“向‘新’奋楫决胜‘十四五’·加快推进新型工业化”系列文章
中国工业报记者 余娜
“十四五”以来，我国电力需求延续较快增长态势。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）的统计，2020-2024年，全社会用电量年均增长7.0%；“十五五”时期，预计全社会电力消费年均增长4.6%-5.4%，2030年全国全社会用电量有望达到13.0万亿-13.5万亿千瓦时。
得益于可再生能源的高速发展，中国电力系统碳排放强度下降明显，以风电和光伏为代表的新能源引领中国绿色产业向上发展。上海国际问题研究院“能源低碳发展”项目课题组与国际环保机构绿色和平近日联合发布的“2024-2025年第一季度煤电核准简报数据”显示，“十四五”以来，煤电核准则呈倒U型趋势。“十四五”时期新增煤电核准规模始终处于高位。中国电力结构进一步优化，新能源装机正在实现对火电装机的深度增量替代。
“我国经济增长韧性强，在此驱动下，‘十五五’电力需求将保持长期稳定、快速增长态势，电量负荷增长显著大于用电量增长，负荷的尖峰化特征越来越显著，多措并举保障电力系统供需动态平衡迫在眉睫。”在刚刚结束的第十二届电力规划发展论坛上，电力规划设计总院电力发展研究院院长刘强分析。
中电联规划发展部主任张琳则建议，“十五五”期间需合理安排一定规模的高效灵活煤电，增加有效装机，同时大力提升新能源置信容量水平、确保新建水电核电项目按期投产。
煤电核准现倒U型趋势由东部向西部转移
2021年以来，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》《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》等指导性政策文件，提出加快推进新型电力系统，提升可再生能源安全可靠替代能力，推动新能源上网电价正式进入全面市场化阶段，为实现碳达峰目标提供了有力支撑。
“2024-2025年第一季度煤电核准简报数据”显示：“十三五”期间，全国新核准煤电装机呈U型逆增，总装机规模约1.45亿千瓦。其中，2016年-2018年主要消解‘十二五’大规模核准的煤电项目，2018年新核准煤电装机较2016年同比减少84.5%；2019年随着煤电风险预警松绑，核准量反弹63.1%，并在2020年出现“抢闸冲锋”。“十四五”以来，煤电核准则呈倒U型趋势。截至2025年一季度，总装机规模约2.89亿千瓦，是“十三五”时期获批总量的近2倍。2021年中国提出“双碳”目标，新增核准量同比下降57.7%；2022年多地区出现电力供应紧张事件，东部负荷大省煤电核准出现“回潮”，并在2023年迎来“十三五”以来的峰值。
根据绿色和平的最新统计，2024年中国新增煤电核准装机约6224万千瓦，较2023年同比减少约41.5%，是“十四五”以来煤电核准首次出现下降。尽管如此，2024年新核准煤电装机总量仍超“十三五”期间年度新增核准装机容量的最高值。此外，2025年第一季度，新核准煤电装机约1129万千瓦，接近2019年全年核准的装机规模。横向对比可以看出，“十四五”时期新增煤电核准规模始终处于高位。
从区域来看，“十三五”期间，中国产业结构、能源消费仍以高碳为主，富煤地区新核准煤电装机是东部经济发达地区的3倍左右。进入“十四五”（2021年-2025年一季度），东部用电负荷大省与西部外送电力省份开始同步推进煤电核准工作。
“十四五”以来，累计新核准煤电装机规模最大的五个省份依次为广东（2802万千瓦）、江苏（2384.3万千瓦）、内蒙古（2074.5万千瓦）、安徽（1917.7万千瓦）、陕西（1739万千瓦）。分区域来看，华东电网、西北电网和南方电网是“十四五”以来煤电核准的主要区域，其合计核准煤电装机占全国新核准煤电装机的58.7%。
2022年起，受结构性尖峰电力缺口影响，电力需求持续增长的东部负荷大省通过大规模扩张煤电装机以保障本地电力供应安全。然而，自2024年开始，新审批通过煤电装机地区出现向风光资源丰富的西部地区转移。
具体来看，2024年和2025年一季度累计新核准煤电装机规模最大的五个省份依次为内蒙古（1064万千瓦）、甘肃（1002万千瓦）、新疆（528万千瓦）、黑龙江（466万千瓦）、吉林（466万千瓦）。
“2024年全国统调最高用电负荷为14.5亿千瓦，而全国电力装机总量高达33.5亿千瓦，其中火电装机为14.4亿千瓦，接近最高用电负荷。在此转型关键期，若持续大规模扩张煤电装机容量，电力系统不仅有可能重蹈‘十二五’煤电产能过剩覆辙，还将加剧转型期的结构性矛盾。特别是考虑到现有火电装机已基本满足尖峰负荷需求，继续依靠大规模新增煤电装机来满足时段性、小时间尺度的电力平衡的规划思路已难以适应新型电力系统的建设要求。”绿色和平东亚办公室气候与能源项目经理高雨禾向中国工业报记者分析。
电力结构持续优化新能源深度替代火电
“十四五”以来，中国电力结构进一步优化。截至2025年一季度，中国的风电和太阳能装机达到14.8亿千瓦，首次超过14.5亿千瓦的火电装机规模。并网风电和太阳能装机占全口径发电装机的比例，从2021年的26.7%一举增长至2025年一季度的43.2%。
从新增发电装机来看，2024年全国风电和太阳能新增发电装机近3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的83.1%，换言之，新能源装机正在实现对火电装机的深度增量替代。
从新增发电量来看，2024年全国可再生能源新增发电量约占全社会新增用电量的86%，其中，风电和太阳能合计新增发电量贡献了约56.8%的全社会新增用电需求。这一占比在今年得到进一步提升——2025年一季度，风电和太阳能新增发电量超过全社会新增用电量，若延续这一趋势，今年中国可再生能源有望满足全社会新增电力需求，这也意味着，中国电力部门的碳排放有望在2025年达到峰值。
随着新能源装机接入系统比例超过40%，如何更好地“调谷”成为电力系统正在面临的挑战。在风光大发而需求不足的时段，电力系统需通过降低部分机组出力，释放向下调节能力以维持系统的平衡稳定。
2023年，山东电力现货市场曾连续22小时出现负电价；2024年，山西、浙江等地相继出现零电价或负电价；2025年的“五一”负电价加剧，山东负电价频次追平2023年且首次5天均出现。负电价的出现跟各地区新能源的快速发展密切相关，当系统中新能源占比增加，面对阶段性用电需求不足的时刻，需要电力系统发挥灵活性，降低系统的出力能力。
从新核准通过煤电机组的规模来看，2024年和2025年一季度，新核准煤电项目仍以百万千瓦大机组为主。2024年，60万千瓦及以上燃煤机组的项目占总核准项目数量的69.6%；2025年一季度占比为88.9%。
高雨禾提醒，新核准百万级燃煤电机组并非是提升系统“调谷”能力的解决方案，反而有可能加剧电力系统向下灵活性的不足。即使大型燃煤机组处于‘热备用’状态并满足20%-30%的最小出力要求，但由于系统中开机数量过多，因此并无法有效降低供给。因此建议，尽快出台电力部门转型顶层设计政策文件，出台控制煤电发电量与有序转型的时间表，提升2030年可再生能源发电装机目标与投资力度，助力实现可再生能源发电增量对于煤电的替代。尽快建立尖峰负荷的资源保障体系，以更具经济效益的方式提升电力系统供电可靠性与气候韧性。充分挖掘“源-网-荷-储”灵活性潜力与适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统的发展需求，同时大力发展分布式可再生能源。
“十五五”开局在即，中国电力系统的低碳转型进程仍将持续。
“‘十五五’时期，灵活性煤电、抽水蓄能、气电等常规调节性资源建设规模保持增长，但仍难以匹配新能源超预期增长需求，需要根据新能源波动特性，优化布局快速调节资源，大幅提升系统调节能力。”张琳建议，“‘十五五’及中长期针对‘双高’电力系统核心安全、高水平电力供需协同等重大技术问题，需要聚焦新型电网、新能源可靠替代和效率提升等关键领域及技术应用，打造自主可控核心技术装备集合，形成现代化电力产业链。”
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