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煤电从"压舱石"到"调节器"——角色转变背后三大隐忧与求解

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-02 12:34

【中国能源产业发展网@原创】【作者：韩屹】

2026年8月28日，国家发改委在新闻发布会上明确表示，上半年全国煤电发电量占总发电量比重降至49.7%，历史上首次低于50%。这一数据被广泛解读为煤电从"压舱石"到"调节器"的转折里程碑。然而，在这场深刻的功能重塑中，三个不容忽视的隐忧正在浮出水面，如果不及时破解，煤电转型可能陷入"转不动、调不好、活不了"的困局。

隐忧一：灵活性改造成本回收机制缺失，发电企业"改不起"

煤电从主力电源转向调节电源，核心要求是具备深度调峰、快速变负荷能力。根据《新型电力系统建设"十五五"规划》，到2030年现役机组灵活性改造应改尽改，热电联产机组最小发电出力要达到40%以下。这意味着大量现役机组需要进行大规模技术改造。

但问题在于，灵活性改造动辄数千万乃至上亿元的投资，谁来买单？目前容量电价机制虽然将固定成本回收比例提升至不低于50%，但这部分资金覆盖的是既有固定成本，而非新增的改造投入。一位不愿具名的发电企业负责人坦言："改造后机组低负荷运行时能耗反而上升，发电量又被压缩，等于投入更多钱却赚更少电费，这个账算不过来。"

更棘手的是，深度调峰带来的机组损耗加速、维护成本增加等问题，尚未在现有电价体系中得到充分体现。部分省份虽然建立了辅助服务市场，但补偿标准偏低，难以覆盖改造成本和运行增量成本。这就导致一个悖论：政策要求改、企业不愿改、不改又面临淘汰。

建议：一方面，应将灵活性改造投资纳入容量电价核算基数，让改造投入通过容量补偿逐步回收；另一方面，加快完善辅助服务市场，提高调峰、调频等服务价格，让"调节"本身成为可交易的优质商品。同时，可探索设立灵活性改造专项补贴或低息贷款，降低企业前期投入压力。

隐忧二：容量电价机制仍需细化，"保底工资"能否养活煤电

2026年初，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%。这被业界视为煤电商业模式的根本性变革——从"卖电"转向"卖服务+卖调节能力"。

但50%的回收比例是否足够？仔细算一笔账：煤电机组年均利用小时数已从过去的5000小时以上下降至目前约4000小时，部分深度调峰机组甚至不足3000小时。发电量下降直接导致电量电价收入锐减，而50%的容量电价只能覆盖一半固定成本，剩余部分仍需通过发电量来弥补。对于位于新能源高占比地区的煤电机组，发电空间被大幅挤压，50%的容量电价显然难以维持企业合理利润。

更深层的问题在于容量电价的确定方式。目前采用统一定价模式，未能体现不同机组在调节性能、区位价值等方面的差异。一台具备19%深度调峰能力的先进机组和一台只能压到50%的老旧机组，获得同样的容量电价，这既不公平，也不利于激励企业进行技术升级。

此外，容量电价目前主要覆盖煤电，抽水蓄能、新型储能等灵活性资源的容量补偿机制尚未完全建立。这导致煤电与储能之间的不公平竞争——煤电有容量电价"保底"，储能却没有，这在一定程度上抑制了储能的发展积极性。

建议：容量电价应从"一刀切"转向差异化定价，将机组调节能力、区位稀缺性等纳入定价因素，让"调得好的机组多赚钱"。同时，加快建立覆盖所有灵活性资源的统一容量市场，让煤电、抽蓄、新型储能在同一起跑线上竞争。此外，应逐步提高容量电价回收比例，向60%甚至70%迈进，确保煤电在发电量持续下降的情况下仍能维持基本生存。

隐忧三：煤电与新能源融合模式模糊，"协同"沦为"搭配"

政策层面反复强调煤电与新能源融合发展，"风光火储"一体化模式被寄予厚望。但在实际执行中，不少所谓的"融合"项目不过是把煤电和新能源物理捆绑在一起，并未实现真正的系统协同。

以某西部省份的一个"风光火储"一体化项目为例，风电、光伏、煤电虽然同处一个基地，但调度运行仍然各自为政——新能源大发时煤电被动压负荷，新能源骤降时煤电紧急拉升，缺乏智能化的协同控制系统。结果是煤电频繁深度调峰导致能耗上升、设备损耗加剧，而新能源的消纳率提升却有限。

更值得关注的是，部分地方在推进煤电与新能源融合时，存在"以煤电换新能源指标"的现象——企业建设煤电项目才能获得等量或更大比例的新能源开发权。这种做法虽然推动了项目建设，但也导致一些并非必要的煤电项目上马，与"合理控制煤电规模"的政策导向相悖。

此外，煤电与新能源的收益分配机制也不清晰。一体化项目中，煤电承担调峰成本，新能源享受消纳红利，两者之间的利益如何平衡？如果缺乏合理的内部结算机制，煤电事实上是在补贴新能源，长期不可持续。

建议：制定煤电与新能源融合的技术标准，明确协同调度的技术要求，推动从"物理搭配"走向"系统协同"。建立一体化项目内部的成本分摊和收益共享机制，让承担调峰责任的煤电获得合理补偿。同时，严格审核一体化项目中的煤电必要性，杜绝"以煤换风光"的粗放模式。

煤电从"压舱石"到"调节器"的转变，不是简单的功能切换，而是一场涉及技术、市场、体制的系统性变革。三大隐忧的核心，其实是煤电转型的经济可持续性问题——让承担保供和调节重任的煤电企业"转得动、活得了、调得好"，需要更精细化的政策设计和更完善的市场机制。只有把这些问题想清楚、解决好，煤电才能真正成为新型电力系统的可靠支撑，而不是转型路上的"被困者"。