▌前言
在“双碳”战略的倒计时下，中国电力行业即将迈入“十五五”。如果说“十四五”是新能源的高速跃升期，那么“十五五”则是煤电转型的关键考场。近日，绿色和平、华北电力大学和上海国际问题研究院联合发布的研究报告《迈向“十五五”煤电何去何从》给出了系统性答案：煤电的角色正在从“电量供应主力”转向“系统保障支撑”，其高质量转型不仅关乎能源安全，更是中国能否如期实现碳达峰的关键变量。
01电力碳达峰进入“窗口期”
报告测算显示，在不同发展情景下，中国电力行业将在2025—2027年之间迎来碳排放峰值，即使在电力需求快速增长、非化石能源推进不及预期的情况下，依旧有望在2030年前实现达峰。尤其在“高能效电气化+非化石能源高速部署”的推荐情景下，电力碳排放可稳妥地在2025年见顶，为后续深度减排赢得缓冲期。这意味着，煤电不再是单纯的扩张逻辑，而必须主动“让位”于新能源，同时承担起调节与兜底的双重职能。
02 煤电转型的三条路径
报告提出，“十五五”期间煤电转型的主线在于 电量减量化、角色功能化、收益多元化：
1. 电量逐步下降：煤电电量将在2025年前后达到峰值，机组利用小时数逐步下探，发电“腰身”功能减弱。
2. 角色再定位：煤电要从电量供应商，转型为系统服务商——提供容量支撑、调节灵活性和电网安全保障。
3. 收益新模式：依托容量市场、辅助服务和碳资产运营，煤电需建立与其“压舱石”角色相匹配的补偿机制。
换句话说，煤电转型的难点不在技术，而在机制：如何让煤电“少发电也不亏钱”，才是政策设计的核心。
03 储能：
煤电转型的“接力棒”
在煤电逐步“退居二线”的过程中，储能被视为接替其灵活调节功能的关键力量。报告预测，到2030年，中国新型储能规模将达到 2.7亿千瓦，2035年有望提升至 5–7亿千瓦。这意味着储能将在电力系统里真正“挑大梁”：
替代煤电调峰：从应对日内负荷波动到极端天气下的应急支撑，储能可以快速响应，减少煤电频繁启停带来的能耗。
提升新能源消纳：储能与风光协同，能有效缓解弃风弃光，避免“白天弃电、晚上缺电”的矛盾。
参与市场交易：随着现货市场和辅助服务市场完善，储能也将从“成本中心”转变为“价值中心”，通过削峰填谷、电力现货套利和容量补偿获得收益。
从某种意义上看，储能就是“新型电力系统的煤电”，只不过它不是靠燃烧煤炭，而是靠时间与灵活性来“发电”。
04 浙江案例：
破解“三高”难题的“浙江方案”
浙江是报告重点分析的案例。作为典型的“高比例外来电、高比例新能源、高比例峰谷差”地区，浙江探索出了一条“以系统为本”的能源转型路：
合理压缩煤电：2020—2024年间，浙江火电装机仅增442万千瓦，不到新能源增量的1/10；但煤电利用小时数维持在5000小时以上，保持压舱石作用。
风光倍增+储能配套：光伏装机提前两年完成“翻三倍”目标，并同步加快储能建设，让新能源不再是“孤军奋战”。
外来电+本地电源三足鼎立：到2024年，浙江超过1/3电力来自跨省输入，形成了“远方来电+本地煤电+本地新能源+储能”的多元结构。
浙江的经验说明，煤电转型不是“一刀切”，而是“控增量、调结构、强互济”。它给全国提供了范本：在新能源高占比的电力系统中，煤电和储能要形成“双保险”，共同保障安全。
05 政策信号：
顶层设计迫在眉睫
报告明确提出，“十五五”期间，国家需尽快出台 煤电电量控制顶层设计，避免以需求增长为由“反向扩煤”。同时，要完善五大机制：
1. 总量管理与碳排“双控”，确保煤电电量进入下降通道；
2. 容量市场，为煤电和储能的“备用价值”付费；
3. 省间互济，借助跨区输电实现新能源高水平消纳；
4. 电价激励，推动用户侧灵活响应与储能投资；
5. 系统性调度机制，提升气候韧性与极端天气下的电力安全。
▌总结
“十五五”不是煤电的“终章”，而是它角色转型的“必答题”。如果说过去煤电的价值是“多发电”，那么未来的价值就是“关键时刻顶得上”。
与此同时，储能的快速发展正让中国电力系统拥有更多“安全阀”。煤电和储能的关系，不是“你死我活”，而是“老将退位、新兵接力”。
真正的挑战在于：我们能否通过制度创新，让煤电在“少发电”的同时，依旧发挥“压舱石”的价值；让储能在“多投入”的同时，形成可持续的盈利模式？
“十五五”的答卷，值得拭目以待。
