煤电效益面临多重挑战，专家建议充分发挥其调节性作用
（原标题：煤电效益面临多重挑战，专家建议充分发挥其调节性作用）
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煤电行业正面临需求见顶的局面。
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9月9日，绿色和平、华北电力大学（保定）与上海国际问题研究院联合发布报告――《迈向“十五五”煤电何去何从：转型路径与多元机制研究》（下称“报告”）。报告指出：煤电发电量或将在今年迎来峰值，且峰值有望控制在5.55万亿千瓦时之内。
报告认为，煤电发电量达峰的主要原因是全社会用电量增速放缓，且新能源装机规模迅速增加。
华北电力大学经济管理系讲师张浩楠长期研究电力转型与电力规划。他认为，“十四五”期间受国内GDP增长较快，国内单位GDP能源消耗量增加，全社会电气化水平提高以及大范围、长时间的高温和严寒天气导致居民用电量增加因素的影响，电力消费增速较快，总用电量增长约4万亿千瓦时。
他预计，“十五五”期间，随着经济结构向服务业倾斜、大规模设备更新和消费品以旧换新逐步完成以及政策约束强化，电力消费增速将会逐步向GDP增速收敛，甚至低于GDP增速。
这在经济学中被称为“朱格拉周期”。朱格拉周期认为，在全社会遭遇事件性冲击后，以设备投资和资本更替为主要驱动因素时，用电量增速在开始阶段会快速增加且超过GDP增速，并维持一段时间后开始下降。
“在发电量基数较大的情况下，‘十五五’期间的用电增量仍可以高达1.4万亿到1.7万亿千瓦时。” 张浩楠进一步表示。
报告指出，这些用电增量可以被新能源装机提供。报告预计，2025―2035年国内非煤电力资源有望每年增长超3亿千瓦，基本满足用电需求。2024年全国可再生能源发电量约3.46亿千瓦时，对应总装机18.89亿千瓦。
今年上半年，全国煤电发电量已出现下滑。根据中电联数据，2025年上半年煤电发电量为2.94亿千瓦时，同比下降2.41%。“十四五”期间，2022年和2024年均出现煤电发电量增速在1%左右的现象，2021年增速约9%，2023年约7%。
煤电发电量未来增长空间有限，但煤电机组装机量仍在增长，这进一步拉低了煤电机组的收益。截至2025年6月底，煤电装机已增至12.1亿千瓦，年均新增3500万千瓦左右。
“‘十四五’时期，我国处于用电增速较高、新能源大力发展以及短时电力短缺的叠加阶段，煤电一方面从电量性电源转向调节性电源，另一方面扩大了装机规模。尤其是在2022年部分地区出现电力供应紧张后，多地开始核准煤电项目。”绿色和平气候与能源项目主任郭诗语表示。
卓尔德（北京）中心首席经济师张树伟表示：“据我们在河南和福建的调研，现在煤电机组的有效利用小时数被人为‘平均’了。煤电机组的销售人员有微信群，这个月A厂用了4500小时（年等价），B厂用了3000小时（年等价），下个月就得反过来。”
煤电电价也出现下降趋势。
今年年初，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，要求新能源发电量进入电力市场进行交易。
中国光伏行业协会电力市场顾问卢嘉斌表示，光伏发电进入市场之后，能够获得的收益已出现下降。东部某沿海省份光伏在“保障性电价+电力现货价格”的结算方式下，结算价格已从2022年的约0.355元/千瓦时下降到今年上半年的0.325元/千瓦时。“如果按照全现货价格与该省光伏出力情况模拟，光伏电价将从0.2元/千瓦时下降到不足0.06元/千瓦时。光伏电站面临‘难以消纳、收益降低’的问题。”
9月2日，国家发改委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》明确提出，逐步推动月度、月内等较短周期的中长期交易限价与现货交易限价贴近。此前，主要由煤电机组参与的电力中长期市场执行“燃煤发电标杆电价+上下浮动”的价格机制，价格较稳定，合同周期较长。
在新政策下，煤电机组将更多参与市场交易。
根据目前已经推动燃煤发电上网电价放开的省份的相关文件，煤电机组上网电价仍继续按照“基准价+上下浮动”确定，但全部煤电机组均需参与电力市场交易。
卢嘉斌建议，新能源行业与电力市场主体自身也应更深入地理解电力市场运行逻辑，不断提升电站建设能力和运营能力。
一般而言，煤电机组会通过降低煤耗的方式提升效益，但降本空间正在缩小。
全国平均供电煤耗已经显著降低。截至今年6月，全国供电煤耗率已经下降到300.7克标煤/千瓦时，较2016年下降超10克标煤/千瓦时。
报告指出，随着“上大压小”、淘汰落后机组的工作基本完成，高效能机组已成行业主流且多数已完成节能改造，提升机组平均发电效率的边际效果递减。另一方面，随着中国新能源渗透率达到较高水平，电力系统需要煤电进行更频繁的深度调峰，甚至启停调峰，机组运行工况恶化会使煤耗上升。
因此，行业专家建议为煤电的辅助服务功能提供更高价值。
“在市场环境下，新能源边际发电成本几乎是零，煤电的作用正逐步演变为应对新能源间歇性、波动性的调节性电源。”华能集团能源研究院职员贺一表示。
贺一进一步补充：“低成本新能源发电的电源装机增加，一定会拉低批发侧电价，但系统为消纳这么多新能源，一定要付出更多成本。我们希望建立一个完整、能体现不同资源能力的价格体系。”
