迈向“十五五”：中国电力低碳转型新常态与新机遇

迈向“十五五”：中国电力低碳转型新常态与新机遇 作者：能源低碳发展项目组 作为构建新型电力系统的关键期，“十四五”已进入收官阶段。自2021年以来，一系列政策加速推动电力结构转型，使中国电力系统有望于2025年实现碳达峰。2025年前三季度，全国风电与光伏合计发电量达1.73万亿千瓦时，同比增长28.3%，占全社会用电量的比重提升至22%。更具里程碑意义的是，风光发电量同比新增3822亿千瓦时，已超过同期3581亿千瓦时的全社会用电增量，延续了上半年的超越态势，标志着可再生能源已初步具备支撑全国用电需求增长的系统性能力。其中，光伏发电贡献尤为突出。前三季度全国光伏发电量达9163亿千瓦时，同比增幅达44.1%。总体来看，2025年前三季度可再生能源发电量达2.89万亿千瓦时，约占全部发电量的40%，清洁能源在电力供应中的主体地位进一步巩固1。 2025年，在《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》（发改价格〔2025〕136号）（下称“136号文”）等市场化改革政策推动下，风光行业的发展模式正在经历深刻重塑，其爆发式增长的重要窗口期已基本告一段落。与此同时，多项系统性政策协同发力，为能源转型注入新的动能。《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》及新型电力系统建设试点工作2等已相继启动，配合即将实施的《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，将共同构建起高效联动的制度体系，加速新型电力系统的整体建设进程。在此基础上，2025年更新的国家自主贡献（NDC）目标提出2035年风电和光伏装机力争达到36亿千瓦，进一步凸显了可再生能源在“十五五”期间及更长期能源转型中的核心地位。 国际环保机构绿色和平长期系统性追踪中国电力系统低碳转型进展。本简报全面梳理了“十四五”时期中国能源转型取得的成就与面临的挑战，通过分析区域能源布局及地方实践案例，为科学谋划“十五五”能源规划、稳步推进碳达峰碳中和目标提供决策参考。 主要发现 •“十四五”期间电力系统清洁转型成果显著，光伏装机规模全面超预期。2025年上半年，风电与光伏新增发电量已超全社会用电增量，电力行业碳达峰在望。 •“136号文”的发布使2025年4-5月光伏行业出现一波明显的“抢装潮”，但政策执行后，6-9月新增光伏装机锐减，未来新增装机增速面临放缓风险。•光伏装机增速的不确定性，叠加“十四五”期间持续增长的煤电装机容量，为“十五五”电力系统的加速转型带来了新的结构性挑战。•“十四五”后期，煤电核准出现拐点，装机容量逐年回落。2025年前三季度，全国累计核准煤电装机4177万千瓦，全年核准规模有望成为“十四五”期间的次低点，标志着煤电行业步入深化转型的新阶段。•新核准煤电“重心西移”趋势进一步强化。2025年前三季度新核准煤电主要集中于西部，而东部仅江苏、河南两省较2024年显著回弹并高居全国前三，其余多数省份持续下降。以新疆、内蒙古为代表的西北地区煤电核准持续居于高位；以贵州、四川为代表的西南省份同样呈现增长。•在近年核准项目中，“保障电力供应”仍是主要目的。新核准非热电联产项目的平均计划年利用小时数超4800小时，反映出项目方仍维持高利用小时数机组的预期，或导致新建机组面临结构性冗余和资产搁浅的风险。•政策推动下，“十五五”期间新型储能将迎来爆发式增长，成为电力系统转型的重要支撑。凭借其技术优势和经济性，“风光+储能”模式将加速对煤电在系统调节和尖峰负荷保障等关键功能上的深度替代。 “十四五”电力装机：光伏跃进与煤电惯性的结构性张力 “十四五”期间，可再生能源发展在装机规模方面取得了历史性突破。截至2025年9月底，全国发电装机总容量已达37.2亿千瓦，其中可再生能源装机容量占比达到59.1%3。2025年第一季度，风电与光伏发电总装机容量首次超过火电4，标志着电力系统结构转型迈入新阶段。在新增装机方面，“十四五”以来结构优化成效显著。截至2025年7月底，全国新增装机总量的80%源自风光发电5。从省份层面看，与2020年相比，截至2025年6月所有省份光伏装机均实现翻倍增长，广西、云南等省份增幅更达十倍以上，充分反映出全国清洁能源发展的全面提速。 从省级规划完成情况看，“十四五”期间光伏装机呈现全面超预期发展的态势。绿色和平根据公开信息统计6发现，在全国31个省份中，共有29个省份设定了明确的光伏装机目标。截至2025年6月，已有22个省提前达成规划目标，其中河南、重庆、江苏、浙江四省市完成率超过300%，福建更是突破400%。这一超规划的发展态势，不仅显著加速了能源结构转型，也为构建以可再生能源为主体的新型电力系统奠定了坚实基础。 然而，在光伏装机快速扩张的同时，煤电装机亦呈增长态势。根据全球能源监测组织（GlobalEnergy Monitor, GEM）数据7，2020年至2025年6月，全国仅吉林省煤电装机下降，其余省份均保持增长或持平。截至2025年6月，内蒙古（1.18亿千瓦）、山东（1.04亿千瓦）、江苏（7926.9万千瓦）、新疆（7622万千瓦）、山西（7512.2万千瓦）位居煤电累计装机前五。内蒙古、新疆、山西、陕西与江西在“十四五”期间的装机增幅均超过20%，而广西与湖南的增幅甚至超过40%，居全国前列。部分省份在“十四五”期间的煤电建设政策变化同样值得关注。 例如，四川虽在电力发展规划中曾表示“十四五”期间不再新核准建设煤电8，但其于2023年印发的《“十四五”能源发展规划中期调整》，删除了不再核准煤电的承诺，转而明确增强煤电的顶峰兜底能力9。 2025年初“136号文”发布，可再生能源行业正式告别固定上网电价制度，进入由市场化竞争主导的新阶段。受此影响，2025年4月至5月行业出现一波明显的“抢装潮”，但政策执行后，2025年6月至9月新增光伏装机锐减。 综上所述，“十四五”期间在可再生能源装机的突破性增长下，中国电力系统有望于2025年实现碳达峰10。然而，实现电力部门的深度脱碳仍需持续且高速的可再生能源装机，以及配套的清洁灵活性资源支撑。受“136号文”政策调整影响，2025年6月至9月新增光伏装机出现了显著的同比、环比下滑，未来新增装机增速存在放缓风险。这种增速上的不确定性，叠加煤电装机持续高位增长，可能为“十五五”新型电力系统建设带来新的结构性挑战。因此，在“十五五“期间持续深化风光扩展和清洁电能替代，是保障脱碳路径的关键。 “十四五”后期：煤电核准的拐点与新常态 根据绿色和平的最新统计11，截至2025年第三季度，“十四五”期间全国累计核准煤电装机约3.35亿千瓦，是“十三五”期间的两倍多。纵观“十四五”，中国煤电核准态势经历了显著转变：从2022–2023年因短时尖峰电力短缺引发的高速增长阶段，逐步过渡至“高位回落”的冷却阶段。2024年成为煤电核准由升转降的关键拐点。2025年前三季度，全国累计核准煤电装机4177.1万千瓦，若延续当前节奏，全年核准规模有望成为“十四五”期间的次低点，并实现连续两年下降。综合来看，“十四五”后半段很可能成为煤电核准由扩张转向收缩的结构性拐点。 非热电联产项目核准减少，大容量机组仍占主导 根据绿色和平的梳理，2025年前三季度煤电核准结构出现关键性转变：尽管热电联产项目数量每年变化不大，但非热电联产类煤电项目的核准数量已呈现系统性下降态势，从2022–2023年高峰期的40–50个，回落至2024年的23个，并进一步降至2025年前三季度的16个。值得注意的是，在非热电联产项目中，大型机组仍占绝对主体。2025年新核准项目中，单机组容量660兆瓦（MW）及以上的大型机组占比超过九成，反映出大型化、集约化仍是新核准非热电联产煤电项目的主要发展路径。 央国企主导2025年核准项目 2025年前三季度新核准煤电项目总投资规模预计在1715–1815亿元之间12，投资结构呈现典型的央国企主导特征。其中，中央企业与地方国企的占比分别约40%和45%，而民营企业投资占比不足10%，反映出当前煤电领域高度集中于国有资本的投资格局。 东部煤电核准容量整体下行，江苏、河南出现回弹 在东部省份中，江苏（664万千瓦）与河南（402万千瓦）在经历2024年低核准量后出现明显回弹，分别位列2025年前三季度全国核准容量的第一与第三。与此同时，山东、广东、安徽等传统能源大省自2023年核准高峰后持续回落。其中，2025年前三季度广东仅核准42万千瓦，为“十四五”期间次低，仅次于2021年的零核准。 煤电核准持续西移 自2024年以来，全国煤电核准容量的重心明显向西部省份转移，其占全国总核准量的比例持续攀升：从2021—2023年的约三分之一，增至2024年的48%，并在2025年前三季度突破50%。新增核准项目的布局正加速向西北地区集中，尤其聚焦于煤炭与风光资源复合优势突出的区域。2024年至2025年前三季度，新疆（1165万千瓦）、内蒙古（1064万千瓦）和甘肃（1002万千瓦）位列全国核准容量前三。相较之下，2021—2023年间全国核准容量前五的省份中，仅陕西跻身前三且位列第三。可见，煤电核准的“重心西移”趋势已十分明显。值得注意的是，与全国煤电核准整体下行趋势相反，2025年前三季度，西南地区的贵州、四川、重庆呈现出区域性的逆势扩张态势，核准规模均达到“十四五”以来的年度最高水平。虽然其核准总量不大，但相比2022—2023年的高峰期仍有所增长，形成局部“升温”。 展望“十五五”：煤电冗余与储能发展 新建煤电的未来风险 在“十四五”收官之际向前展望，“十四五”期间密集核准的新一轮煤电项目，如果陆续投产反而可能带来更多的结构性冗余，加大转型难度并抬高全系统的经济性压力。 根据绿色和平对“十四五”后半段（2024—2025第三季度）获核准的39个非热电联产煤电项目的梳理，“保障电力供应、填补缺口”仍是最主要的项目建设目的，项目数量占比超过70%；“灵活性煤电”位列其后，在超40%的项目中被列为建设目的。此外，“外送电”、“清洁煤电技改或替代”与“产业与地方经济带动”等核准理由也在部分项目中有所体现。 进一步分析表明，上述39个项目中，超过一半的项目提及了多个建设目的。在17个明确提及“提供灵活性”的项目中，有15个（占比近90%）同时将“保障电力供应”与“提供灵活性”并列列为建设目的15。这种并列表述显示出新核准煤电在功能定位上具有复合性特征。此外，通过对核准项目环评报告的整理，绿色和平收集到26个项目的计划年利用小时数据。结果显示，仅有3个项目低于4500小时，平均计划值超过4800小时，近半数项目更超过5000小时。这一偏高的计划水平，结合项目核准文件中普遍的“保供”表述，表明项目方对煤电机组在未来电力系统中继续承担基荷电源、维持高利用小时数的预期尚未完全转变。 从电力系统清洁转型与资产回报的长期视角来看，上述预期正面临结构性挑战。当前火电板块的盈利改善，主要得益于近年来煤炭价格的下降16，而煤价已回归至合理区间，继续下探的空间有限17。绿色和平、华北电力大学（保定）与上海国际问题研究院于2025年9月联合发布的《迈向“十五五”：煤电何去何从——转型路径与多元机制研究》指出，中国煤电发电量即将达峰并随后进入下降通道18。随着可再生能源装机比重持续提升与系统调节能力不断增强，煤电机组的平均运行小时数将呈长期下行趋势。在此背景下，投资者需对当前偏高的计划利用小时数保持审慎，并充分评估新建煤电项目在“十五五”及更长周期内的经济可持续性与潜在资产搁浅风险。 更深层次看，在高比例新能源电力系统中，电力需求曲线呈现出明显的“鸭形”特征，系统在午间需要更强的向下深度调峰能力来消纳光伏19。然而，煤电机组受技术限制，最小出力通常维持在20%—30%，虽能“顶峰保