在政策与市场双重推动下，2025年中国新型电力系统建设取得显著进展，截至6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占全国总装机的59.2% [1]。与此同时，风电、光伏发电量大幅提升，持续强化对煤电的替代，并有望推动电力行业在2025年内实现碳达峰。
当前正处于“十四五”收官与“十五五”规划的关键阶段，厘清高比例可再生能源系统中煤电的功能重构与转型路径，将为电力部门深度减排提供重要思路。
在此背景下，9月9日下午，绿色和平与上海国际问题研究院联合举办《迈向“十五五”煤电何去何从：转型路径与多元机制研究》报告发布研讨会，聚焦可再生能源时代的煤电转型与系统协同路径，旨在为政策制定者和相关方提供参考，助力构建高效、安全、绿色的新型电力系统。
会议由绿色和平气候与能源项目经理高雨禾主持，国家能源局原副局长张玉清、绿色和平东亚项目副总监张凯致辞。
张玉清指出，煤电转型是保障国家能源安全和实现“双碳”目标的关键，需在确保电力系统安全的前提下，有序推进清洁能源替代，强化煤电调峰、兜底、保供作用的同时，煤电的减量和转型是中国实现双碳目标的重中之重。
张凯指出，当前煤电装机增长与利用率走低的矛盾凸显缺少政策信号与提升电力系统灵活性的紧迫性，需通过顶层设计控制煤电规模，并在国家自主贡献目标和五年规划里制订有雄心的可再生能源与储能目标。
绿色和平气候与能源项目主任郭诗语和华北电力大学（保定）讲师张浩楠，对报告的主要发现进行了解读。
郭诗语在分享中回顾了过去十年电力供需形势。她表示，“十四五”时期煤电发电量增速仍呈“潮汐式”周期变化，未来在经济持续增长、发电用能比重和效率继续提升的背景下，控制煤电发电量增长的核心是降低单位GDP能源消耗量和提升非化石能源电量比重，以提升能源投入的经济产出效率。
郭诗语认为，煤电正处于从主体电源向调节型电源转变的关键阶段，然而在保供压力下近年新建煤电规模仍呈回潮趋势。“十四五”期间，新核准煤电装机仍达2.78亿千瓦，约为“十三五”时期的两倍，反映出能源转型进程中仍存在结构性与政策协调的挑战。
基于此，研究从能源经济、极端气候、电力安全等多维度切入，旨在厘清煤电依赖的深层次动因，探索既能保障电力安全、又能推动低碳转型的煤电退出与可再生能源融合路径，为“十五五”能源政策制定提供科学依据。
张浩楠介绍了课题聚焦的三大核心问题：电力系统能否提前达峰、煤电角色转变节奏如何把握、如何统筹经济性与脱碳目标设计转型路径，并分享了报告的主要结论——以高能效为前提，“十五五”时期用电增速将逐步低于GDP增速，非煤电力资源继续保持高增长态势，煤电发电量将在今年迎来峰值，且峰值有望控制在5.55万亿千瓦时之内，这也意味着中国电力部门有望在2025年实现碳达峰，峰值为52亿吨。
最后，张浩楠总结了面对新能源渗透率不断提高带来的系统平衡挑战，并建议统筹政策与市场力量，健全总量管理、碳排放双控、省间互济、电价激励及容量市场五类机制，因地制宜破解转型瓶颈。此外，他强调加强顶层设计，遏制煤电规模无序扩张，补齐系统灵活性与尖峰供应短板，并通过技术革新推动新能源从“可接入”向“可支撑”演进，构建安全、低碳、经济的新型电力系统。
本次嘉宾讨论环节由两个圆桌组成，其中圆桌1围绕“十五五”期间，中国煤电如何加速转型的话题展开讨论。圆桌由《知识分子》记者戴晶晶主持，马里兰大学全球可持续发展中心副主任、副研究教授崔宜筠，卓尔德（北京）中心首席经济师张树伟，中国华能集团有限公司能源研究院职员贺一，道达尔高级市场分析经理于涵参与讨论。
电气化、用电量增速以及煤电转型
在迈向“十五五”的关键时期，与会专家围绕电气化进程、用电量增长与煤电转型之间的协同关系展开深入探讨。
崔宜筠指出，电气化是提升能效和实现减排的关键路径，尤其在新能源汽车、电热泵等领域相比传统技术具有显著能效优势，应持续推进。她同时强调，当前煤电新增装机将进一步压缩未来转型空间，因此需警惕其对系统灵活性和低碳目标带来的挑战。
贺一从发电集团的视角指出，“十五五”期间煤电转型的趋势不可逆转，而转型节奏也将取决于新型电力系统的成熟度，需要协同推进新能源的发展和传统煤电的转型工作。
于涵认为，“十五五”期间，在AI、新能源汽车等新兴产业带动下，全国电力需求仍将保持较高增速，这也意味着煤电转型与系统碳达峰挑战显著增大。而水电的波动及高比例可再生能源并网，使煤电即使通过“三改联动”也难以兼顾技术可行性、成本效益与低碳要求，因此需同时布局储能等灵活性资源，以平衡系统安全与转型目标。
她强调应加快发展“新能源+储能”替代模式，并提出两方面建议：在市场机制方面，应推动建立容量定价或容量市场机制，提升市场信息透明度，通过发布节点电价及容量需求指引、推广长期购电协议（PPA）等方式稳定投资者的收益预期；在投资模式方面，需明确储能公共事业属性，聚焦长期稳定现金流，依托需求响应、碳市场等多元化收益渠道提升经济性，减少对短期价差套利的依赖。
崔宜筠也在发言中指出“十五五”期间，持续布局储能的重要性。她表示《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》的出台将进一步约束煤电碳排放强度，推动行业加速清洁低碳转型。电力行业需在满足总量控制目标的同时，统筹电气化带来的排放转移问题，并通过发展新型储能、跨区调度等非火电灵活性资源，降低对煤电调峰的依赖。对于未来煤电的发展方向，她强调，未来煤电应重点优化存量机组利用，通过科学筛选与多功能改造（如调度优化与应急保障），统筹实现减排目标与系统安全稳定需求。
张树伟指出，当前可再生能源的发展速度仍难以完全满足电力需求的快速增长，这一问题背后反映出政策与市场机制仍需优化，例如应通过调整并网规则与消纳政策，进一步提升新能源接入效率。他强调，现阶段碳排放约束体系尚不完善，加之煤电调度中运行小时数“平均化”现象依然存在，影响了机组运行效率与系统经济性，这些因素均为“十五五”能源转型带来现实挑战。
负电价、现货市场与价格问题
电力现货市场放开价格并不与系统安全目标相矛盾，相反，合理的价格机制能够通过实时反映供需状况，有效激励各类资源共同维护系统稳定。贺一指出，放开电价的本质是在个体利益与系统需求之间建立激励相容的机制，促使市场主体在追求自身利益的同时，也助力实现系统安全运行。
在这一机制下，新能源需主动参与市场竞争并持续降本，煤电则依靠提供调节服务等多元化价值获取收益，储能需积极探索“主业+副业”模式（如充换电站与电网灵活互动），以提升市场适应能力与投资经济性。
贺一同时强调，价格机制的建立应该是多维度的，不仅涵盖电能量市场，还需纳入容量及辅助服务市场，以全面体现灵活调节资源的价值，并为系统消纳新能源所需的备用及平衡服务提供合理回报，最终构建能够准确反映不同资源价值的完整市场体系。
近年来，山东、浙江等多地频现“负电价”现象，引发行业对电力资源调配合理性及系统冗余风险的广泛讨论。
张树伟以浙江春节期间负电价事件为例，指出该现象暴露出当前电力体系中煤电“过度使用”的问题，具体体现在三个方面：一是计划性开机（非市场化出力）挤占可再生能源市场空间；二是大量煤电机组低负荷运行，制约系统调节灵活性；三是外来电计划刚性较强，在本地供大于求时未能实现灵活响应。他认为，这反映出当前计划与市场双轨并行模式下，电力资源配置灵活性和市场流动性存在制度性短板。
与会专家强调，“十五五”期间煤电转型应聚焦市场机制建设与结构优化，在全国统一电力市场框架下充分发挥价格信号作用，保持政策连续性和稳定性。同时，应推动煤电内部结构调整，优先高效机组发电，优化运行小时分配，以实现安全、低碳与高效协同。政策与市场需共同发力，在坚持市场化方向的基础上强化碳中和目标导向，推动煤电由主体电源逐步向调节性和支撑性角色转型。
圆桌2由马晨晨 《第一财经》记者主持，国网能源研究院原副院长蒋莉萍，中国光伏行业协会电力市场特邀顾问卢嘉斌，华北电力大学（保定）讲师张浩楠，中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长汤泰围绕电力系统中的灵活性调节资源的角色展开讨论。
从勇者胜到优者胜，可再生能源时代的挑战和机遇
在新型电力系统加速转型的背景下，新能源正逐步发展成为电力系统主体能源。这一重大转变既蕴含巨大发展机遇，也面临系统安全与市场化机制的双重挑战。在研讨会上，与会专家从安全架构、政策设计和投资实践等多个视角，探讨了如何构建多维度、多层次的支撑体系，进而推动新能源高质量可持续发展。
蒋莉萍指出，总体来看，在“双碳”目标背景下，未来新能源发展仍然有着良好的发展前景：根据研究团队的分析预测，“十五五”期间全国用电需求的增长空间高达1.4万亿到1.7万亿千瓦时，除部分新增水电、核电外，这就是风电太阳能等可再生能源的潜在发展空间。就挑战而言，最突出的是当前新能源投资主体正面临决策能力的重大挑战。136号文以后，新能源项目开发需综合考量资源条件、市场供需与地方政策导向，而非单纯依赖资源禀赋，相应的发展原则将遵循“优者胜”而非“勇者胜”。
她强调，系统灵活性的提升需技术与政策并重：煤电机组将更主要转型为为整个系统提供调节能力保障，新能源也应通过技术手段提升参与调节的能力，另一个潜在的灵活性资源宝库是加强对需方响应的引导。然而技术只决定潜力上限，要使各种灵活性资源真正发挥作用的话还需要有行之有效的配套政策与市场机制。
张浩楠则表示，除了收益不稳定之外，消纳难题仍是新能源发展的重要制约。随着新能源渗透率提高，维持过高消纳率将带来显著经济代价，需统筹系统成本与消纳目标的平衡。他指出，“新能源+储能”模式正逐步转向市场化驱动，随着煤电逐步退出，长时储能在应对极端天气和新能源长时间出力不足等情况下，将对电力安全保供和新能源高效消纳发挥不可替代的关键作用。
卢嘉斌从政策角度分析，以136号文为代表的新能源政策正在深刻改变电力市场的收益逻辑。电价呈现出前所未有的时空分化特征，以山东为例，同一省内不同节点价差甚至高达0.8元/千瓦时。与此同时，新能源项目还需要分摊系统平衡成本，并通过绿证交易体现环境价值。他认为，单纯追求装机量的时代已经结束，投资者需要从传统的资源开发模式转向电力市场经营，通过把握电价波动规律和多元价值实现收益。在灵活性资源方面，他建议统筹存量和增量：存量端应通过需求响应等市场机制挖掘调节潜力；增量端需推动储能收益多元化，加快发展辅助服务、备用等市场品种，以合理回报机制引导投资。
汤泰总结认为，“十五五”期间新能源发展面临三大核心挑战：发电能力增速超过电力需求增长，导致设备利用小时数普遍承压；多种能源互补效能不足，同质化竞争激烈，且电力跨省区优化配置尚未充分发挥；能源转型叠加电力市场化进程提速，现货市场中新能源低价出清加剧行业收益压力。但同时，他也指出发展机遇显著：新能源建设成本持续下降，储能能力稳步提升，跨省跨区输电通道持续推进，这些都为新能源消纳和更大范围电力资源优化配置创造了良好基础。
展望“十五五”：韧性系统、市场机制和新能源主体化路径
随着新能源装机规模持续扩大，电网并网与消纳压力显著上升，电网企业亟需推进职能转变与能力升级。
蒋莉萍指出，“十五五”期间，电网公司还会持续加大对电网基础设施的投入，尤其是对配电网的升级与改造，以支撑高比例新能源接入和多元用户互动。她同时强调，持续优化提升调度运行管理、积极引导多元主体参与系统调节也将是电网公司的重点工作之一。在应对新能源波动性方面，应优先挖掘用户侧的灵活调节潜力，有效配置储能等技术措施，以统筹综合供电成本，避免导致终端电价的不合理上涨。
面对日益频繁的极端气候事件，构建“气候适应性电力系统”成为行业共识。张浩楠提出，应从中长期气候预测出发，将韧性理念融入电力系统顶层设计，涵盖规划布局、运行调控与应急管理。他建议优化区域电源电网结构，按经济性有序调用灵活性资源，并充分发挥微电网在整合分布式能源中的支撑作用，形成与大电网互补互济的格局。
市场机制建设仍是“十五五”电力转型的关键。卢嘉斌表示，全国统一电力市场建设已进入新阶段，但各省政策执行仍存差异，保障沟通机制畅通、确保政策稳定性和提高市场透明度将有助于电力市场高质量发展。汤泰则强调应因地制宜设计机制，完善跨省区多层次市场协同，增强发电企业和产业上下游用户政策参与度。他还建议依托负荷时间特性差异（如广东“三峰三谷”、青海“两峰一谷”），探索优化互补、融合发展路径。
张浩楠则提出，“十五五”期间新能源应超越单纯“并网”角色，转向“组网”能力建设。他重点阐述了两大应用场景：一是沙戈荒等大型基地需具备自我调节能力，以灵活响应受端电网需求，实现技术与经济共赢；二是通过微电网整合分布式电源、电动汽车、虚拟电厂等多元主体，形成可调度、可预测的友好系统，与大电网形成上下互动、支撑的良性循环。
蒋莉萍表示，“十五五”规划研究及编制需根本转变传统思路，把风电、太阳能发电等新能源作为重要的技术要素在供电能力安排中加以考量。重点关注三方面：一是科学评估可再生能源发电技术的容量置信度，重视地区资源特性和长时间低出力风险；二是根据各地具体情况加强对系统内各种灵活性资源情况的综合分析和科学评估，在此基础上编制本地区的电力系统调节能力专项规划；三是要关注投资者的项目经济回报问题并将其纳入政策保障措施的考量之中，以避免规划与实际脱节。
会议最后，上海国际问题研究院公共政策与创新研究所所长叶青做总结发言，他表示，煤电转型是需要持续推进的系统工程，需政策与市场协同发力，统筹安全、经济与低碳目标，未来需在国内实践与国际视野结合中探索转型路径，为全球能源治理提供中国方案。
[1]国家能源局举行新闻发布会 介绍上半年可再生能源并网运行情况https://www.nea.gov.cn/20250731/36b5b3b74d344325bb67f38b8e943c18/c.html
