火力发电仍将在未来十年内占据全球基础负荷电源的核心地位，但装机增速放缓、碳成本上升、灵活性改造提速三大变量将重塑行业格局。
一、全球视角：火电装机仍在增长，只是“慢下来”
国际能源署最新《World Energy Outlook》指出，2023—2030年间全球拟新增煤电、气电装机约290 GW，这一数字仅为2010—2017年高峰期的三分之一。
- 新兴市场：印度、东南亚国家因电力缺口大，仍在核准亚临界机组，但同步要求配套20%以上掺氢或生物质混烧。
- 发达经济体：欧盟、北美以退役为主，2025年起平均每年退役25 GW，但保留部分机组作为冬季顶峰备用。
二、中国路径：从“主体电源”到“调节电源”
国家能源局明确：2030年前煤电仍是“压舱石”，但定位已转向“灵活调节+兜底保障”。
1. 装机规模天花板
《“十四五”现代能源体系规划》提出，2025年煤电装机控制在11亿千瓦左右，增量空间不足50 GW，且全部用于“上大压小”或应急备用。
2. 灵活性改造时间表
2025年前完成2亿千瓦机组深度调峰改造，最低稳燃负荷由50%降至30%；2030年目标进一步降至20%，为风光让出发电空间。
三、技术路线：三条赛道决定“去留”
1. 超超临界+CCUS
700 ℃等级超超临界机组供电煤耗可降至250 gce/kWh以下，叠加90%捕集率的CCUS，度电碳排放降至100 g以内，接近燃气机组水平。
2. 生物质/氨/氢混烧
日本碧南电厂已实现20%氨混烧商业化运行；中国大唐安徽项目计划2025年投运35%生物质混烧，燃料成本较纯煤增加0.08元/kWh。
3. 小型模块化燃煤（SMCC）
适用于工业园区蒸汽与电力联供，容量50—150 MW，热电效率可达80%，投资成本约3500元/kW，较燃气分布式低30%。
四、经济性测算：碳价是“生死线”
以沿海百万千瓦机组为例，当前到厂标煤价900元/吨、利用小时4500 h，度电燃料成本约0.32元；若碳价升至200元/吨，碳成本增加0.18元，总成本逼近0.50元/kWh，与光伏+储能平价区间重叠。
- 盈亏平衡点：碳价120元/吨、利用小时3500 h，对应电价0.45元/kWh。
- 灵活性补偿：山东现货市场深调补偿上限0.4元/kWh，可覆盖机组30%负荷运行亏损。
五、政策与资本：谁在“投票”火电未来？
1. 金融机构态度分化
亚投行、世行已停止纯煤电融资；国内政策性银行仍对“三改联动”项目发放低成本贷款，利率下浮10—20%。
2. 碳市场扩容
2024年起水泥、电解铝纳入全国碳市场，间接推高煤电边际成本，预计带动绿电溢价0.02—0.03元/kWh。
六、自问自答：火电会被“一夜淘汰”吗？
问：风光大基地全面投产后，煤电是否失去价值？
答：风光有效容量系数不足10%，冬季晚高峰仍需煤电顶峰，预计2030年仍需保留7—8亿千瓦装机作为战略备用。
问：CCUS成本居高不下，火电减排是否无解？
答：国家绿色基金已设立百亿级CCUS赛道基金，目标2030年将捕集成本降至200元/吨以下，届时煤电度电碳成本可控制在0.05元以内。
问：欧洲重启煤电是否意味着全球政策倒退？
答：欧洲重启的是已封存机组，且限定2024—2025年运行，用于替代高价天然气，中长期碳中和目标未变，反而加速可再生能源投资。
七、企业策略：如何在“收缩期”活下来？
- 资产轻量化：出售老旧机组，回笼资金投向灵活性改造与储能联营。
- 燃料多元化：签订10年以上生物质颗粒长协，锁定燃料溢价。
- 碳资产运营：提前储备CCER项目，2025年后可抵消5%—8%碳排放配额缺口。
八、结语展望
火力发电不会消失，但将被迫从“规模竞赛”转向“效率竞赛”。谁能率先完成深度调峰、低碳燃料、碳捕集的三重跨越，谁就能在电力系统新秩序中占据不可替代的生态位。
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