7月9日，国务院正式印发《“十五五”碳达峰行动方案》，这份纲领性文件不仅划定了2030年碳达峰的量化目标，更对电力系统的电源结构与运行机制作出了方向性重塑。其中两条主线尤为关键：一是明确推动煤电向支撑性、调节性电源转型，合理控制装机规模与发电量；二是将抽水蓄能定位为电力系统调节资源的核心支柱，提出2030年装机达到1.6亿千瓦的明确目标。
几乎同期，福建修订电力现货交易实施细则，推动抽水蓄能电站全面参与现货市场，成为地方层面落实国家战略的首个实质性动作。
一南一北、一政一市的两次变化，绝非孤立事件，而是新型电力系统建设进入深水区后，调节资源价值体系重构的集中体现。煤电的“退”与抽蓄的“进”，表面上是装机规模的此消彼长，本质上则是电力系统运行逻辑从“计划调度”向“市场定价”、从“电量供给”向“容量支撑”的范式转换。
一、煤电的历史性转轨：从电量主体到调节底座
《方案》对煤电的表述发生了微妙但关键的变化——不再强调“保障电力供应的主力电源”，而是明确定位为“支撑性调节性电源”。这一定位的调整，标志着煤电在中国电力系统中长达数十年的电量主体地位正式终结，进入功能转型的下半场。
（一）规模逻辑的根本转变
“合理控制煤电装机规模和发电量”被写入能源结构调整章节的核心位置。这一表述背后有两层含义：一是煤电装机总量不再是电力规划的增长型指标，而是进入总量管控、存量优化阶段；二是发电量占比将持续下降，新增用电需求主要由清洁能源覆盖，这与方案中“加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖”的表述形成了完整的政策闭环。
与之配套的是三条具体实施路径：依法依规淘汰关停不符合标准的煤电机组；推动自备机组参与电网调峰；开展煤电机组低碳化改造，到2030年改造规模达到3000万千瓦左右。这意味着未来五年，煤电行业的发展主线将从“新增装机”全面转向“存量改造”，企业的核心竞争力也将从发电小时数转向调节响应速度与低碳运行能力。
（二）功能角色的三重转换
煤电向支撑性调节性电源转型，具体体现在三个维度的功能重构。
其一，运行方式从基荷连续运行向灵活调峰运行转变。传统煤电机组设计以带基荷、满负荷运行为主，而在高比例新能源接入的系统中，煤电需要频繁启停、深度调峰，跟随新能源出力波动反向调节。方案中提到的“支持煤电与新能源融合发展”，本质上就是让煤电成为新能源出力波动的“缓冲垫”。
其二，价值来源从电量收益向容量价值转变。当发电量不再是考核核心，煤电的价值更多体现在关键时刻的保供能力与系统支撑能力上。方案中“完善发电侧容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制”的表述，正是为这种价值转变配套制度设计。未来煤电企业的收入结构中，容量补偿与辅助服务收益的占比将持续提升，电量收益占比相应下降。
其三，技术路线从高效燃烧向低碳耦合升级。方案提出通过耦合新能源、掺烧生物质、建设储热设施等方式实施低碳化改造，探索煤电与绿电、绿氢的耦合路径。这表明煤电的转型并非简单的“压减”，而是在保留系统支撑功能的前提下，通过技术手段降低自身碳排放强度，实现“低碳化生存”。
（三）转型背后的安全底线
需要特别注意的是，煤电的转型并非“退出”，而是“转岗”。方案在推动绿色转型的同时，始终强调“更好统筹保障能源安全和经济社会发展”。煤电作为当前技术条件下最可靠的容量支撑资源，其系统兜底的角色非但没有削弱，反而在新能源占比持续提升的背景下更加重要。只是这种重要性不再体现在发了多少电，而体现在关键时刻能不能顶得上、稳得住。
二、抽水蓄能的地位升维：从配套设施到系统支柱
如果说煤电的变化是“退而不休”，那么抽水蓄能的变化则是“加速上位”。《方案》将抽水蓄能置于“持续扩大电力系统调节资源规模”的首要位置，明确2030年装机容量达到1.6亿千瓦左右，同时配套了市场化机制的改革方向。这标志着抽水蓄能正式从电力系统的“配套设施”升级为调节资源的“核心支柱”。
（一）1.6亿千瓦背后的战略分量
1.6亿千瓦是什么概念？截至“十四五”末，我国抽水蓄能装机约为7000万千瓦左右，这意味着“十五五”五年间需要新增约9000万千瓦，年均投产规模接近1800万千瓦，几乎是“十四五”年均水平的两倍。这样的建设强度，在全球抽水蓄能发展史上都属罕见。
如此大规模的规划，源于新型电力系统的刚性需求。方案提出2030年风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上，较2025年新增约12亿千瓦。如此巨量的波动性电源接入电网，必须有相匹配的调节资源对冲。抽水蓄能凭借技术成熟度高、循环寿命长、调节容量大、响应速度快等综合优势，成为当前阶段大规模长时储能的首选技术路线。
（二）福建试点：市场化改革的破局之作
就在国家方案发布前夕，福建电力交易中心发布现货交易细则修订稿，明确推动抽水蓄能电站参与现货市场。这一看似地方性的规则调整，实则是抽水蓄能价值实现机制的重大突破。
长期以来，我国抽水蓄能电站主要执行两部制电价，容量电价由政府核定，电量电价按燃煤基准价的一定比例执行，收益模式稳定但弹性不足。电站的运行方式主要由调度机构指令决定，电站自身缺乏自主决策空间，本质上仍是计划体制下的运行模式。
参与现货市场后，游戏规则发生了根本性变化：抽蓄电站可以根据实时电价信号自主决策抽水与发电时机，电价低谷时抽水蓄能，电价高峰时放水发电，通过峰谷价差获取收益。这种模式下，抽蓄电站从“电网的工具”变成了“市场的主体”，其调节价值由市场交易直接定价，而非行政核定。
福建的规则设计中还包含了成本补偿机制，对于因系统安全原因造成的市场化亏损予以补偿。这一设计体现了改革的渐进性——既引入市场机制激发活力，又守住系统安全的底线，为全国范围的推广积累了经验。
（三）价值重估：从成本中心到价值创造者
市场化带来的不仅是收益模式的变化，更是价值认知的重构。
在传统体制下，抽水蓄能电站被视为“成本中心”——抽水要耗电，整体有能量损耗，需要通过容量电价回收成本。而在现货市场框架下，抽蓄电站通过低买高卖实现套利，同时为系统提供调峰、调频、备用等多重服务，成为名副其实的“价值创造者”。特别是在新能源大发导致的低电价甚至负电价时段，抽蓄电站的抽水消纳作用，既避免了新能源弃电浪费，又为自身积累了发电收益，实现了系统整体效益的优化。
更重要的是，市场化定价能够真实反映不同区位、不同特性抽蓄电站的价值差异。位于新能源基地附近、调节需求旺盛区域的电站，其市场价值将得到更充分的体现，这也将反过来引导抽蓄电站的布局优化，避免同质化规划与盲目建设。
三、双轮协同：新型电力系统的调节新格局
煤电转型与抽蓄扩容，不是两条平行的政策线，而是深度耦合的系统设计。两者一“稳”一“活”、一“底”一“主”，共同构成了“十五五”时期电力系统调节资源的新格局。
（一）功能互补的调节梯队
从调节特性看，煤电与抽蓄各有侧重、互为补充。
抽水蓄能擅长日内级别的快速调节，启停灵活、响应迅速，适合平抑新能源的日内出力波动，承担主要的削峰填谷功能。方案中提出的“新型储能装机力争达到3亿千瓦”“虚拟电厂最大调节能力5000万千瓦以上”，与抽蓄共同构成了快速调节资源集群。
煤电则擅长跨日、跨季节的容量兜底，在极端天气、连续静风阴雨等长周期新能源出力不足的场景下，煤电的燃料储备优势无可替代。同时，煤电机组的转动惯量、电压支撑等电网稳定功能，也是电力电子设备为主的储能资源难以完全替代的。
这种分工意味着，未来的电力系统调节将形成三级梯队：第一梯队是抽蓄与新型储能，承担日常调峰与快速响应；第二梯队是灵活性改造后的煤电，提供深度调峰与容量备用；第三梯队是燃气发电与需求侧响应，作为尖峰补充。三者协同，才能支撑28亿千瓦新能源的安全稳定运行。
（二）市场化是共同的改革方向
值得注意的是，无论是煤电转型还是抽蓄扩容，方案都将市场化机制作为重要的制度支撑。
对煤电而言，容量电价机制、辅助服务市场、现货市场的峰谷价差，是其实现调节价值、支撑转型成本的关键。没有市场化的价格信号，煤电的调节性价值就无法量化变现，转型也就缺乏经济动力。
对抽蓄而言，现货市场参与、两部制电价优化、辅助服务补偿，是其从成本中心转向价值中心的制度基础。1.6亿千瓦的装机目标，不能仅靠行政规划推动，必须有可持续的商业模式吸引社会资本参与。
从这个角度看，福建推动抽蓄参与现货市场，不仅是抽蓄行业的一件大事，也是整个电力市场化改革的重要一步。当主要的调节资源都进入市场定价体系，电力系统的资源配置效率才能真正提升，新型电力系统的运行机制才能真正建立。
《“十五五”碳达峰行动方案》对煤电和抽蓄的定位调整，折射出中国电力系统正在经历的一场深刻变革。这场变革的核心，是从“以发定用”的供给侧思维，转向“源网荷储协同”的系统思维；从行政计划主导的资源配置，转向市场信号引导的价值发现。
煤电不会快速退出历史舞台，但它的角色将越来越偏向“压舱石”与“安全阀”；抽蓄也不再是边缘性的配套设施，而是成长为电力系统运行的“中枢调节器”。福建的现货市场试点，正是这场角色转换的先声。可以预见，“十五五”期间，将有更多省份推动抽蓄电站进入现货市场，也将有更多煤电机组完成灵活性与低碳化改造。当两种调节资源都在市场机制下充分释放价值，中国迈向新型电力系统的步伐才会更加稳健坚实。
上一篇：无
