当风电、光伏等绿电以“亿千瓦级”的速度加速扩容，当2025年底风光合计装机达18.4亿千瓦、较“十三五”末增长2.4倍，当2026年太阳能发电装机预计首次超过煤电，我国能源结构转型已进入“绿进煤退”的关键攻坚期。绿电的快速入局，是“双碳”目标推进的必然结果，也是能源革命的核心方向，但这并不意味着煤电的“退场”。立足我国以煤为主的资源禀赋，在新型电力系统全面建成之前，煤电既要守住电力安全保供的底线，又要破解低碳转型的难题，在绿电浪潮中找到自身的生存与发展路径，这场双重考验，关乎能源安全、产业升级与“双碳”目标的最终落地。
当前，绿电与煤电的关系，绝非“非此即彼”的替代关系，而是“协同共生”的互补关系。绿电的清洁属性契合低碳发展需求，但“靠天吃饭”的固有短板的使其难以独立支撑电力系统稳定运行;煤电的刚性保供能力是能源安全的“压舱石”，但高碳标签又使其面临转型压力。在绿电加速入局的背景下，煤电的突围之路，本质上是“保安全”与“降碳排”的双向平衡，是从“量的保障”向“质的提升”的转型，更是在能源新格局中重新找准自身定位的过程。
近年来，我国绿电产业实现跨越式发展，政策支持、技术进步与市场驱动的三重合力，推动绿电供应能力持续提升，也给煤电行业带来了前所未有的冲击与挑战。这种冲击，不仅体现在市场份额的挤压上，更体现在功能定位、发展模式的根本性变革上。
从绿电发展的实际成效来看，其替代效应已日益凸显。中国电力企业联合会数据显示，2025年我国全口径非化石能源发电量达4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重达42.9%，同比提高3.4个百分点;全年风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的绝对主体。截至2025年底，我国新能源发电装机比重达48.5%，较2020年底提高22.8个百分点，而预计2026年底，非化石能源发电装机占比将提升至63%左右，煤电装机占比则降至31%左右，绿电的主导地位逐步确立。
绿电的加速入局，给煤电带来的冲击是直接且深刻的。一方面，绿电优先上网政策的落地，使得煤电的发电空间被持续挤压，部分煤电机组不得不降低出力、甚至停机备用，导致机组利用小时数下降，企业盈利承压;另一方面，绿电的市场化交易规模不断扩大，2024年全国绿电交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235%，绿电的绿色价值逐步凸显，进一步加剧了煤电的市场竞争压力。
但与此同时，绿电的“先天短板”也为煤电留下了不可替代的发展空间。新能源发电的波动性、间歇性，如同“心电图”般起伏不定，给电网安全运行带来巨大隐患，在现有技术条件下，必须依靠煤电等传统电源提供灵活性调节、惯性支撑和容量保障，才能平抑绿电出力波动，保障电网稳定。正如国网山西省电力公司相关负责人所言，绿电大发时需要煤电让出发电空间，绿电出力不足时则需要煤电及时顶上，这种协同配合，是当前电力系统安全运行的必然要求。
此外，我国全社会用电量持续增长的态势，也决定了煤电保供责任的刚性。2025年我国全社会用电量同比增长5.0%，预计未来几年仍将保持稳步提升，绿电虽能承担大部分新增用电需求，但极端天气、设备故障等突发场景下，仍需煤电发挥兜底保供作用。这种“绿电主导、煤电支撑”的格局，在新型电力系统建成前将长期存在，也为煤电的转型突围提供了机遇。
绿电加速入局的背景下，煤电的首要任务，仍是守住电力安全保供的底线。能源安全是国之大者，电力供应的稳定性直接关系到经济社会高质量发展和民生福祉，而煤电经过数十年的发展，已形成完善的产业体系、稳定的供应能力和成熟的技术储备，其“压舱石”作用短期内无法被绿电替代。
从数据层面来看，煤电的保供贡献依然突出。当前，我国煤电以不到40%的装机占比，承担着约60%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力，这种“低占比、高贡献”的格局，充分彰显了其保供核心价值。截至2025年底，我国煤电装机容量约11.2亿千瓦，其中6亿至7亿千瓦为高参数、大容量、低排放机组，平均服役期仅15年，具备长期稳定运行的基础，是电力系统实现电量平衡、应对突发情况的核心力量。
极端场景下，煤电的保供价值更是体现得淋漓尽致。2025年夏季，我国多地遭遇持续极端高温天气，全社会用电负荷屡创新高，部分地区新能源出力受限，正是依靠煤电机组满负荷运转、快速顶峰，才顺利填补了供电缺口，保障了工业生产和居民生活用电稳定。截至2026年2月8日，全国统调电厂煤炭库存2.2亿吨，可用天数26天，处于安全保供区间，为煤电保供提供了坚实的燃料支撑，也印证了煤电在保供中的不可替代性。
守牢安全底线，并非意味着煤电要维持传统发展模式，而是要在保障供应的基础上，优化机组运行效率，提升应急响应能力。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)》明确提出，煤电长期以来在保障电力安全稳定供应方面发挥了“顶梁柱”和“压舱石”作用，要求煤电强化安全可靠保供能力，重点提升保供期申报出力达标率、降低非计划停运次数。
实践中，煤电企业也在不断优化保供模式。例如，陕煤电力运城有限公司通过参与电力现货交易，在绿电大发时降低出力，赚取中长期量价偏差收益，在用电高峰时全力发电，既保障了保供责任的落实，又提升了企业盈利水平，实现了保供与效益的平衡。这种灵活适配的运行模式，为煤电在绿电浪潮中守牢安全底线提供了可行借鉴。
守住安全底线是煤电的立身之本，实现低碳突围则是煤电的生存之道。在“双碳”目标与绿电加速入局的双重约束下，煤电必须摆脱“高碳代名词”的标签，通过技术革新、模式创新，推动清洁低碳转型，实现与绿电的协同共赢，这也是煤电突围的核心路径。
清洁化改造是煤电低碳突围的基础。经过多年技术升级，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系，大气污染物排放量下降90%以上，绝大多数煤电机组已完成超低排放改造，实现了“近零排放”。在此基础上，煤电企业正进一步推进节能降碳改造，优化机组参数，降低供电煤耗——《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》明确，新一代煤电试点示范机组采用降碳措施后，度电碳排放水平应较2024年同类型机组降低10%至20%，鼓励进一步提高碳减排水平。
灵活性改造是煤电适配绿电发展的关键。绿电的波动性要求煤电具备快速启停、深度调峰的能力，才能有效平抑绿电出力波动，保障电网稳定。目前，我国煤电企业正加大灵活性改造投入，通过技术升级打破传统煤电“以热定电”的刚性约束，提升机组调节能力。国家能源集团安徽公司宿州电厂投产的全国最大“煤电+熔盐”储能项目，在保证最大供热量连续供热5小时的情况下，深度调峰的最低发电负荷可降低至30%，每年可提升新能源消纳能力约1.28亿千瓦时，减少碳排放约8.5万吨，实现了保供、调峰与低碳的双赢。
市场化机制完善则为煤电低碳突围提供了保障。2015年以来，我国新一轮电力体制改革启动，电力现货交易试点逐步推进，全国统一电力市场建设向纵深发展，2024年我国全社会用电量的63%都来自市场化交易电量，跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。通过市场化交易，煤电的调节价值、容量价值得到合理体现，企业可通过提供调峰服务、容量服务获取收益，弥补绿电挤压带来的发电空间损失，同时激励企业加大低碳转型投入。
此外，煤电与绿电的协同发展模式也在不断创新。除了“煤电+储能”模式，部分地区还探索“煤电+风光”一体化项目，实现绿电与煤电的就地协同，既提升了绿电消纳能力，又保障了电力供应稳定。同时，煤电企业还在积极探索碳捕集、利用与封存(CCUS)技术，进一步降低碳排放水平，为实现碳中和目标提供支撑。
绿电加速入局是时代趋势，煤电低碳突围是必然选择，二者并非对立关系，而是协同共生、相辅相成的关系。当前，部分观点存在“重新能源、轻煤电”的误区，认为煤电是“高碳产业”应加速退出，但这种观点忽视了我国以煤为主的资源禀赋，也忽视了绿电短期内无法独立支撑电力系统稳定运行的现实。
事实上，煤电的低碳转型与绿电的规模化发展，是新型电力系统建设的两大核心任务。绿电的发展需要煤电提供支撑保障，煤电的转型需要绿电的发展创造空间，二者协同发力，才能实现能源安全与低碳发展的双重目标。综合多家权威科研机构研判，到2060年碳中和时期，我国煤电装机容量仍需保留4亿千瓦以上，才能满足能源电力保供的刚性需求，这意味着煤电将长期在新型电力系统中发挥重要作用，但其功能定位将从传统“基荷电源”向“基础性、支撑性、调节性电源”转型。
对于煤电企业而言，突围之路没有捷径，唯有立足自身优势，找准定位，主动适应绿电发展趋势，才能在变革中实现可持续发展。一方面，要坚守保供底线，优化机组运行管理，提升应急响应能力，筑牢能源安全屏障;另一方面，要加大技术创新投入，推进清洁化、灵活性、低碳化改造，提升与绿电的协同适配能力，挖掘调节价值与低碳价值。
结语：绿电浪潮滚滚向前，煤电的突围之路虽充满挑战，但也蕴含机遇。在“双碳”目标引领下，煤电既要守住电力安全保供的底线，不辜负“压舱石”的使命;也要主动拥抱低碳转型，在技术革新与模式创新中实现突围。唯有坚持“保安全、降碳排、促协同”的发展路径，推动煤电与绿电协同共生，才能既保障我国能源安全，又推动能源结构绿色转型，为“双碳”目标的实现提供坚实支撑。
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