国家能源局近日发布的数据显示，今年上半年我国煤电发电量为2.5万亿千瓦时，占总发电量的比重降至49.7%，半年发电量占比首次低于50%。与此同时，可再生能源发电量近2万亿千瓦时，占全部发电量的41.2%，占比首次超四成。这一标志性数据变化，是我国长期以来推进非化石能源发电替代的阶段性成果，意味着能源绿色低碳转型取得新的突破。

煤电占比下降，新能源已成为主角。“煤电占比跌破50%只是能源革命的一个序章。”厦门大学管理学院中国能源政策研究院副教授吴微接受《环境经济》采访时表示，我国电力结构的深刻变化充分证明，能源安全保障与绿色低碳转型可以一体推进、相得益彰。

能源转型的实践逻辑

“我国能源转型的实践，在全球产业发展史上堪称创举。”在吴微看来，中国的新能源产业从早期依赖高额补贴起步，而后凭借技术创新与市场竞争不断降低成本，最终实现全球范围内领跑。

回顾一路走来的发展历程，吴微认为，能源转型的核心启示在于，以顶层战略规划为引领，推动产业优势、系统支撑、政策机制三者协同推进。

具体而言，战略引领层面，中国依托五年规划与中长期发展目标构成的制度框架，将能源转型纳入国家整体发展布局，政策具有长期稳定性。反观部分西方国家虽然长期高喊能源转型的口号，但其政策常被财政周期、政党轮替和地缘政治等左右，表现出碎片化、摇摆不定的特征。

产业优势层面，与全球新兴产业培育规律一致，中国新能源产业发展初期同样依靠政府补贴扶持。不同的是，中国依托规模化应用推动技术迭代和成本下降，再通过成本下降反过来扩大市场，走过了从标杆电价支持到平价上网再到全面参与市场化交易的完整周期，最终形成全球竞争优势。在这个过程中，完整的产业链、持续的技术创新以及制造业的规模优势发挥了关键作用。

系统支撑层面，新能源具有波动性与间歇性特征，消纳始终是个难题。一方面，我国持续完善跨区输电通道建设，支撑新能源大规模接入、跨省区优化配置和绿电市场化交易；另一方面，煤电则发挥基础保障压舱石和灵活调节稳定器的关键作用，在新能源尚未完全具备独立托底保供能力前，通过灵活性改造与容量电价机制向调节性电源转型，承担调峰调频、应急备用和系统安全兜底功能。煤电与新能源协同互补，践行“先立后破”原则，共同保障能源转型平稳有序推进。

最后是政策机制层面，伴随着新能源产业从培育期走向成熟期，我国能源政策动态优化、精准适配产业节奏，逐步构建起现货市场、绿电交易、绿证交易等多市场协同运行的格局。

总的来看，能源转型背后是新能源技术成本的持续下降和产业链的全面成熟。目前，我国光伏电池的度电成本已低于多数地区的煤电基准价；同时我国建成了全球规模最大的交直流混联大电网，“西电东送”输送能力达到3.4亿千瓦。这种硬件资源配置能力的大幅提升，有效解决了新能源富集区与负荷中心的供需错配矛盾。

“今年上半年我国煤电发电量占总发电量比重降至50%以下，其实只是能源转型进程中的一个节点。”吴微表示，当前我国发电结构由“煤电为主、新能源为辅”转为煤电与新能源并重的新阶段，新能源将从“增量替代”开始走向“存量替代”，成为未来增量电力供应的主体，而煤电的功能定位将逐步向支撑调节性电源转变。此外，能源安全的内涵也会发生变化——传统能源安全侧重于化石能源供应的安全，而未来气象因素等对新能源的冲击可能成为新的风险源。

煤电与新能源协同耦合

长期以来，安全、稳定、廉价的煤电为我国经济社会发展提供了坚实的能源保障。如今，新能源平准化度电成本（LCOE）已经低于煤电，成为新增电力供应的主体。当煤电和可再生能源发电占比此消彼长，应该如何定位它们在未来能源结构当中的角色？

“在能源转型进程中，煤电与新能源之间不仅是竞争替代关系，更是协同耦合的关系。”吴微分析，在新形势下，新能源在成为“增量主力”的同时，其波动性与间歇性带来的系统平衡成本也需通过市场机制进行合理疏导与分担。煤电的功能定位则需要转向容量支撑、灵活调节和安全保障。

不过，要实现两者高效协同，首先需要破解新能源消纳层面的多重矛盾。

吴微介绍，在空间维度上，风光资源高度集中在“三北”地区，而负荷中心集中在东中部地区，对跨省跨区电力配置能力提出更高要求。在时间维度上，光伏高发时段在午间，而电力需求高峰集中在傍晚；风电受气象条件制约，会遭遇持续低风无风天气，源荷时序错配加剧了电力平衡压力。

与此同时，新能源大规模并网后，传统同步发电机提供的惯量、一次调频、电压支撑等能力相对弱化，电力系统的运行机理本身正在发生变化。“面向未来，除了扩大储能，还要大力发展构网型新能源、构网型储能，配套先进功率预测和更加智能的调度体系。”吴微表示。

在新能源消纳难题突出的现实背景下，煤电的灵活调节与兜底保供价值愈发凸显。虽然储能近年来快速增长，但是从实践上看，调峰任务仍然由煤电来承担。特别是在长时间阴雨无风的情况下，仍需依靠煤电等传统电源保障电力稳定供应。

针对煤电与新能源协同发展路径，吴微提出三点建议。一是加快灵活性改造。近日出台的《新型电力系统建设“十五五”规划》已明确要求推动煤电向支撑调节性电源转型，落实新一代煤电升级专项行动要求，提升煤电深调、快调、高效调节能力。二是要对灵活性价值进行补偿。在当前的技术条件下，煤电是支撑新能源发展的关键。需要通过容量电价、辅助服务市场，让煤电的调节和备用价值获得合理回报。三是优化能源布局结构。要推进风光火储一体化基地建设，合理安排煤电、新能源、储能等各类资源的比例。

“值得强调的是，煤电发电占比下降，绝不意味着煤电要退出历史舞台。”吴微表示，全国煤电装机在2025年底已达到12.6亿千瓦，“十五五”期间仍将进一步增长。未来煤电的形态是“装机保持高位、利用小时持续走低”，即从主力发电电源转变为以容量支撑和调节服务为主的电源。煤电的价值将越来越多地体现在“关键时刻顶得上”，而不是“平时发得多”。

电力行业转型“施工图”

面对接下来的能源转型进程，政策设计很好地适配了新能源的发展需求，为能源转型提供了清晰的制度指引。

今年6月出台《新型能源体系建设“十五五”规划》，7月又出台《可再生能源发展“十五五”规划》，在吴微看来，政策重点已经明显从过去强调“扩大新能源装机”，转向“扩量提质、可靠替代”。政策重点包括加强跨区输电，发展系统友好型新能源电站，发展抽水蓄能和长时储能，推广绿电直连、智能微电网、虚拟电厂和车网互动等新型业态。

产业层面，储能的发展定位迎来变革，将从过去的新能源配套设施向独立的系统调节资源转变。吴微表示，未来储能发展不仅要追求装机规模的增长，还要关注配置时长、调用次数、系统价值，要让储能真正通过现货市场、辅助服务、容量机制等获得合理收益。在此背景下，长时储能、压缩空气储能、液流电池等技术也将迎来更大的应用空间。

全国统一电力市场建设同样关键。《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》提出，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，并推动跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行。

政策指引下，吴微判断，“十五五”时期，电力行业将呈现四大发展趋势。

一是碳约束持续收紧，随着碳达峰时间节点的临近，碳排放控制正式纳入党政考核体系，煤电发电量将在“十五五”期间进入平台期，实现绝对量趋稳回落，煤炭消费率先达峰，推动电力行业碳排放趋近峰值。二是电能商品属性进一步回归，价格信号将影响电源布局、储能配置乃至产业选址，推动电力资源与产业布局深度耦合。三是经营主体多元化，虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等市场主体从示范走向常态。四是行业数智化全面提速，人工智能产业既是用电大户，也会成为电网调度、功率预测、市场交易的重要工具。

值得一提的是，要实现“双碳”目标，除了在电源侧加快结构转型外，电网侧和需求侧也需协同发力。

依托多元利用场景充分激活各类资源，可作为提升新能源消纳能力的重要路径。例如，电动汽车通过车网互动技术——依托双向充电桩，让电动汽车在用电低谷时充电，在用电高峰时向电网放电，可以为新型电力系统注入海量的调节资源。又如，未来部分风光资源丰富地区将在新能源高发时段出现冗余绿电，可以通过制氢、供热等方式将其转化为工业原料和燃料，促进工业领域深度脱碳，并进一步向绿氨、绿醇以及绿色化工品延伸。

立足政策导向与行业趋势，吴微总结了下一阶段能源转型的核心任务：持续扩大非化石能源供给，更加重视开发节奏和消纳能力匹配，同时加快电网尤其是跨区输电和配电网升级，将煤电、抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂和需求响应真正纳入统一的灵活性资源体系。依托全国统一电力市场，让电能量、容量、调节和绿色环境价值合理定价，推动新能源从单一电量供给向提供电量、容量和系统支撑能力兼备转变。