2026年上半年，中国煤电同时跨过了两个方向相反的门槛。
根据全球能源监测中心（Global Energy Monitor, GEM）的最新数据，半年内，约30吉瓦新煤电机组投入运行，同比增长43%，为十年内同期最高；退役规模却只有不到2.7吉瓦，相当于每退役1吉瓦，就有超过10吉瓦新煤电投产。煤电发电量也在2025年下降后再次回升，同比增长3.4%。然而，国家能源局在7月底新闻发布会上公布，今年上半年煤电在全国总发电中的占比降至49.7%，首次低于一半；中国电力企业联合会数据显示，上半年全国6000千瓦及以上电厂发电设备中，煤电平均利用小时数降至1998小时，同比下降约3%。
这并不是说煤电在重新夺回市场，而是一个更庞大的煤电机组群，在争夺越来越有限的发电空间。煤电发电量的上升，并非因为单台机组出力更多运行更久，而是因为有越来越多的机组在投入运行。
这个区别至关重要。中国面临的煤电政策问题，已经不仅局限在“还要不要新建”，更关键的是：为保障电力安全而建设的煤电，能否真正转向备用和调节的角色。
当前的煤电投产高峰，主要是上一轮审批周期的后续释放。2021年，气候因素叠加煤价高企，电网调节能力有限的同时电力需求高速增长，20个省份出现拉闸限电的情况，随后在2022年，国家有关部门上调十四五期间煤电发展目标，煤电审批出现激增。许多项目随后迅速完成融资、设备采购和地方行政程序，进入难以逆转的建设阶段。煤电项目的核准权由省级政府在国家规划框架内行使，地方投资激励和已经形成的沉没成本，也使国家政策的转向难以及时传导到地方项目层面。
图表数据来源：GEM、CREAGEM数据显示，2026年上半年，新核准煤电仅8.6吉瓦，同比下降63%，表明审批端已经开始收紧。但在建煤电仍有约204吉瓦，另有70吉瓦已获核准但尚未开工，两者合计274吉瓦，相当于全国现有煤电装机的22%。即使不再核准新项目，这一项目储备仍足以推动煤电装机在十五五期间继续增长数年。
与此同时，《十五五碳达峰行动方案》已经提出“加快实现新增用电量由新增清洁能源电量覆盖”。这意味着煤电装机仍在扩张，但可供其争夺的新增发电市场正在收缩。正常情况下，利用率下降和低电价应当抑制新投资，并推动最缺乏竞争力的机组退出。然而，现行的煤电支持体系在一定程度上削弱了这种调整。
第一层支持来自容量电价。国家发改委和能源局通知，从2026年起，符合条件的煤电机组可通过容量电价回收至少50%的标准固定成本，相当于每千瓦每年165元，相关成本最终由工商业用户通过系统运行费用承担。（根据GEM相关数据，截至2026年上半年，中国在运煤电机组约为12.6亿千瓦）
容量补偿机制本身是具有合理性的。随着风电和光伏占比上升，电力系统仍需要可调度资源在供应紧张时顶峰。为“随时可用”付费，可以让煤电减少平时的发电，同时保留必要的可靠容量。
问题在于，容量补偿是在没有充分取消煤电电量保护的情况下叠加上去的。根据国家发改委和能源局《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，2026年，煤电企业原则上仍需签订相当于上一年实际上网电量60-70%的年度中长期合同，并通过月度及以上合同覆盖预计市场化上网电量的至少80%。按照CREA对2025年煤电上网电量约为5430太瓦时估算，煤电年度合同下限约为3260-3800太瓦时，超过当年全国市场化交易电量的50%。
中长期合同本身也并不是问题，它们可以帮助发电企业和用户管理价格与电量风险。但当合同覆盖率由行政规则为煤电设定下限时，风险管理工具就可能变成煤电在有限市场中的优先权。即使部分合同采用金融结算，它们也会增强煤电企业对低价和价格波动的承受力。
结果是，一座煤电厂一方面因保持可用获得容量收入，另一方面又通过强制合同获得电量和收入保护。这削弱了电力市场本应发出的两个信号：在风光发电充裕，现货价格接近零或转负时，煤电应当主动降低出力；当煤电利用率长期偏低时，投资热情应当下降，并促使不再需要的机组退役。
2026年上半年的新能源消纳数据已经体现了这种矛盾。能源与清洁空气研究中心（Centre for Research on Energy and Clean Air, CREA）根据风光项目的实际分布和逐小时气象条件，并利用历史数据对模型进行校准，估算中国上半年风光弃电量达到360太瓦时，同比增长49%。这部分弃电量超过了同期258太瓦时的全社会用电增量。当然，并非每一度被弃电量都能在同一时间、同一地点替代煤电。但从全国电量平衡看，煤电发电量回升并不是因为中国缺少足以满足新增用电需求的清洁电力，而是因为电网、跨省交易、调度和储能等没有及时把它用起来。
在内蒙古、新疆、青海、甘肃和宁夏等主要电力外送省份，风光弃电率明显高于东部负荷中心，但部分省份的火电发电量仍在增长。煤电不仅在资源省份与新能源争夺本地调度和输电通道，也在东部受电省份削弱对跨省清洁电力的需求。
霍尔木兹海峡的航运危机也容易诱发另外一种误读：煤电发电量回升说明中国正在以煤炭应对外部能源冲击。事实上，根据中国海关和统计局数据，2026年上半年，国内煤炭产量与进口量合计同比下降1.4%，天然气价格上涨和液化天然气供应收紧，可能在边际上推动部分发电从燃气转向煤炭，但并没有带来国内煤炭供应的扩张。真正能降低中国对国际燃料价格和海运风险敞口的，是利用清洁电力减少对进口燃料的依赖，继续推动交通和工业领域的电气化。
因此，解决问题不能只依靠给煤电重新贴上“支撑性电源”或“调节性电源”的标签，而是真正的把可靠性补偿与普通电量销售分开，逐步取消煤电特有的中长期合同最低比例，优先从新能源弃电严重、长期出现零电价或负电价的省份开始。煤电企业仍可通过自愿的金融合同管理风险，但不应该继续享有行政设定的普通电量销售下限。
与此同时，容量机制也应转向技术中性和绩效导向。补偿对象应是实际可用性、爬坡能力、启停表现以及系统紧张时的交付，而不是煤电装机本身。储能、需求响应和其他灵活性资源，应能在同一机制中公平竞争。
十五五期间衡量煤电转型的关键，应当是在清洁电力充足时，煤电能否真正少发、退出，并让市场把资金引向电网、储能和灵活性资源。至少从全国电量平衡看，中国眼下并不缺满足增量需求的清洁电力，当前亟需的是一套能让清洁电力在可用时优先发挥作用的制度安排。
注：本文仅代表作者观点。作者：秦琦(Qi Qin)，能源与清洁空气研究中心（CREA）分析师，此前曾供职于联合国环境规划署。本文基于CREA与全球能源监测（GEM）的联合研究报告“Built for backup, contracted to run: China’s coal support system risks crowding out clean power”，秦琦为主要作者。