当前，我国“双碳”目标稳步推进，新型电力系统建设全面提速，风电、光伏等新能源装机与发电量占比持续攀升，电力系统电源结构、运行逻辑、价值体系发生深刻变革。煤电作为我国电力体系的重要组成部分，告别了传统主力基荷电源的单一角色，步入功能重塑、模式转型、价值重构的关键阶段。结合行业发展现状，本文围绕煤电全新定位、核心转型目标，以及适配煤电转型的电力市场机制两大核心内容，探讨煤电可持续发展之路。
“双碳”与新型电力系统背景下
煤电的全新定位与转型目标
在高比例新能源、高电力电子化的新型电力系统中，新能源天然存在出力波动大、抗扰动能力弱、转动惯量不足等短板，极端天气、区域负荷缺口等场景更是对电力保供提出更大挑战。基于国家顶层政策导向与系统运行实际需求，煤电的定位已从过去单一电量主体电源，正式转向基础保障性电源、系统调节性电源、安全兜底支撑电源三位一体的综合角色，成为电力系统名副其实的“压舱石”与“稳定器”。基于这一定位，煤电确立了清晰的阶段性与长期性转型目标。
煤电的核心功能定位
电力安全的兜底保障者。这是煤电最核心的底线功能。新能源受光照、风速、气候影响极大，当新能源渗透率突破15%临界点后，系统功率平衡难度陡增。在用电高峰、极端寒潮、持续干旱、区域通道受阻等应急场景下，煤电凭借出力稳定、可控性强、启停灵活的优势，承担全网电力保供重任。2022年川渝缺电事件充分印证，煤电是应对电力缺口、防范系统风险不可替代的兜底力量。同时，煤电还提供黑启动、旋转备用、惯量支撑等服务，筑牢电力系统安全运行防线。
新能源消纳的灵活调节器。这是煤电当下最核心的增量功能。为适配风光出力的随机性、波动性，煤电全面转向深度调峰、快速爬坡、日内频繁启停等灵活运行模式，主动平抑新能源出力波动，保障电网实时功率平衡。从运行数据来看，部分现货试点省份煤电调峰深度持续下探，目前国内先进煤电机组已具备20%甚至18%额定负荷的深度调节能力；煤电机组启停频次也大幅攀升。以山东为例，2022年，60万千瓦等级机组年平均启停次数超过16次，部分30万千瓦机组年启停次数超过30次。春秋季火电机组频繁出现日内启停情况，用机组自身的“弹性”换取整个系统的稳定。百万千瓦等级机组由于煤耗低、经济性好，在现货市场环境下更多作为基础负荷，参与启停调峰的频次相对较低，成为新能源大规模并网的重要配套支撑。
能源低碳转型的平稳过渡者。立足“双碳”长远目标，煤电并非简单退出，而是走节能降碳、清洁高效、耦合创新的低碳路线。一方面通过节能改造持续降低供电煤耗，严控常规污染物与碳排放；另一方面依托工业供汽、综合能源服务等拓宽业态，并前瞻布局CCUS碳捕集、新能源耦合等技术，逐步降低整体碳排放强度，实现与新能源的有序衔接、协同发展，保障能源转型过程平稳有序。需特别指出的是，居民供暖领域的热电联产并非煤电转型的合理方向。从全球数据看，北欧发达国家集中供暖覆盖率约54%，东欧/俄罗斯约55%，中欧发达国家约15%，东亚发达国家（韩日）约17%，北美发达国家仅约5%，全球发达与中等发达国家按人口加权平均集中供暖普及率仅约18%，而我国高达69%，远高于同气候条件类似国家（地区）的合理水平。欧美当前新增建筑已主推空气源热泵分户采暖，新建市政集中热网增速大幅放缓。因此，煤电转型中应着力推动热电解耦，通过电锅炉、储热罐等技术将供热与发电解耦，释放煤电机组调峰能力，而非继续扩大居民供热的热电联产规模。
煤电整体转型目标
结合机组技术特性、行业发展趋势与政策要求，煤电转型需从技术运行、经营模式、低碳发展三大维度，制定长期发展方向。
技术运行目标：打造高灵活性机组。适配系统调节需求，打破传统“带基荷、稳负荷”的运行逻辑，全面补齐灵活性短板。
一是降低最小技术出力，推动机组在50%~60%低经济功率区间稳定运行，部分改造机组调峰深度达到20%及以下，新一代煤电示范机组可下探至20%以下。2025年，国家发展改革委、国家能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》明确要求：现役机组最小发电出力达到25%~40%额定负荷，新建机组力争达到25%或更低，新一代煤电试点示范机组最小发电出力达到20%额定负荷以下。当前，国内先进机组已实现20%及以下水平。华电福建可门三期百万千瓦机组已具备深度调峰至20%负荷的运行能力；申能外三发电8号机组完成20%负荷深度调峰试验认证；江苏太仓港协鑫4号33万千瓦机组已通过18%额定负荷深度调峰认证；现役煤电机组灵活性提升改造后，先进机组最小发电出力可降至18%额定负荷水平。国际上，欧洲经验表明，燃煤机组最小出力可从40%进一步下降到20%。德国纯凝机组最低运行负荷已达到25%，供热机组最低运行负荷达到40%；丹麦火电机组供热期最低运行负荷可达20%。
二是提升爬坡速率，缩短启停时长、降低启停损耗与成本，逐步向单日两启停、全年约400次启停的高频运行模式迈进。
三是强化备用能力，实现8~24个月长期冷备用且一次启动成功，满足系统应急备用需求。整体达成低成本、高可靠性的长期冷备用、频繁启停、快速爬坡，也就是一些行业专家提出的“三低三高”发展目标。
经营模式目标：从“电量盈利”转向“电量+服务+容量”多元盈利，摒弃单一依靠发电量获取收益的传统模式，构建多元化收益结构。将机组灵活性、可靠性、安全性转化为市场收益，兼顾中长期电量、现货交易、辅助服务、容量补偿等多重收益，同时依托电力交易能力优化运营策略，对冲燃料价格、电价波动风险，实现经营可持续。
节能低碳发展目标：节能降碳与前沿技术储备并行，短期完成现役机组节能降碳改造，持续降低供电煤耗与污染物、碳排放水平；中长期大力发展多能互补综合能源业务，有序推进CCUS，稳步降低度电碳排放强度，逐步向近零排放的新型煤电迈进，深度契合“双碳”目标发展要求。
适配煤电转型，当前及未来
需完善、建立的电力市场机制
煤电功能转型、价值变现，离不开市场化机制的支撑。当前部分地区存在辅助服务补偿不足、容量价值无法体现、现货规则适配性弱、碳市场联动不畅等问题，制约了煤电灵活性改造与转型积极性。结合全国统一电力市场体系建设要求，我们需要完善现有市场机制、打通多市场协同联动，构建电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制、碳市场、综合能源市场协同发力的完整体系，用市场化手段引导煤电主动转型。
持续深化电能量市场机制，夯实煤电基础收益底盘
电能量市场仍是煤电最基础的收益来源，需进一步优化规则，适配煤电灵活运行模式。
首先，完善电力现货市场规则。
当前，现货市场已全面铺开，下一步需优化分时段电价形成机制，让高峰电价充分体现保供价值、低谷电价引导机组深度调峰甚至停机，精准反映电力实时供需关系。
针对煤电频繁启停、低负荷运行的特性，结合现货交易价格，优化启停成本、空载成本的疏导规则。改变“低谷发电亏损、启停成本无人承担”的现状。具体如下：
煤电运行成本由启动成本、空载成本和电能量边际成本三部分构成，每日成本补偿费用按三者之和与现货实时市场电费收入的差值确定，当差值为负时不予补偿，即：F成本补偿＝Max（F机组启动成本＋F机组空载成本＋F电能量边际成本－F实时市场电费，0）。
具体操作可分三种情况：一是非必开机组，启动成本、空载成本、电能量边际成本分别取机组申报值与核定值中的较小值，启动成本和空载成本的申报值不得高于核定值；电能量边际成本的申报值若触发报价替换，则申报值取替换后的报价；二是非自身原因必开机组，启动成本、空载成本、必开最小出力及以下电能量边际成本均取核定值，必开最小出力以上电能量边际成本取申报值与核定值中的较小值，必开最小出力以调度机构给定值为准；三是自身原因（比如供热）必开机组，必开最小出力及以下时段不予补偿，必开最小出力以上时段，取电能量边际成本申报值与核定值中的较小值，启动成本、空载成本、必开最小出力及以下电能量边际成本取值0。自身原因必开最小出力以企业申报、调度机构审核确定为准。
其次，优化中长期交易机制。
丰富中长期交易品种，推出分时电量合约、曲线合约、差价合约（CfD）等产品，适配煤电“峰发谷停”的运行特点。引导煤电结合自身调节能力，合理搭配中长期合约与现货电量比例，锁定基础收益、对冲现货价格风险。同时规范合约交割、偏差考核规则，降低机组灵活运行带来的考核压力。
第三，完善煤电价格市场化形成机制。
随着电力现货市场全面铺开、中长期市场日趋成熟，煤电已全面进入电力市场，应由市场供需决定电价，逐步取消行政化的“基准价+上下浮动”机制。参照国外成熟电力市场经验，电价形成应回归市场本质：现货市场采用边际定价机制，所有发电机组按短期边际成本（主要是燃料成本）从低到高排序，由最后一台满足负荷需求的边际机组报价决定市场出清价格。煤电企业根据自身煤炭采购成本、运输成本、碳排放成本等自主申报报价，当煤电成为边际机组时，其燃料成本变化直接传导至批发电价。中长期市场通过电力期货、差价合约等金融工具实现风险对冲和价格发现；容量补偿机制体现电源的可靠性价值。煤电企业应充分利用现货市场报价、中长期合约锁价、辅助服务收益、容量补偿等多重市场化渠道，自主管理燃料成本波动风险，实现经营可持续发展，逐步摆脱依赖行政性的价格联动机制。
全面完善电力辅助服务市场机制，兑现灵活性调节价值
调频、快速启停、备用、黑启动等辅助服务，是煤电核心增量价值所在，也是激励机组灵活性改造的关键，应严格遵循“谁受益、谁承担，谁提供、谁获利”原则，补齐机制短板。
扩大辅助服务市场覆盖范围与补偿标准。在现有调频、备用基础上，将快速爬坡、热备用、黑启动、惯量支撑等新型服务全面纳入市场交易，完整覆盖煤电所有调节类服务品类。
落实辅助服务成本疏导规则。按照《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）确立的“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”总体原则，推动辅助服务费用规范有序传导分担。电力现货市场连续运行的地区，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定；由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，采用“日清月结”模式。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。改变以往仅由火电独自承担系统调节压力的局面。需关注的是，现货市场连续运行地区，调峰功能由现货市场通过放宽限价予以实现，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
健全容量补偿机制，保障可靠容量价值
可靠容量是指机组在电力系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量，是衡量各类机组顶峰能力的统一“标尺”。煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源作为系统可靠容量的重要载体，其固定成本无法单纯依靠电能量市场和辅助服务市场回收，容量补偿机制是保障各类调节性电源合理生存、维系系统供电能力的重要制度安排。
持续完善容量补偿机制。在煤电容量电价机制基础上，持续完善发电侧可靠容量补偿机制。电力现货市场连续运行后，由省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定。将煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等各类可靠容量纳入统一补偿体系，实行“容量平权”，用补偿机制引导各类支撑性电源合理布局。通过容量竞拍等市场化方式，量化系统对可靠容量的需求，激励煤电留存优质机组、淘汰落后产能，优化煤电存量结构。容量补偿机制是当前及未来一段时期内的现实选择。
完善容量电费扣减规则。容量补偿本质是电网代表用户向发电侧购买“可靠性承诺”，买方支付容量电费，卖方承诺在系统需要时可靠出力。容量补偿以激励机组增强顶峰能力为目标，对纳入补偿机制的机组，可以“按效付费、按年清算”原则，依据上一年度系统净负荷高峰时段内实际出力与调度指令（或核定可靠容量）的差额容量进行电费扣减。
即：当年可获得的可靠容量补偿电费=（当年核定可靠容量×当年补偿标准×当年供需系数）－上一年度扣减电费；
上一年扣减电费=（上一年度差额容量×上一年度补偿标准×上一年度供需系数）。
因执行电力调度机构批准的计划检修（含临时检修和机组消缺），或因电网安全约束、输配电设施故障等电网原因被限制出力，或遭遇不可抗力（如地震、冰灾等自然灾害），或机组正常启动后12小时内和计划停运前12小时内，或因执行调度指令未达到可靠容量等非发电主体自身原因导致在全年系统净负荷高峰时段内无法按调度要求履约的，容量电费可免于扣减，即该时段差额容量计为0。
扣减的可靠容量补偿电费按年清算，在下一年度从相关机组的月度可靠容量补偿电费中，按月等额进行相应扣减，扣减电费纳入系统运行费。
统筹衔接全国碳市场
将碳成本纳入电力价格形成机制
依托碳市场的约束与激励作用，将碳排放成本有效传导至电力价格体系，倒逼煤电节能降碳、走低碳转型路线。
将碳价纳入电力现货市场限价成本科目。当前，电力现货市场限价规则中，申报价格上限尚未充分覆盖碳排放成本。以典型省份为例，火电竞价现货市场申报价格上限的计算公式为“燃料成本×调节系数＋其他变动成本”，其中燃料成本仅包含煤价与供电煤耗的乘积，其他变动成本主要包括消耗性材料费、脱硫费、水费等。
根据中电联2025年发布的报告，2024年全国煤电单位发电量的二氧化碳排放量约823克/千瓦时，假设碳价设定为50元/吨，即0.05元/千克。据此可以推算：煤电度电成本增加约4分多一点（即：0.823千克/千瓦时×0.05元/千克=0.04115元/千瓦时）。
因此，碳价作为煤电企业重要的变动成本构成，应在限价规则中得到体现。在限价公式中增设“碳成本”项，具体可按照“碳配额价格×机组供电碳排放强度”的方式计量，由省级价格主管部门会同相关部门定期核定并动态调整，使碳价波动能够直接反映在申报价格上限的调整中。使碳价信号真正融入电力市场价格形成机制。
优化全国碳市场配额与交易规则。结合煤电运行特性完善碳排放配额分配方案，区分基荷机组、调峰机组、备用机组，实行差异化配额，兼顾转型期企业经营压力。逐步收紧碳排放总量，合理引导碳价平稳运行，让碳成本真正成为推动煤电节能改造、应用CCUS技术的驱动力。强化碳排放数据全流程监管，建立智能化监测核算体系，保障碳市场规范运行。
探索建立综合能源与跨界协同市场机制，拓展转型新空间
立足煤电多元化发展方向，配套建设综合能源、虚拟电厂等新兴市场，拓宽盈利边界。
培育综合能源服务市场。针对煤电供冷、供汽、余热利用等业务，建立工业供汽、供冷市场化定价与交易机制，推动火电从单一发电主体向综合能源服务商转型，依托多能互补提升综合效益。居民供暖方面，应重点推动热电解耦技术应用，通过配置电锅炉、储热罐等设备实现热、电生产解耦，使煤电在供暖季仍能灵活响应电网调峰需求，而非单纯依赖热电联产扩大居民供热面积。
搭建源网荷储协同交易平台。鼓励煤电联合储能、虚拟电厂、负荷侧资源参与联合调峰、联合调频，建立协同交易规则与收益分摊机制。发挥煤电的兜底能力与储能、负荷侧的快速响应能力，形成调节合力，同时为煤电创造跨界合作收益。
健全市场监管与风险防控机制，保障市场平稳运行
完善的监管体系是各类市场长效运转的保障。一方面构建“政府规划与监管、行业自律、平台监测”的多元治理体系，严厉打击滥用市场力、违规干预市场等行为，破除地方保护与市场分割，维护公平竞争环境；另一方面建立电力价格、燃料价格、碳价多重风险预警体系，支持电力期货、期权等金融衍生品落地，为煤电提供风险对冲工具，同时完善偏差考核、市场干预规则，防范市场大幅波动。
在推进“双碳”目标和新型电力系统建设的大背景下，功能重塑是煤电转型的核心方向，市场机制是煤电转型的根本支撑。煤电必须彻底跳出“主力发电”的传统思维，坚守安全保供底线、做强灵活调节能力、深耕低碳发展路线，完成从“电量生产者”到“安全支撑+灵活调节+多元服务”综合电源的转变。与此同时，电力市场建设需要同步跟上转型步伐：以电能量市场夯实基础收益，以辅助服务市场兑现灵活价值，以容量补偿机制保障生存根基，以碳市场引领低碳发展，以综合能源市场拓展增长空间，通过多市场协同发力，让煤电的安全价值、调节价值、低碳价值得到全面市场化体现。
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