广东能源、晋能控股、浙江能源等地方能源企业为主。这一分布决定了处置工作不可能“一刀切”，必须与区域电力平衡、供热安全和地方产业布局统筹考虑。

放到国际坐标中看，中国煤电的“长寿”潜力还有空间。目前，我国在运煤电机组中单机30万千瓦及以上的机组容量占比达80%，超临界和超超临界机组占比超过50%；煤电机组寿命按经验确定为30年，而美国80%以上的现役机组、欧洲近70%的现役机组服役时间均超过30年，部分机组已服役60年以上。近年来，国内多个机组经过改造成功延寿运行超过30年，个别机组运行达到45年。

课题组把临期机组的处置方式归纳为“停、运、转”三类。“停”，即关停退役或转为应急备用。调研中有一个典型案例：某发电企业一台14万千瓦煤电机组，1983年10月投产，至关停前已运行41年；但由于近年开展较多改造任务，机组关停时账面资产仍有2000余万元，净值损失较高。这提醒企业，改造投入与剩余寿命之间需要精细的财务测算。

“运”，即焕新改造或常规延寿改造，适用于能耗基本达标、具有一定盈利能力、供热热源不可替代的机组。课题组调研的另一个案例显示：某发电企业一台50万千瓦燃煤机组，1995年12月投产，电力生产许可证原定2025年底到期，经专业机构评估，现有机组系统设备利旧率可达50%以上，通过对锅炉受热面、汽轮机内外缸等系统升级换新后，机组安全可靠性、运行灵活性和节能环保性显著提升，具备长期延寿运行能力，而改造投资仅占新建机组的一半左右。

“转”，则是转型发挥其他功能，包括调相机转型改造、卡诺电池改造、背压机改造等。某发电企业一台35万千瓦燃煤机组1999年6月投产，2020年转为应急备用机组，2020年至2022年运行时间分别只有20天、15天和8天；2022年，企业通过对发电机定转子绝缘、励磁系统、保护装置等进行适应性改造，使机组在发电功能之外具备调相功能，从“发电资产”变成“系统支撑资产”。

处置路径虽已清晰，政策层面的堵点却仍未打通。第一个问题是缺乏国家层面的临期机组处置政策指导文件：当前国家层面尚未明确临期到寿煤电机组转为延寿运行或应急备用的政策要求，企业在“十五五”期间对临期机组的处置面临规划缺失、决策依据不足的情况。

第二个问题是补偿机制。关停转应急备用机组的容量电价政策不明确、补偿力度偏低。目前全国有26个省（市、自治区）出台了省内落实煤电容量电价政策的文件，但只有5个省明确了应急备用煤电机组容量电价标准，其中江苏、安徽、湖南、广东等省为260元/千瓦·年，河北为170元/千瓦·年。课题组认为，这一标准总体偏低，距离企业实际的补偿需求差距较大，难以覆盖成本。

第三个问题是政策协同。有的地区在国家应急备用名单之外，以多种名义指定机组转应急备用但无可靠补偿；有的机组按国家政策需改造或停备，但按地方环保政策需关停；有的机组已获批退出运行，地方有关部门仍要求其作为紧急备用。此外，机组寿命评估工作也有待完善——缺少统一的标准和作业指导书，评估单位资质与技术标准规范性不足，实际编制的方案千差万别。

从经济逻辑上看，三类处置方式本质上是三笔账：关停看的是资产净值损失与人员安置成本；延寿算的是改造投资与继续运行的现金流量；转备用则取决于容量补偿标准能否覆盖固定成本。三笔账的共同变量，是电力系统对可靠容量到底愿意支付多少。

这也把问题引回到电力市场建设的核心命题上。在高比例新能源的系统中，煤电的角色从“电量主体”转向“调节与支撑主体”，其收益结构相应地要从电量电价为主转向“电量+容量+辅助服务”多元构成。临期机组的处置决策，实质上是在为这一转型定价。

9819万千瓦这个数字，占我国煤电总装机的比重并不算高，但它集中出现的时间窗口、涉及的供热与电网支撑功能，决定了这不是一道可以拖延的选择题。把政策框架、评估标准与市场机制这三块拼图补齐，煤电的“下半场”才能走得稳。

供热约束是处置工作中最现实的难题。华北、东北地区不少临期机组同时承担城市集中供热任务，冬季供热是不可中断的民生需求。这类机组的处置必须与替代热源建设同步推进，热网改造、备用热源与供热面积的置换方案，往往比机组本身的关停更为复杂。

人员与地方经济的影响同样不可忽视。一座运行数十年的电厂，往往是一个县域的就业与税收支柱。关停决策涉及职工安置、地方财政收入以及配套服务企业的连锁反应，需要在政策设计上留出过渡期安排，否则政策的执行成本会被显著抬高。

国际经验提供了参照。英国、美国等成熟电力市场建立了容量市场机制，为可靠发电容量单独定价，使机组在电量收入下降的情况下仍能获得固定成本补偿。这类机制有借鉴价值，但中国以国有发电企业为主体的产权结构、以省为实体的电力平衡格局，决定了机制设计必须本土化。

技术基础则决定了延寿的安全边界。延寿评估的核心是高温承压部件的寿命管理，包括锅炉受热面、汽轮机转子与汽缸的金属监督、蠕变与疲劳损伤评估等。评估标准、检测手段与运行数据积累的完善程度，直接影响延寿方案能否经得起长期运行的检验。

【文中信息及数据来源于：中国电力企业联合会“煤电临期到寿机组综合处置方案及政策研究”课题公开资料及公开行业报道】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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