今年6月，山东省能源局宣布，全省30万千瓦以下“抽凝机组”，即发电同时抽取蒸汽来供热的小型煤电机组已全部退出。“十四五“（2021年到2025年）期间，山东累计关停“小煤电”，即单机容量小于30万千瓦的煤电机组555台，总装机容量达1751万千瓦，规模为全国之最。
这批小型煤电机组退出后，山东煤电装机中30万千瓦及以上的中大型机组成为绝对主力，且平均每度电的煤耗从2020年的308克降低到295克标准煤以下。也就是说，现在发一亿度电，比2020年少消耗1300吨标准煤。
山东省是中国的工业和人口大省，用能需求庞大，用电量和供热需求均居全国前列。长期以来，煤电在山东承担着多重功能，既是工业生产和居民生活的重要电力来源，也是冬季集中供暖和工业蒸汽供应的重要基础设施。在新能源快速发展的背景下，煤电还在保障电力系统安全稳定运行方面发挥着关键作用。
因此，山东这轮煤电退出并不是简单地“关停”，而是一场围绕煤电功能转型展开的系统性调整。但小煤电退出只是第一步，接下来的问题更复杂：供热缺口怎么补？如何做到供热和发电协同发展？电网不够灵活怎么办？
未来，山东能否在保障供热安全和电力稳定的前提下降低对煤电的依赖，将取决于清洁供热体系建设，“供热和发电”能不能松绑，新能源和储能能不能配合好，以及电价能不能更灵活地引导企业调整用能行为。
山东为煤电退出做了哪些准备？
山东能够率先推动大规模小煤电退出，并不是因为煤电在当地已经不再重要，而是因为近年来当地围绕供电、供热和系统调节功能，逐步建立起一套替代和支撑体系。
首先是新能源的发展加快，让煤电有了减量空间。近年来，山东新能源装机快速增长， “十四五”期间非化石能源装机贡献了全省93%的新增电力装机，目前总规模已突破1.4亿千瓦，约占电力总装机的55%。随着低成本的风电、光伏大规模并网，山东的电源结构正在发生深刻变化。全省新增的用电需求，过去主要依赖煤电，现在更多由清洁电源满足。
其次是清洁供热和长距离输送（简称长输）供热的发展，为热力稳定供应创造条件。在山东，许多小煤电机组长期承担城市供暖和工业供汽功能。如果热源替代不足，即便小煤电机组能效较低、排放较高，也难以真正退出。
近年来，山东持续探索核能供热、长输供热、地热、生物质、工业余热和热泵等多元清洁供热路径。例如，海阳核电站已成为全球最大的热电联产核能基地，向约40万居民清洁供暖，面积达1300万平方米；中国最大的长输供热项目横跨山东三个城市，累计向省会济南输送热量超过1500万吉焦，满足9000多万平方米用户的用热需求。
此外，山东还大力推进煤电机组“三改联动”，即三种技术改造：降低煤耗和二氧化碳排放的“节能降碳改造”，提高机组供热能力和综合能源利用效率的“供热改造”，以及提升负荷调节能力，帮助电网安全稳定运行的“灵活性改造”。“十四五”期间，山东分别完成节能降碳改造、供热改造和灵活性改造2484.5万千瓦、2575.5万千瓦和4925.5万千瓦，三者累计的总规模接近山东在2024年底运行的煤电机组总规模，全面提升了大型煤电机组的综合保障能力。
难题转向哪里？
小煤电退出并不意味着山东煤电转型已经完成。随着低效小煤电机组逐步出清，山东面对的问题正在从“能不能关掉落后机组”，转向“如何在少用煤电的同时保障供热、电力安全和系统灵活性”。对于一个供电、供热需求都很大的省份来说，后续挑战可能比关停本身更复杂。
山东近年来虽然加快推进多元清洁供热，但燃煤供热仍占据重要位置：燃煤供暖占比约85%，供工业蒸汽的比例更是达到95%以上。与电力相比，热力输送（尤其是工业蒸汽）受距离、管网、热损失等因素约束，难以大范围、快速调度，一旦局部热源替代不足，就可能影响居民供暖和工业生产。因此，小煤电退出后，供热系统能否稳定接续，仍是山东煤电转型面临的首要约束。
山东大量煤电机组同时承担发电和供热功能，尤其在冬季采暖期，机组往往需要维持一定的发电输出以保障供热，在电力过剩时也难以有效降低负荷。随着光伏等新能源快速增长，这一矛盾更加突出：午间光伏发电达到顶峰，系统希望煤电让出空间；但供热需求又要求热电机组保持运行。这不仅压缩了新能源消纳空间，也阻碍了煤电向调节性电源的转型步伐。
此外，虽然山东近年来加快推进抽水蓄能和新型储能建设，持续完善不同时段分别计费政策，并推动虚拟电厂常态化运行，但从实际运行看，系统调节压力仍主要由煤电机组承担。山东煤电机组频繁深度调峰、启停调峰甚至轮流停机的现象依然较为普遍。这不仅增加了设备损耗、影响机组运行安全，也推高了供电煤耗。有研究表明，煤电机组在低负荷区间运行时煤耗上升更为明显，也就是说，机组越是被压低功率，单位发电煤耗上升越快，煤电深度调峰的系统成本也越高。
这三种情况是在高比例的新能源接入电力系统时，煤电机组为了维持电网供需平衡、消纳绿电而经常采取的灵活运行策略。
深度调峰是说当电力供应大于需求时，煤电机组要减少发电，通常低于额定容量的50%。此时供电煤耗显著攀升，发电成本增加。启停调峰是比深度调峰更极端的手段，即当电网负荷极低，深度调峰已经无法容纳新能源发电时，机组在较短时间内完成停机-启动的完整循环，这种运作会损耗设备，且需要消耗大量燃料和相当时间。轮流停机是说电厂将部分机组完全停机备用，其他机组承担基础发电和调峰任务。
下一步：煤电功能重塑
对山东这样的煤电大省而言，真正的转型不是简单“少建少用煤电”，而是让煤电承担的供热、调峰和保供功能逐步被更清洁、更灵活的资源替代。
小煤电退出后，山东需要继续推动核能供热、长输供热、地热、生物质、工业余热、热泵等多元供热方式，并把各地的供热管网互联互通，用智慧供热系统统一调度。城市更新、工业园区改造和供热管网规划要结合起来，对于热泵、生物质、地热等供热成本较高、商业模式尚不成熟的清洁热源，也需要建立更合理的成本分担和价格疏导机制，避免企业因经济性不足而缺乏投资动力。
另外，应加快推进热电联产机组的热电解耦改造，即降低发电和供热之间的强绑定关系。灵活使用电锅炉、蓄热水罐、熔盐储能等技术，提高机组供热和发电的灵活性，使其在保障供热的同时减少不必要的发电出力。电厂需要结合自身装机、供电和供热特点，因地制宜选择适合的技术和改造方案，提升调节能力。
山东还需要让抽水蓄能、新型储能、工厂和居民错峰用电、电动汽车有序充电、跨区输电等资源真正参与系统调峰，而不是主要依赖煤电。尤其是在中午光伏发电高峰、而晚上迎来用电高峰的这段时间，蓄电池、可调度的用电负荷能不能及时发挥作用，将直接影响煤电机组是否还需要频繁深调、启停甚至轮停。
最后，市场价格信号需要更有效发挥作用。山东需要进一步完善电力买卖市场和补偿机制，减少不必要的行政干预，让电价信号更稳定、更好预判。谁能帮电网调节、谁能留出备用电、谁能配合错峰用电，就可以获得合理的奖励和回报。只有当电价能够更真实地反映新能源波动和系统调节成本，煤电才能真正从“多发电”转向“少发电、保安全、强调节”。
