2026-2031年中国火电行业市场调查研究及发展前景预测报告

产业研究·深度报告2026-2031年中国火电行业市场调查研究及发展前景预测报告——双碳目标下煤电角色重塑与系统价值重构研究范围：中国火电行业（煤电/气电/热电联产）数据周期：2015-2031E（历史+预测）覆盖区域：全国六大区域31省（区市）发布日期：2026年7月2026-2031年中国火电行业市场调查研究及发展前景预测报告-第页-目录TOC\o"1-3"\h\u19748执行摘要 610785第一章中国火电行业发展概述 877571.1火电的定义与分类 83341.2行业发展历程回顾 814059第一阶段：规模扩张期（1949-2000年） 825256第二阶段：技术升级期（2001-2010年） 8107第三阶段：清洁高效期（2011-2020年） 928707第四阶段：角色转型期（2021年至今） 95491.3行业在国民经济中的地位 9133231.42024-2025年行业运行全景 91094第二章行业发展环境分析（PEST） 12186242.1政策环境（Policy） 12263742.1.1"双碳"顶层设计 12265012.1.2容量电价机制落地 12145302.1.3电力市场化改革 13242652.1.4环保与碳约束政策 14106712.2经济环境（Economic） 14131832.2.1宏观经济与电力需求 14128552.2.2煤价中枢下移 1437232.2.3电力投资保持高速增长 15105682.3社会环境（Social） 16241472.3.1用能需求刚性增长 16128312.3.2环境关切与邻避效应 1656032.4技术环境（Technological） 16259352.4.1超超临界与高参数机组 16323412.4.2灵活性改造技术 17304822.4.3CCUS技术 1729787第三章中国火电市场供需格局分析 18279513.1电力供需总量 18315083.2火电装机格局 18186773.2.1煤电装机 1957833.2.2气电装机 20281813.2.3热电联产 20132773.3区域供需格局 2154863.3.1华北电网 22207203.3.2华东电网 22212473.3.3南方电网 23285453.3.4西北电网 23124423.4利用小时与负荷率 23279983.5顶峰出力与电力保供 2411030第四章火电产业链及成本盈利分析 26310644.1产业链全景 2635874.2上游：煤炭与天然气供应 26206354.2.1煤炭供应格局 26190054.2.2天然气供应格局 2839744.3中游：设备制造与EPC 2814844.3.1火电设备制造 28313654.3.2EPC与建设 29225064.4下游：发电运营 2916614.4.1五大六小发电集团 29312794.4.2成本结构 31260534.4.3电价水平 32164364.5行业盈利分析 32178604.5.1辅助服务收入 34289704.5.2盈利敏感性分析 342734第五章火电技术路线与装备水平分析 36151505.1煤电技术代际演进 365025.1.1亚临界机组（Subcritical） 36303245.1.2超临界机组（Supercritical） 3624075.1.3超超临界机组（USC） 36241805.1.4二次再热超超临界 37225415.1.5630℃二次再热（高效USC） 37229665.1.6700℃高超超临界（AD700，研发中） 37162055.2灵活性改造技术 37279075.2.1锅炉侧改造 38117445.2.2汽轮机侧改造 3874165.2.3热电解耦技术 38193475.2.4改造进展 38228625.3CCUS技术与煤电深度脱碳 39317235.3.1技术分类 39100735.3.2示范项目进展 39182195.3.3成本下降路径 40116625.4燃气轮机与联合循环 40256795.4.1重型燃机国产化 4141005.4.2燃气-蒸汽联合循环（NGCC） 41132905.5热电联产与多能互补 41200575.6火电+耦合技术 41151295.6.1煤电+储能（调频/调峰） 4254715.6.2煤电+熔盐储热 42263435.6.3煤电+新能源打捆 42193185.6.4煤电+生物质耦合 43255435.6.5煤电+CCUS 4352545.7排放控制技术水平 4329220第六章竞争格局与企业竞争力分析 45130406.1市场竞争格局总览 45102496.2主要企业竞争力分析 4553676.2.1中国华能集团 45208486.2.2国家能源集团 4567616.2.3中国华电集团 45275886.2.4国家电力投资集团 45155036.2.5中国大唐集团 46242036.2.6代表性地方国企 46211696.3核心竞争力要素比较 46251806.4设备制造商竞争格局 4716309第七章碳排放、碳市场与碳中和展望 48206207.1火电行业碳排放现状 48311277.2全国碳市场运行与影响 49105477.2.1碳市场发展现状 4986617.2.2碳成本对煤电的影响 50190727.3煤电碳达峰与减排路径 50240637.3.1煤电碳排放达峰时间 50275017.3.2减排技术路径 51230567.4中国火电行业转型路径 5115700第一阶段：主力保供+灵活性改造期（2024-2027年） 5127189第二阶段：基荷+调节并重期（2028-2030年） 5129431第三阶段：调节性电源为主期（2031-2035年及以后） 52123377.5全球视角：中国火电在全球的位置 5284377.6火电海外市场与"一带一路" 532177第八章火电行业风险与挑战 55191438.1风险矩阵总览 55260838.2燃料价格风险 55186138.2.1煤价波动风险 55138208.2.2气价风险 55221178.3政策与监管风险 56348.4利用小时持续下行风险 56222578.5财务与投资风险 56142418.5.1资产搁浅风险 566828.5.2债务风险 56176488.6技术替代风险 5751048.6.1新型储能规模化替代风险 5796398.6.2核电、新能源+储能、氢能替代 57296398.7供应链与建设风险 57167138.7.1高温材料与燃机"卡脖子" 57112798.7.2项目建设周期风险 57166558.8环境与社会风险 57216428.8.1极端气候风险 57274808.8.2舆论与ESG风险 5764278.9SWOT分析总结 5818297第九章发展战略与建议 59109739.1对政府与监管部门的建议 59135479.1.1坚持"先立后破"，科学把握煤电转型节奏 59151039.1.2完善市场机制，体现煤电容量价值 59146519.1.3加快"三改联动"，推动煤电清洁高效 59219049.1.4大力支持CCUS等低碳技术示范和规模化 5987419.1.5加快推进燃气轮机国产化 60255039.2对发电企业的建议 60178449.2.1科学制定煤电发展战略，分类施策 6059769.2.2多措并举提升盈利能力 60144509.2.3加速低碳转型与新能源协同 61230439.2.4数字化智能化升级 61209589.3对设备制造企业的建议 61212719.3.1聚焦高效低碳产品升级 61229769.3.2发展灵活性改造、CCUS、储能相关装备 6163289.3.3国际化经营与服务化转型 62197479.4对金融投资者的建议 62239019.4.1火电资产投资价值重估 62245579.4.2把握估值修复与业绩兑现节奏 62193159.4.3关注长期转型风险 6218546第十章2026-2031年市场前景预测与结论 63183910.1核心预测数据汇总 63319510.2关键趋势判断 6320472判断一：火电装机2027年前后达峰，峰值约16.4亿千瓦 63913判断二：火电发电量2024年已是历史峰值，之后趋势性下降 6317928判断三：容量+辅助服务+绿电补偿三足鼎立，火电盈利进入新常态 648331判断四：气电是火电增长最快的子领域，2030年装机翻番 6415930判断五：CCUS从示范走向产业化，2030年后规模化部署 6425781判断六：煤电"走出去"升级为技术、装备、服务综合输出 64745410.3结论 6512553参考文献 6615300——报告完—— 67

执行摘要在"双碳"目标全面推进和新型电力系统加速构建的背景下，中国火电行业正经历从"主力电源"向"基础保障性与系统调节性电源并重"的深刻角色转变。2024年全国火电装机容量达到14.43亿千瓦，同比增长4.2%；全年火电发电量约6.34万亿千瓦时，占全国发电量的67.0%，依然承担着全国近三分之二的电量供应和超过70%的顶峰出力任务。火电作为电力系统"压舱石"和"调节器"的双重定位进一步凸显。核心观点一：煤电仍是能源安全的"压舱石"，但从电量主体转变为容量主体。截至2024年底，在运煤电机组加权平均年龄仅约12年，远低于欧美发达国家的35-40年，资产寿命决定煤电不会提前退出。2024年新核准煤电约49GW，2025年上半年继续核准29GW，主要围绕特高压外送、负荷中心支撑和新能源配套三大场景布局。在"十五五"期间，煤电电量份额将从2024年的约60%下降至2030年的44%左右，但容量支撑价值通过容量电价、辅助服务等机制获得合理补偿。核心观点二：容量电价机制落地重塑煤电盈利模型，"电量+容量+辅助服务"三支柱成型。自2024年1月1日起，全国煤电容量电价机制正式实施，对合规在运机组按固定成本回收给予100-165元/kW·年的容量补偿。根据测算，容量电价可为主要火电上市公司增厚火电EBITDA约10%-20%，将行业盈亏平衡利用小时从约4500小时降至3800小时以下，大幅改善火电资产在新能源挤压下的生存能力。2024年火电板块归母净利润约1080亿元，创历史新高；2025年上半年五大发电集团合计净利润突破654亿元，同比继续增长。核心观点三：煤电"三改联动"进入深水区，灵活性改造是重中之重。截至2025年，全国已完成节能降碳改造3.6亿千瓦、灵活性改造2.3亿千瓦、供热改造1.9亿千瓦，但灵活性改造距离2027年6亿千瓦目标仍有较大差距。改造后机组最小技术出力可降至额定负荷的25%-30%，显著提升系统调节能力。度电煤耗从2015年的318g/kWh降至2024年的299.8g/kWh，达到世界先进水平，单位发电量烟尘、SO2、NOx排放强度较2014年下降95%以上，煤电的"清洁性"已接近燃气机组水平。核心观点四：煤价中枢回落，行业盈利进入常态化修复区间。2024年秦皇岛5500大卡动力煤均价约820元/吨，较2022年1300元/吨的高位显著回落；2025年中枢进一步下行至700-750元/吨区间，长协煤占比提升至80%以上，煤电燃料成本敞口大幅收窄。叠加容量电价和煤耗持续下降，火电行业整体利润率从2021年全行业亏损（净亏约380亿元）修复至2024年盈利1080亿元，盈利质量显著提升。核心观点五：气电进入快速增长通道，成为系统调峰"新势力"。2024年气电装机约1.4亿千瓦，全年新增约1400万千瓦，创历史新高。在"十五五"规划下，燃气发电机组因启停快、爬坡能力强、碳排放约为煤电一半的优势，将主要布局在长三角、珠三角、京津冀等负荷中心和新能源消纳压力大的地区，预计2030年气电装机将突破2.2亿千瓦，成为火电增长最快的子领域。核心观点六：技术升级路径清晰——超超临界、CCUS、耦合新能源三向发力。630℃超超临界二次再热机组设计效率突破50%，供电煤耗低至256g/kWh；全国CCUS示范项目超过120个，其中火电碳捕集项目捕集能力约940万吨/年，12项CCUS国家标准将于2026年7月1日全面实施；煤电+新能源打捆外送、煤电+储能调频、煤电+生物质耦合等多元商业模式加速落地，火电正从单一发电资产向综合能源枢纽转型。市场前景：预计2026-2031年，中国火电装机将从约15亿千瓦增长至16.5亿千瓦，年均复合增速约2.0%；火电发电量年均下降约0.5-1.0个百分点，但容量支撑价值持续上升。2031年以后，随着CCUS成本大幅下降和新型储能规模化，煤电将进入有序退出通道，但在2040年前仍将是电力系统的重要支撑。建议投资者关注：①优质火电运营商（华能国际、华电国际、国电电力、宝新能源）；②火电设备龙头（东方电气、上海电气、哈尔滨电气）；③灵活性改造服务商；④煤电CCUS及耦合技术解决方案商。

第一章中国火电行业发展概述1.1火电的定义与分类火电（ThermalPower）是指利用煤炭、石油、天然气等化石燃料燃烧产生的热能，通过蒸汽动力循环转化为电能的发电方式。按照燃料类型，火电可分为燃煤发电（煤电）、燃气发电（气电）、燃油发电、余热余压发电、垃圾/生物质发电等子类。本报告研究范围以煤电和气电为主体，兼顾热电联产、自备电厂、分布式燃机等相关业态，是电力行业规模最大、历史最久、对电力系统安全稳定运行贡献最大的电源类型。按照机组功能定位划分，火电机组可分为以下几类：纯凝发电机组：仅生产电能，不对外供热，是传统主力机组类型，占煤电装机约65%。热电联产机组（CHP）：发电同时对外供应工业蒸汽或民用采暖蒸汽，能源综合利用效率可达70%-90%，主要分布在北方采暖城市和工业园区，装机占比约35%。调峰机组：承担电力系统尖峰负荷与调频、备用等辅助服务功能，包括燃气轮机、抽水蓄能配套燃机等。自备电厂：由工业企业投资建设，主要为钢铁、化工、有色、造纸等高耗能行业自用，自发自用、余电上网。按照机组技术等级划分，煤电机组可分为亚临界（参数16.7MPa/538℃）、超临界（24.2MPa/566℃）、超超临界（≥25MPa/600℃）三个技术代际，以及最新的630℃二次再热超超临界、700℃先进超超临界（研发阶段）等前沿方向。当前超临界及以上机组已占煤电装机的65%以上。1.2行业发展历程回顾中国火电行业经历了从小到大、从弱到强、从粗放到清洁的四个发展阶段：第一阶段：规模扩张期（1949-2000年）建国初期，全国火电装机仅169万千瓦。改革开放后，随着国民经济快速发展，火电装机从1978年的3984万千瓦增长至2000年的2.38亿千瓦，年均增速约9%。这一阶段以国产100MW、200MW、300MW亚临界机组为主，供电煤耗高、污染物排放重，1990年代全国平均供电煤耗仍高达427g/kWh。第二阶段：技术升级期（2001-2010年）加入WTO后，中国进入重化工业阶段，电力需求快速增长。2006年以后，国家实施"上大压小"政策，大力关停50MW、100MW、200MW等小机组，集中建设600MW、1000MW超临界、超超临界大机组。到2010年底，火电装机达7.1亿千瓦，十年增长近3倍。超超临界机组开始规模化部署，供电煤耗下降至333g/kWh。第三阶段：清洁高效期（2011-2020年）2014年起实施《煤电节能减排升级与改造行动计划》，全面推进超低排放改造，全国煤电机组基本实现烟尘≤10mg/m³、SO2≤35mg/m³、NOx≤50mg/m³的"燃气轮机组排放标准"。2020年火电装机12.45亿千瓦，十年增长75%，但增速明显放缓，年均新增装机从"十二五"的5000万千瓦降至"十三五"末期的4000万千瓦左右。第四阶段：角色转型期（2021年至今）2021年提出"双碳"目标后，煤电定位加速从"主体电源"向"基础保障性和系统调节性电源并重"转型。2021-2023年，由于新能源大发展期间的电力保供压力加大，煤电核准阶段性重启，2022-2023年共核准174GW；2024年1月1日煤电容量电价机制落地，标志着煤电的盈利逻辑从单一电量收入转向"电量+容量+辅助服务"三支柱。2024年全国煤电平均供电煤耗降至299.8g/kWh，处于世界先进水平。1.3行业在国民经济中的地位火电是关系国计民生的基础性产业，直接关系国家能源安全、经济运行和社会稳定。其在国民经济中的地位主要体现在以下几个方面：第一，电力供应"压舱石"。2024年火电贡献了全国67%的发电量和超过70%的顶峰出力，是电力电量平衡的主体。在极端天气（如2022年夏季川渝干旱、2023年冬季寒潮）和新能源出力波动时，煤电的保供作用无可替代。第二，煤炭消费"蓄水池"。火电消费了全国约55%的煤炭产量，是煤炭行业最大的下游客户，直接关系到近400万煤炭产业工人就业和山西、内蒙古、陕西等煤炭主产区的经济财政。煤电-煤炭产业链的稳定是国家能源安全的核心环节。第三，电网稳定"调节器"。火电机组具备转动惯量、调频调压、黑启动等同步发电机特性，是电网频率、电压稳定的核心支撑。在高比例新能源电力系统中，火电的系统价值远不止于其发电量本身。第四，区域供热"主力源"。全国北方城市集中供热面积约147亿平方米，其中热电联产机组承担了约80%的供热任务，直接关系到北方地区冬季10亿平方米级别的民生采暖保障。1.42024-2025年行业运行全景图1-12015-2025年中国火电装机容量变化趋势数据来源：国家能源局、中电联、国家统计局截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长11.9%。其中火电装机14.43亿千瓦，同比增长4.2%，占总装机的43.0%，较2023年下降约3个百分点。火电装机中，煤电11.94亿千瓦、气电1.40亿千瓦，其余为余热余压、垃圾/生物质等发电类型。图1-22015-2025年中国火电发电量及占全国发电量比重数据来源：国家能源局、中电联2024年全国全口径发电量9.41万亿千瓦时（调整后口径约9.5万亿千瓦时），同比增长约6%。其中火电发电量约6.34万亿千瓦时，同比增长1.8%，占全国发电量的67.0%；煤电发电量约5.76万亿千瓦时，占比约60%；气电发电量约3400亿千瓦时，占比约3.6%。图1-32024年中国发电装机结构数据来源：国家能源局、中电联从装机结构看，非化石能源发电装机已达19.5亿千瓦，占比58.2%；火电占比下降至43%。但从发电量结构看，火电仍占67%，反映出新能源"装机大、电量贡献相对小"的特征，火电仍是电量供应的主体。这一"装机-电量"剪刀差在"十五五"期间将持续扩大，凸显火电容量价值的重要性。

第二章行业发展环境分析（PEST）2.1政策环境（Policy）2.1.1"双碳"顶层设计2020年9月，习近平总书记向世界郑重宣示"双碳"目标——2030年前碳达峰、2060年前碳中和。2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》，构成"双碳""1+N"政策体系的顶层设计。文件明确提出"积极发展非化石能源""构建新型电力系统""严格控制化石能源消费"等目标，同时强调"坚持先立后破，通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上"。2024年以来，政策层面对煤电的表述进一步明确：煤电是新型电力系统的"基础性调节性电源"，不是"落后产能"，要在"双碳"进程中有序转型、合理发展，避免"运动式减碳"。《2025年能源工作指导意见》明确提出"持续推动煤电三改联动和落后产能淘汰"，"统筹推进煤电与新能源优化组合"。2.1.2容量电价机制落地2023年11月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。这是自2002年厂网分开以来中国煤电价格机制最重大的改革，其核心要点是：容量电价按机组类型和所在地区分，每年对合规在运煤电机组给予100-165元/kW的容量补偿（山东、山西、内蒙古西等煤电基地省份为160-165元/kW，东部省份为100-130元/kW）。容量电价主要用于回收煤电机组的固定成本（折旧、人工、修理、财务费用等），电量电价主要回收燃料等变动成本。容量电费由全体工商业用户按用电量分摊，居民农业用户暂不参与分摊。容量电价每年根据煤电固定成本变化、新能源消纳需求等因素动态调整。图2-1主要省份煤电容量电价水平与固定成本覆盖率（2024）数据来源：国家发改委、各省份发改委文件2.1.3电力市场化改革2015年"9号文"开启新一轮电力体制改革以来，中国电力市场化交易规模持续扩大。2024年全国市场化交易电量达6.1万亿千瓦时，占全社会用电量比重63%。2025年6月，国家发改委发布《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》，推动新能源全面入市，建立"基准价+上下浮动"的市场化机制，新能源与火电同台竞价格局基本形成。图2-2中国电力市场化交易电量及占比变化数据来源：国家能源局、中电联、北京电力交易中心现货市场建设加速推进，截至2025年6月，首批8个现货试点省份（南方区域/广东、山西、甘肃、山东、浙江、四川、蒙西、冀北）已进入长周期连续运行，第二批6个试点省份正在提速。现货市场通过分时电价信号反映不同时段电力稀缺性，火电在负荷高峰时段获得更高电价，显著改善了火电的电量收入结构。辅助服务市场方面，2024年全国辅助服务总费用约1100亿元，同比增长34%，其中调峰、调频、备用、爬坡等火电贡献了65%以上的份额，预计2025年将达到1500亿元。2.1.4环保与碳约束政策环保方面，煤电已全面实现超低排放。2023年12月，生态环境部等印发《空气质量持续改善行动计划》，要求到2025年全国PM2.5浓度比2020年下降10%，重度及以上污染天数比率控制在1%以内，进一步严格煤电排放控制。碳市场方面，全国碳排放权交易市场2021年7月启动，首批纳入2162家发电企业，覆盖约45亿吨CO2排放。2024年CEA（全国碳配额）成交量约2.4亿吨，成交均价约95元/吨。2025年以来碳价稳中有升，预计2027年配额收紧后将升至130-150元/吨，2030年可能达200元/吨以上，碳成本对煤电盈利的边际影响将逐步加大。2.2经济环境（Economic）2.2.1宏观经济与电力需求中国经济进入高质量发展阶段，2024年GDP同比增长5.0%，全社会用电量9.41万亿千瓦时，同比增长6.8%，电力消费弹性系数约1.36，仍高于GDP增速。第二产业用电是主力，高技术制造业用电增速达到10%以上；数字经济快速发展，数据中心用电增速超过20%。从用电结构看，2024年第二产业用电占比66.5%，第三产业占比17.8%，居民生活用电占比15.0%。"新三样"（新能源汽车、锂电池、光伏产品）、数据中心、充电桩、制氢等新增负荷快速增长，预计"十五五"期间全社会用电量年均增速4.5%-5.0%，2030年将达12.4万亿千瓦时左右。2.2.2煤价中枢下移图2-3秦皇岛港5500大卡动力煤价格走势（2022-2025）数据来源：Wind、秦皇岛煤炭网、CCTD2022年是动力煤价格的历史高点，秦皇岛5500大卡均价约1300元/吨。2023年降至970元/吨，2024年进一步下行至820元/吨，2025年上半年均价约720元/吨，同比下降约12%。煤价回落的主要原因：一是国内煤炭产能持续释放，2024年原煤产量48.4亿吨，同比增长3.5%；二是进口煤大幅增长，2024年进口煤炭4.89亿吨，同比增长15%，创历史新高；三是长协煤占比提升至80%以上，煤电燃料成本稳定在合理区间。根据《2025年煤炭中长期合同签订履约工作方案》，"基准价+浮动价"定价机制继续执行，下水煤长协基准价维持675元/吨，月度定价基于"三西"地区煤炭出矿价、秦皇岛港口价、CCTD指数等综合确定，长协煤价波动区间可控。2.2.3电力投资保持高速增长图2-42018-2025年中国电源工程投资结构数据来源：国家能源局、中电联2024年全国电源工程完成投资11700亿元，创历史新高，同比增长21%。其中火电投资约1800亿元，同比增长38%，一改过去多年负增长态势，主要投向支撑性调节性煤电、气电、CCUS示范项目等。非化石能源投资占电源投资比重约84.6%，但火电投资绝对额已恢复至2010年前后水平。预计2025年火电投资将达2100亿元，2026-2028年维持在1800-2200亿元区间。2.3社会环境（Social）2.3.1用能需求刚性增长中国仍处于工业化中后期，2024年人均用电量约6670千瓦时，相当于OECD国家平均水平的70%左右，距美国（约12000千瓦时/人）仍有较大差距。随着电气化水平提升（电动汽车、电采暖、电炊具普及）、人均收入增长、居民消费升级，用电需求仍有刚性增长空间。2.3.2环境关切与邻避效应尽管煤电已实现超低排放，但公众对煤电项目的邻避心理依然存在。东部沿海地区新建煤电项目社会接受度下降，新增煤电项目主要向"三西"（山西、陕西、蒙西）煤电基地和西北新能源富集地区集中，通过特高压外送至中东部负荷中心。气电因排放清洁、占地小，在东部负荷中心更受青睐。2.4技术环境（Technological）2.4.1超超临界与高参数机组中国超超临界发电技术全球领先。截至2024年底，全国百万千瓦超超临界机组超过175台，总装机约1.74亿千瓦，占煤电装机的14.6%，是全球最大的超超临界机组集群。2024年中煤板集660MW、大唐新余1000MW二次再热机组相继商运，发电效率突破48%，供电煤耗降至265g/kWh以下。大唐郓城630℃二次再热示范项目正在建设，设计效率首次突破50%，煤耗256g/kWh，达到世界领先水平。图2-5中国百万千瓦超超临界煤电机组数量与装机数据来源：中国电力企业联合会、东方电气、上海电气2.4.2灵活性改造技术通过锅炉低负荷稳燃、汽轮机切缸改造、热电解耦、配置储热罐/电锅炉/熔盐储热等技术，煤电机组最小技术出力可从额定负荷的50%-60%降至25%-30%，部分先进改造机组可深调至20%。灵活性改造单位投资约500-1500元/kW，投资回收期一般3-6年，通过调峰补偿、辅助服务收入等回收。2.4.3CCUS技术碳捕集利用与封存（CCUS）是煤电深度脱碳的关键技术。2026年7月1日起，12项CCUS国家标准全面实施，涵盖捕集、运输、封存全链条。截至2024年底，全国规划和运行CCUS示范项目超120个，捕集能力约940万吨/年，其中火电领域CCUS项目约20个，代表性项目有华能陇东150万吨/年、国家能源集团锦界150万吨/年、大唐东营100万吨/年等。目前碳捕集成本约250-400元/吨CO2，预计2030年可降至200元/吨以下，2035年降至150元/吨以下。

第三章中国火电市场供需格局分析3.1电力供需总量2024年，全国全社会用电量9.41万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速较2023年提高0.6个百分点；全口径发电量9.52万亿千瓦时，同比增长6.0%。电力供需总体紧平衡，高峰时段部分省份电力保供压力较大。全年累计限电负荷约1500万千瓦，主要集中在夏季高温（7-8月）和冬季寒潮（12月-次年1月）两个高峰时段，通过跨省跨区支援、需求响应和火电顶峰基本得到保障。图3-12024-2031年中国发电量结构预测数据来源：中电联、国家能源局、本报告预测展望2026-2031年，预计全社会用电量年均增速约4.0%-4.5%，2031年全社会用电量达到12.0-12.6万亿千瓦时。非化石能源发电量占比将从2024年的33%提升至2031年的约55%，火电发电量占比下降至43%-46%，但绝对量仍保持在5.2-5.5万亿千瓦时高位。3.2火电装机格局2024年全国火电新增装机5768万千瓦，较2023年的6603万千瓦有所回落，但仍处于历史较高水平。其中煤电新增3310万千瓦，气电新增约1830万千瓦，其余为余热余压、生物质等发电。2025年上半年，火电新增装机约3900万千瓦，全年预计新增8500万千瓦，再创历史新高，主要支撑因素包括：①2022-2023年核准的集中投产；②特高压外送基地配套；③负荷中心支撑电源建设。图3-22020-2025年中国火电新增装机结构数据来源：国家能源局、中电联3.2.1煤电装机截至2024年底，全国煤电装机11.94亿千瓦，约占火电装机的82.7%。煤电新增装机主要集中在三大区域：①内蒙古、陕西、山西、宁夏、新疆等"三北"煤电基地，主要配套特高压外送；②江苏、广东、浙江、山东等东部负荷中心省份，主要为支撑性电源和热电联产；③安徽、江西、河南、湖北等中部省份，填补核电、新能源出力波动缺口。图3-32018-2025H1中国煤电新增核准装机规模数据来源：绿色和平、华泰证券、各地方能源局2022年是煤电核准高峰年，全年核准约69GW；2023年进一步升至105GW；2024年回归理性，核准49GW；2025年上半年核准29GW，预计全年约50-60GW。核准节奏的变化体现了"必要支撑"的政策导向——既不盲目上马，也不因碳约束过度压减，而是根据新能源消纳和电力保供的实际需要有序核准。3.2.2气电装机图3-42018-2030年中国燃气发电装机与发电量数据来源：国家能源局、中电联、《"十五五"天然气发展规划》2024年气电装机突破1.4亿千瓦，全年新增约1400万千瓦，主要分布在广东（3200万千瓦）、江苏（1800万千瓦）、浙江（1200万千瓦）、北京（1100万千瓦）、上海（900万千瓦）等长三角、珠三角和京津冀地区。气电利用小时2024年约2363小时，低于煤电的4628小时，主要承担调峰和供热任务。气电快速发展面临的主要约束是气价。2024年国内LNG综合成本约2.8-3.5元/立方米，气电度电燃料成本约0.45-0.55元/kWh，显著高于煤电。因此气电主要通过两部制电价、容量补偿、辅助服务和供热收入弥补成本。未来随着中俄东线、川气东送二线等管道气供应增加、LNG现货价格回落，气电经济性将有所改善，预计2030年气电装机达2.2亿千瓦。3.2.3热电联产图3-5中国热电联产装机与城市集中供热面积增长数据来源：中国城镇供热协会、中电联2024年全国热电联产装机约4.25亿千瓦，占火电装机的29.5%，承担了城市集中供热面积约136亿平方米。国家政策明确提出"推动30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径30公里范围内燃煤锅炉和落后燃煤小热电机组关停整合"，热电联产集中供热比例持续提升。在"双碳"背景下，燃煤热电联产逐步向燃气热电联产、生物质热电联产、工业余热利用、热泵供暖等多元热源演进，但燃煤热电联产在北方采暖仍占主导地位。3.3区域供需格局图3-62024年中国各省份火电发电量排名TOP15数据来源：国家能源局、各省份统计局从区域分布看，火电大省主要分布在三类地区：①煤炭资源富集区（内蒙古、山西、陕西、新疆），既是火电大省，也是"西电东送"主要送端；②工业负荷大省（江苏、山东、广东、浙江、河北、河南、安徽），本地负荷大，火电装机充足；③东北和华中地区（辽宁、湖北、吉林等），电力供需相对宽松，在冬季和夏季承担外送任务。2024年内蒙古火电发电量6177亿千瓦时，全国第一；江苏5095亿千瓦时、山东5057亿千瓦时、广东4917亿千瓦时紧随其后。这四个省份火电发电量均接近或超过5000亿千瓦时，合计占全国火电发电量的32%。图3-72024年中国六大区域电力供需格局数据来源：中电联、国家能源局3.3.1华北电网华北区域（京津冀鲁晋蒙西）是全国电力负荷第二大区域，2024年全社会用电量约2.2万亿千瓦时。本区域内蒙西、山西为外送端，京津冀鲁为受端。2024年冬季供暖期京津冀鲁最大电力缺口约2000万千瓦，主要通过锡盟-山东、蒙西-天津南、晋北-南京等特高压通道输入煤电和新能源电力解决。大同-天津南特高压工程计划2027年建成。3.3.2华东电网华东区域（沪苏浙皖闽）是全国最大负荷中心，2024年全社会用电量约2.7万亿千瓦时。区内江苏、浙江、福建有一定电源，上海高度依赖外电入沪。夏季高峰时段华东电网最大负荷突破4.2亿千瓦，通过锡盟-泰州、晋北-南京、灵绍、吉泉等特高压送入区外电力约8000万千瓦。安徽、江西、浙江近年加快支撑性煤电建设。3.3.3南方电网南方区域（粤桂滇黔琼）2024年全社会用电量约1.8万亿千瓦时。广东是最大负荷中心，最大负荷突破1.55亿千瓦；云南、贵州、广西为主要外送基地。昆柳龙直流（800万kW）、滇西北直流、金中直流等通道将云南水电和贵州/广西煤电送入广东。广东本地支撑性电源（惠州、陆丰、湛江、肇庆等气电和煤电项目）建设加快。3.3.4西北电网西北区域（陕甘宁青新）是新能源装机最大区域，2024年新能源装机突破3亿千瓦，占本区域装机的46%。煤电主要承担调峰和外送任务，通过哈密-郑州、灵绍、祁韶、吉泉、青豫、陇东-山东等特高压通道东送。新疆、甘肃新能源消纳压力较大，煤电灵活性改造任务重。3.4利用小时与负荷率图3-82018-2025年中国火电设备平均利用小时数数据来源：中电联2024年全国火电设备平均利用小时4400小时，较2023年的4476小时下降76小时；其中煤电4628小时，较2023年下降62小时；气电2363小时，较2023年下降162小时。利用小时下降的主要原因是新增装机快于电量增长，以及新能源发电量持续高增（2024年风电+光伏发电量1.56万亿千瓦时，同比增长18%）。分省份看，2024年火电利用小时较高的省份有：宁夏（5952小时）、内蒙古（5428小时）、新疆（5385小时）、甘肃（5023小时）、安徽（4928小时）、江苏（4761小时）、山东（4719小时）；较低的省份有：吉林（3380小时）、黑龙江（3625小时）、四川（3820小时）、云南（3850小时，主要是水电）。西北煤炭基地省份火电利用小时普遍较高，主要受外送电量支撑；东北、西南等电力外送型或水电富裕地区利用小时较低。图3-92024-2031年煤电机组利用小时与负荷率预测数据来源：本报告预测展望2026-2031年，随着新能源装机持续增长（每年新增2亿千瓦以上），煤电利用小时将呈趋势性下降：2025年预计4400小时左右，2027年约4050小时，2030年约3600小时，2031年约3450小时。负荷率从2024年的53%降至2031年的39%。但利用小时下降不意味着煤电"无用"——容量价值、调节价值、供热价值将通过市场机制获得补偿，煤电从"电量型"资产转向"容量型+调节型"资产。3.5顶峰出力与电力保供图3-102024年各类电源装机占比与顶峰出力贡献对比数据来源：国家能源局、电力规划设计总院一个被数据反复证实的事实是：新能源装机贡献与顶峰出力贡献严重不匹配。以2024年夏季最大负荷日为例，光伏装机占比26.5%，但晚高峰（19-21点）出力不足装机的5%，顶峰贡献约1%；风电装机占比15.5%，高峰时段出力不确定性大，平均贡献约2%。火电（煤电+气电）装机占比仅39.9%，但承担了82%的顶峰出力。若考虑核电、水电、抽蓄，火电依然是电力保供的绝对主力。这一特征在极端天气下尤为突出。2022年夏季川渝干旱期间，四川水电出力下降50%，全国跨省跨区支援电力日均超4000万千瓦，火电通过增加出力、延长运行时间保障了电力供应。2023年冬季寒潮、2024年夏季高温期间，火电满出力运行都成为保供关键。

第四章火电产业链及成本盈利分析4.1产业链全景图4-1火电产业链价值分布与利润率数据来源：Wind、各上市公司年报、本报告整理火电产业链由上游（煤炭/天然气开采、燃料供应）、中游（设备制造、电站EPC建设）和下游（发电运营、电网输配售）三部分构成。产业链价值量集中在上游燃料环节，占度电总成本的65%-70%；但利润率呈现明显分化，上游煤炭/天然气开采环节利润率最高（15%-20%），中游发电运营环节波动最大（从亏损到10%以上ROE），设备制造环节利润率较低但订单饱满。4.2上游：煤炭与天然气供应4.2.1煤炭供应格局中国是全球最大的煤炭生产和消费国。2024年全国原煤产量48.4亿吨，同比增长3.5%，连续四年增长超亿吨。晋陕蒙新四省区煤炭产量占全国的82%，其中山西13.5亿吨、内蒙古12.3亿吨、陕西7.5亿吨、新疆4.8亿吨，形成了"三西一疆"为主的供应格局。煤炭进口方面，2024年中国进口煤炭4.89亿吨，同比增长15%，创历史新高，主要来源国为印尼（2.0亿吨）、澳大利亚（0.94亿吨）、俄罗斯（0.85亿吨）、蒙古（0.78亿吨）。进口煤占国内煤炭消费的比例约10.5%。图4-2中国煤炭进口量变化趋势数据来源：海关总署煤电联营是打通产业链、平抑煤价波动的重要模式。国家能源集团（原神华集团）是国内最大的煤电一体化企业，自有煤炭产量约6亿吨，自有电力装机2.94亿千瓦，煤电一体化率超过60%。华能、华电、大唐、国电投、中煤、陕煤、晋能控股等均通过参股、长协、自有煤矿等方式提升一体化比例。图4-3不同煤电联营/协同模式效果对比数据来源：本报告整理煤电联营从浅到深分为五个层次：①长协合同（年度长协+月度长协，覆盖最广但稳定性一般）；②参股联营（相互持股，利益绑定）；③一体化运营（同一集团内煤电路港航协同，如国家能源集团模式）；④坑口电站（建在煤矿口，燃料成本最低）；⑤煤电基地（配套特高压外送，如锡盟、准东、哈密、陇东等）。其中一体化运营和坑口电站两种模式稳定性最高，抗风险能力最强。4.2.2天然气供应格局2024年中国天然气表观消费量约4100亿立方米，其中国内产量2480亿立方米（占比60%），进口1620亿立方米（LNG820亿+管道气800亿立方米）。中俄东线天然气管道2024年输气量达到300亿立方米，2025年达380亿立方米，为东北、京津冀、长三角地区气电发展提供了重要气源保障。气价方面，2024年国内管道气门站价约1.9-2.4元/立方米（工业），LNG现货价格约9-13美元/MMBtu（约合2.6-3.7元/立方米）。高气价仍是制约气电大规模发展的主要因素，目前东部沿海地区气电通过容量电价+调峰补偿+供热收入实现保本微利。4.3中游：设备制造与EPC4.3.1火电设备制造图4-4中国火电设备产量变化数据来源：中国电器工业协会、国家统计局中国是全球最大的火电设备制造国，三大动力集团（上海电气、东方电气、哈尔滨电气）具备600MW-1350MW等级超超临界汽轮机、锅炉、发电机的完整自主设计制造能力，2024年合计新接火电设备订单超过1000亿元。东方电气在二次再热超超临界机组领域处于领先地位，2024年新增二次再热市场订单超50%。图4-5中国主要火电设备制造企业2024年订单与营收数据来源：各公司年报、Wind2024年东方电气营业收入730亿元，火电设备收入约占45%；上海电气营业收入620亿元，其中火电装备约占40%；哈尔滨电气营业收入440亿元，煤电和核电是主力。杭汽轮在中小型燃气轮机和工业驱动汽轮机领域具有优势，2024年营收约110亿元。中国重燃（国家电投控股）300MW级F级重型燃机原型机完成整机试车，400MW级G/H级燃机正在攻关，燃机国产化率有望在"十五五"末达到80%以上。4.3.2EPC与建设中国能建、中国电建是国内电力建设两大主力央企，合计承担了全国约80%的火电EPC项目。2024年中国能建新签合同约1.2万亿元，其中火电和新能源EPC约占40%；中国电建新签合同约9000亿元，新能源、水利、交通占比上升，火电占比下降至15%左右。火电项目单位造价目前约3500-4500元/kW（超超临界纯凝），燃气-蒸汽联合循环机组约2500-3000元/kW。4.4下游：发电运营4.4.1五大六小发电集团中国火电运营市场形成了"五大六小两建"为主的竞争格局。"五大"即国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团五大央企；"六小"即三峡集团、中广核、中核集团、华润电力、国投电力、中节能；"两建"即中国能建和中国电建。图4-6五大发电集团2025年上半年经营业绩对比数据来源：各集团上市公司中报2025年上半年，五大发电集团合计实现营业收入9852亿元，净利润654.6亿元（含非上市业务口径），其中国家能源集团营收3351亿元、净利润479.1亿元，盈利能力遥遥领先，主要得益于煤炭+电力+运输+化工一体化协同。图4-7五大旗舰火电上市公司2025年业绩对比数据来源：各公司2025年年报/中报上市公司层面，华能国际是最大火电上市公司，2025年控股装机1.53亿千瓦，全年营业收入2292.88亿元，归母净利润144.1亿元（上半年+全年预估）；国电电力控股装机1.20亿千瓦，全年营收约1830亿元，归母净利润80.5亿元；华电国际、大唐发电、中国电力归母净利润分别约61.2亿元、90.8亿元、33.4亿元。此外，区域性火电企业如宝新能源、粤电力A、浙能电力、皖能电力、申能股份等也表现亮眼。4.4.2成本结构图4-8典型煤电企业度电成本结构数据来源：上市公司年报、本报告测算典型在运煤电企业度电成本约0.35-0.40元/kWh，其中燃料成本占65%-70%，是最大的成本项；折旧及摊销占10%-12%，人工成本占6%-8%，维修费用占4%-5%，财务费用占4%-6%。新建煤电项目由于单位造价更高、财务费用更大，度电成本约0.38-0.42元/kWh。图4-9中国煤电度电成本结构演变及预测（2020-2030）数据来源：本报告预测展望2026-2030年，尽管燃料成本有望维持低位，但碳成本将从当前约2分/kWh上升至7分/kWh左右，煤电度电成本结构中碳成本占比将从5%升至15-18%。容量电价机制下部分固定成本通过容量电费回收，将缓解电量收入下滑压力。总体看，煤电度电全成本将维持在0.38-0.42元/kWh区间，盈利模式从"电量价差"转向"三支柱"。4.4.3电价水平图4-10中国火电平均上网电价与市场化交易均价数据来源：国家发改委、中电联、各电力交易中心2024年煤电平均上网电价约415元/MWh（0.415元/kWh），较2022年430元/MWh的高点略有回落；市场化交易均价约395元/MWh，较2022年的480元/MWh明显下降，反映煤价下行后电价向下游传导。2025年随着现货市场全面铺开，电价波动性增大，高峰时段电价可达1.0-1.5元/kWh，低谷时段可能低至0.1-0.2元/kWh，火电作为可调节电源可通过高峰时段增发、低谷少发获得更高的均价。4.5行业盈利分析图4-11A股火电板块营业收入与归母净利润（2018-2025E）数据来源：Wind、各券商研报火电板块盈利呈现强周期性。2018-2020年煤价在500-600元/吨"绿色区间"，火电板块持续盈利；2021年煤价暴涨至1000元/吨以上，火电板块全行业亏损约380亿元；2022年煤价仍高位震荡，盈利仅320亿元；2023年随着煤价回落，利润修复至780亿元；2024年在煤价下行+容量电价落地+发电量增长三重利好下，利润突破1080亿元；2025年预计达1200亿元，创历史新高。图4-12容量电价机制对主要火电企业盈利贡献测算（2025E）数据来源：本报告测算容量电价对盈利的贡献十分显著。以华能国际为例，约1.1亿千瓦合规煤电机组，按平均140元/kW·年的容量电价计算，年容量电费收入约154亿元，扣减分摊等因素后净增厚EBITDA约85亿元，占其火电业务EBITDA的约12%。华电国际、国电电力、大唐发电的容量电价净增厚分别约55亿元、68亿元、48亿元，占火电EBITDA的13%-15%。容量电价相当于给火电企业的"基础养老金"，使火电资产从周期性极强的资源品变为带有基础设施属性的类公用事业资产。4.5.1辅助服务收入图4-13中国电力辅助服务市场规模与火电份额数据来源：国家能源局、中电联2024年全国电力辅助服务总费用约1100亿元，同比增长34%，火电获得其中约65%（约715亿元），主要来自深度调峰补偿和调频服务。随着现货市场和辅助服务市场融合，预计2030年辅助服务总费用将达3000亿元以上，火电虽然份额将因新型储能、虚拟电厂、可调节负荷等竞争下降至55%左右，但绝对收入仍有1600亿元左右，单位千瓦辅助服务收入约130元/kW·年，成为火电盈利的重要支柱。4.5.2盈利敏感性分析图4-14煤电企业ROE敏感性分析（对基准情形）数据来源：本报告测算煤电企业盈利对煤价、上网电价、利用小时、容量电价、碳价等多个因素敏感。敏感性分析显示，煤价每波动10%，影响ROE约5.5个百分点，是最敏感的变量；上网电价每变动20元/MWh，影响ROE约4.8个百分点；利用小时每变动200小时，影响ROE约3.2个百分点；容量电价每提高50元/kW·年，增厚ROE约2.2个百分点；碳价每上涨30元/吨，压低ROE约1.8个百分点。

第五章火电技术路线与装备水平分析5.1煤电技术代际演进图5-1不同煤电技术路线关键参数对比数据来源：中国电力企业联合会、东方电气、哈尔滨电气煤电技术经过数十年迭代，效率从亚临界的38%提升至新一代二次再热超超临界的48%-50%，供电煤耗从330g/kWh降至256g/kWh，技术进步带来的节煤效果和减排效果显著。5.1.1亚临界机组（Subcritical）蒸汽参数约16.7MPa/538℃，发电效率37%-39%，供电煤耗320-340g/kWh。2000年以前建成的机组多属此类，目前仍有约3.5亿千瓦在运，占煤电装机的约29%，主要通过节能改造、供热改造、灵活性改造延长服役期，供电煤耗已降至310g/kWh左右。按国家政策，30万千瓦以下亚临界纯凝机组将逐步淘汰。5.1.2超临界机组（Supercritical）蒸汽参数24.2MPa/540-566℃，发电效率41%-43%，供电煤耗300-315g/kWh。2003-2010年大规模建设，目前在运约3.8亿千瓦，占煤电装机32%，是当前装机主力。超临界机组在经历超低排放改造、节能改造后，技术经济指标已较接近超超临界。5.1.3超超临界机组（USC）蒸汽参数25-28MPa/600℃，发电效率44%-46%，供电煤耗275-290g/kWh。2006年首台华能玉环1000MW超超临界机组投运后进入快速推广期，目前在运约4.0亿千瓦，占煤电装机34%。常规超超临界是当前新建主力机型。5.1.4二次再热超超临界在一次再热基础上增加二次再热回路，参数约31MPa/600℃/620℃/620℃，发电效率47%-49%，供电煤耗263-270g/kWh。华能安源2015年建成国内首个二次再热项目；2024年中煤板集660MW、大唐新余1000MW新一代二次再热机组商运，标志着二次再热技术完全成熟。目前在运和在建超过50台。5.1.5630℃二次再热（高效USC）大唐郓城630℃国家示范项目（2×1000MW），参数35.4MPa/615℃/630℃/630℃，设计发电效率50.02%，供电煤耗256.3g/kWh，是当前全球参数最高、效率最高的在运煤电机组（预计2026年投运），技术指标达到世界领先。5.1.6700℃高超超临界（AD700，研发中）目标参数35MPa/700℃/720℃，发电效率有望突破53%，供电煤耗降至230g/kWh，但关键高温材料（镍基合金）成本极高（约为常规材料5-10倍），目前处于技术攻关阶段，预计2030年前后可能示范投运。5.2灵活性改造技术新能源大比例并网对煤电深度调峰能力提出了更高要求。国家能源局《煤电机组灵活性改造和容量提升行动方案》提出，到2027年完成6亿千瓦灵活性改造目标，使煤电机组最小技术出力达到30%额定负荷（纯凝）、40%额定负荷（热电机组）以下。图5-2不同类型火电机组调峰能力与最小技术出力数据来源：中电联、国家能源局、本报告整理5.2.1锅炉侧改造微油/等离子体低负荷稳燃技术：通过改造燃烧器、优化配风，使锅炉在20%-30%负荷下不投油稳燃，单台机组改造投资约1000-2000万元。省煤器给水旁路、烟气旁路：低负荷下提高SCR入口烟温，保证脱硝装置正常投运，避免氨逃逸。制粉系统优化、燃烧器优化：改善低负荷燃烧稳定性。5.2.2汽轮机侧改造高背压改造：纯凝机组改为高背压供热，提高热电联产效率。切缸改造：采暖期低压缸"零出力"运行，机组几乎全部抽汽供热，电出力可降至额定的20%-30%。汽轮机通流改造：提升机组效率，降低热耗。5.2.3热电解耦技术配置储热罐（热水蓄热）：在电负荷低谷储存热量，高峰放热，打破"以热定电"约束，单台机组配5000-20000m³储热罐投资约1500-4000万元。电极锅炉/固体蓄热：利用低谷电量加热水或固体储热材料，在高峰时段补充供热，实现热电解耦。熔盐储热：利用火电机组抽汽加热熔盐储能，可同时提供调频、调峰、备用等多重服务，是"十五五"示范方向。5.2.4改造进展截至2025年6月，全国累计完成煤电灵活性改造约2.3亿千瓦，"三北"地区（东北、华北、西北）改造力度最大，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃、辽宁、吉林、黑龙江改造规模均超过1500万千瓦。但距离2027年6亿千瓦目标仍有3.7亿千瓦缺口，"十五五"期间是改造攻坚期。图5-3煤电"三改联动"改造进度与目标数据来源：国家能源局5.3CCUS技术与煤电深度脱碳5.3.1技术分类CCUS（CarbonCapture,UtilizationandStorage）是实现煤电近零排放的关键技术。按捕集位置分为燃烧后捕集、燃烧前捕集（IGCC等）、富氧燃烧三类；按CO2去向分为驱油封存（EOR）、咸水层封存、化工利用、矿化利用等。目前主流商业化技术是化学吸收法燃烧后捕集（MEA、复合胺吸收剂），捕集效率可达90%以上，但能耗高（约占机组出力的10%-15%）、成本高（250-400元/吨CO2），是限制其大规模应用的主要障碍。5.3.2示范项目进展图5-4中国CCUS示范项目发展规模与捕集能力数据来源：《中国CCUS年度报告(2025)》、中国21世纪议程管理中心截至2024年底，全国规划和运行CCUS示范项目超120个，投运项目过半，捕集能力约940万吨/年、注入能力约590万吨/年，百万吨级工程日趋成熟。火电领域代表性CCUS项目包括：华能陇东能源基地：150万吨/年捕集+驱油封存，是全球最大的火电CCUS项目，预计2026年建成。国家能源集团锦界电厂：150万吨/年捕集+咸水层封存，2024年开工建设。大唐东营电厂：100万吨/年燃烧后捕集项目。中石化齐鲁石化-胜利油田：100万吨/年（配套燃煤锅炉+化工装置），已建成投运。2025年12月，国家市场监管总局发布12项CCUS国家标准，涵盖捕集、管道运输、咸水层封存、驱油封存、MRV（监测报告核查）全链条，将于2026年7月1日实施，标志着CCUS进入规模化发展的"标准先行"阶段。5.3.3成本下降路径当前CCUS成本较高的原因是小规模示范，随着百万吨级项目批量建设、第二代吸收剂研发、热集成技术优化，预计CCUS成本将持续下降：2025年约300-350元/吨CO2，2030年降至200-250元/吨，2035年降至150元/吨，2040年有望降至100元/吨以下。当碳价上涨至200元/吨以上且CCUS成本降至200元/吨以下时，煤电+CCUS将具备经济性。5.4燃气轮机与联合循环5.4.1重型燃机国产化燃气轮机是"装备制造业皇冠上的明珠"。长期以来，中国重型燃机主要依赖GE、西门子、三菱等进口。2020年以来，F级、H/J级重型燃机国产化取得重大突破：中国重燃（国家电投）：300MW级F级重型燃机原型机完成整机满负荷试车，2025年示范应用。东方电气：自主研制的F级50MW重型燃机（G50）已商运，100MW级F级重型燃机研制中。上海电气/哈尔滨电气：与安萨尔多合作生产AE94.2、AE94.3F/H级燃机。中国航发：利用航空发动机技术发展的QD128、QD70、R0110等轻型/中型燃机。重型燃机国产化率目标："十五五"末F级达80%以上，H/J级达60%以上，可大幅降低气电造价和运维成本。5.4.2燃气-蒸汽联合循环（NGCC）当前主流天然气发电机组采用燃气-蒸汽联合循环（NGCC），即燃气轮机发电后，余热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机再发电，整体效率可达58%-62%（H/J级），远高于煤电。启动快（冷启动1-2小时，热启动10-20分钟）、爬坡快（每分钟可爬坡10%-20%额定负荷），是最佳的调峰电源。5.5热电联产与多能互补热电联产（CHP）通过能量梯级利用，将燃料利用效率从纯凝发电的40%左右提升至70%-90%，是最高效的化石能源利用方式之一。2024年全国热电联产装机约4.25亿千瓦，年供热量约45亿GJ。未来热电联产的技术演进方向包括：①燃煤热电联产向燃气、生物质、工业余热、地热、热泵等多元热源转型；②配置储热、电锅炉等实现热电解耦；③与数据中心、工业园区、氢能耦合，形成综合能源服务；④高参数背压机组替代小锅炉集中供热。5.6火电+耦合技术图5-5火电与储能/新能源/CCUS耦合模式经济性对比数据来源：本报告测算5.6.1煤电+储能（调频/调峰）煤电机组配置2小时电化学储能（10%-15%额定功率）可显著提升调频性能（K值从0.6-0.8提升至1.5-2.0），通过AGC调频补偿获得超额收益，项目全投资IRR约10.5%，储能投资约1300-1500元/kW，回收周期5-7年。5.6.2煤电+熔盐储热利用机组抽汽加热熔盐，在电力低谷储热、高峰放热发电或供热，可实现深调和顶峰双重功能。单位投资约1000元/kW（按机组容量），IRR约11%，"十五五"重点示范方向。5.6.3煤电+新能源打捆图5-6主要特高压外送通道配套新能源+煤电打捆比例数据来源：国家电网、南方电网、各项目可研在特高压外送通道建设中，采用"新能源+煤电"打捆外送模式（如陇电入鲁、疆电入皖、沙戈荒大基地外送），煤电作为"稳定锚"平抑新能源波动。打捆比例从早期的煤电主导（7:3）演进至近期的新能源主导（3:7或4:6），如陇东-山东通道配套新能源1200万千瓦、煤电600万千瓦，新能源占比达67%。煤电+新能源打捆可共享送出通道，降低综合度电成本，项目IRR约12-12.5%，是当前经济性较好的模式。5.6.4煤电+生物质耦合在现有煤电机组中掺烧5%-10%生物质（秸秆、木质颗粒），可大幅降低净CO2排放，改造投资小（约100-200元/kW），技术成熟，IRR约9%，但生物质收储运体系是关键瓶颈。5.6.5煤电+CCUS煤电+CCUS可实现近零碳排放（低于100gCO2/kWh），但当前单位投资高达8500元/kW（较常规煤电翻倍），IRR仅5.5%左右，经济性尚不具备，主要依靠碳市场激励和CCER收益支撑示范项目，预计2030年后进入商业化推广期。5.7排放控制技术水平图5-72014-2024年单位火电发电量污染物排放强度数据来源：中电联、生态环境部中国煤电已实现全球最严排放标准。2024年单位火电发电量烟尘、SO2、NOx排放强度分别降至12mg/kWh、70mg/kWh、115mg/kWh，较2014年（超低排放实施前）分别下降95%、95%、93%，优于美国、欧盟等发达国家煤电排放水平。煤电烟尘、SO2排放已低于天然气机组（按单位发电量折算）。2024年煤电贡献了全国60%的电量，但烟尘、SO2、NOx排放量仅占全国排放总量的3%、7%、5%左右。废水治理方面，煤电厂全面实施废水零排放（ZLD）改造，通过分类收集、梯级利用、蒸发结晶等技术，实现废水不外排。粉煤灰、脱硫石膏综合利用率已达80%以上，在建材、水泥、道路等领域资源化利用。煤电碳排放强度约820gCO2/kWh（度电），2024年煤电CO2排放约47亿吨（按度电排放5.76万亿kWh×820g/kWh估算），占全国碳排放总量的约45%。通过煤耗下降、结构调整、CCUS推广，煤电碳排放预计2028-2029年达峰（约48-49亿吨），之后快速下降。

第六章竞争格局与企业竞争力分析6.1市场竞争格局总览中国火电运营市场呈现"央企主导、地方国企补充、民企差异化参与"的格局。央企五大发电集团（国家能源集团、华能、华电、大唐、国电投）合计火电装机约7.5亿千瓦，占全国火电装机的52%；六小电力央企（三峡、中广核、中核、华润、国投、中节能）合计火电装机约1.2亿千瓦，占8%；地方能源国企（浙能、粤电、京能、申能、皖能、赣能、深圳能源、广州发展、江苏国信、内蒙华电等）合计火电装机约3.5亿千瓦，占24%；民企（宝新能源、永泰能源、湖北能源等）和外资（少部分合资项目）合计占比约16%。6.2主要企业竞争力分析6.2.1中国华能集团华能集团是国内最大上市火电企业华能国际的母公司，集团总装机2.85亿千瓦，其中火电约1.5亿千瓦，清洁能源占比42%。华能在超超临界技术应用上行业领先，拥有华能玉环、华能安源等标志性二次再热机组，投运了国内首套百万千瓦机组碳捕集示范（华能石洞口12万吨/年、华能长春热电厂等）。2024年集团发电量约8500亿千瓦时，营业收入约4500亿元。旗下华能国际控股装机1.53亿千瓦，2024年净利润约120亿元，2025年预计140-150亿元。6.2.2国家能源集团国家能源集团由原神华集团与国电集团合并重组而来，是全球最大的煤炭生产、火力发电、风力发电和煤制油煤化工企业。集团煤炭产量6亿吨/年，电力总装机2.94亿千瓦，其中火电约2.2亿千瓦，是煤电一体化率最高的企业（煤电路港航一体化）。2024年集团营业收入约7500亿元，净利润超过1000亿元。旗下国电电力控股装机1.20亿千瓦，2025上半年归母净利润36.87亿元；中国神华煤炭+电力+铁路+港口+航运+化工一体化，是行业最盈利的综合能源企业。6.2.3中国华电集团华电集团总装机约2.0亿千瓦，其中火电约1.2亿千瓦，清洁能源占比47%。在燃气发电、分布式能源、热电联产领域优势明显。旗下华电国际控股装机7744万千瓦，2025上半年煤电利润总额27.48亿元、燃机3.18亿元。华电在福建、山东、浙江、宁夏等省份布局深厚。6.2.4国家电力投资集团国家电投总装机约2.34亿千瓦，其中火电约9000万千瓦，清洁能源占比64%，是五大集团中清洁能源占比最高的。旗下中国电力（HK.02380）装机5394万千瓦，清洁能源占比81.8%。国家电投承担了重型燃机、三代核电（国和一号）等重大专项。6.2.5中国大唐集团大唐集团总装机约1.78亿千瓦，其中火电约1.15亿千瓦，清洁能源占比约40%。旗下大唐发电控股装机8073万千瓦，2025上半年净利润45.79亿元。大唐在托克托（6720MW，全球最大火电厂）、郓城630℃示范项目等标志性项目中有突出表现。6.2.6代表性地方国企浙江省能源集团（浙能电力）：浙江省属能源龙头，控股装机约3900万千瓦，以煤电和气电为主，是华东最大的地方发电企业，2024年归母净利润约60亿元。广东省能源集团（粤电力A）：广东省属电力龙头，控股装机约4600万千瓦，气电装机规模全国地方国企最大（约1000万千瓦），2024年净利润约25亿元。京能集团（京能电力）：北京最大热力电力供应商，控股装机约2000万千瓦，承担北京约70%的供热任务。深圳能源：深圳国资旗下，装机约2000万千瓦，清洁能源占比高，在垃圾发电、气电、海外电力等领域特色鲜明。宝新能源（民营）：广东民营火电龙头，控股装机约750万千瓦（梅县荷树园、广东陆丰甲湖湾电厂），机组先进、管理高效，2024年净利润约12亿元，盈利能力在民企中领先。6.3核心竞争力要素比较企业火电装机(万kW)清洁能源占比煤电一体化率2024年净利润(亿元)技术优势领域国家能源集团22000约30%60%以上1000+煤电一体化、煤化工华能集团1500042%25%约240超超临界、CCUS华电集团1200047%20%约200燃机、热电联产大唐集团1150040%30%约180二次再热、630℃示范国家电投900064%15%约250燃机国产化、核电光伏浙能电力3200约30%10%60气电、近零排放粤电力A3500约25%5%25气电、海上风电打捆宝新能源530约30%012高效管理、纯凝转调峰数据来源：各公司年报、本报告整理注：表格中部分数据为集团口径或2024-2025年估算值，净利润含非火电板块贡献。6.4设备制造商竞争格局中国火电三大动力集团（东方电气、上海电气、哈尔滨电气）合计占据国内火电设备市场约85%份额，形成寡头垄断格局。东方电气近年在二次再热、大型燃机领域快速追赶，2024年新接订单中二次再热机组中标率超过50%；上海电气在1000MW等级超超临界、核电、燃机加工上保持优势；哈尔滨电气在北方煤电基地和热电联产市场占据较大份额。杭汽轮在中小汽轮机、工业驱动、燃机维修领域有独特优势。

第七章碳排放、碳市场与碳中和展望7.1火电行业碳排放现状图7-12024年中国电力行业CO2排放结构数据来源：生态环境部、IEA、本报告测算电力行业是中国最大的碳排放源。2024年全国碳排放约110亿吨（含LULUCF前），其中电力行业CO2排放约48亿吨，占全国能源活动碳排放的约45%。电力行业碳排放中，燃煤发电贡献约42亿吨（占87%），燃气发电排放约5.8亿吨（占12%），燃油等其他火电占比不到1%。中国煤电的碳排放强度约820gCO2/kWh，较2015年的900g/kWh下降约9%，主要得益于供电煤耗下降（从318g降至300g）、机组效率提升和超低排放。但与天然气发电（410gCO2/kWh）、核电（6g）、风电（11g）、光伏（20g）相比，煤电仍是碳排放强度最高的电源。图7-2主要发电技术度电成本与碳排放强度对比数据来源：IPCC、IEA、本报告整理7.2全国碳市场运行与影响7.2.1碳市场发展现状全国碳排放权交易市场2021年7月16日启动，首批纳入2162家发电企业（含热电联产、自备电厂），覆盖约45亿吨CO2排放，是全球覆盖排放量最大的碳市场。截至2025年6月，全国碳市场CEA累计成交量约8.5亿吨，累计成交额约600亿元。2024年均价约95元/吨，较2022年的55元/吨上涨73%。2024年9月，《碳排放权交易管理暂行条例》正式施行，碳市场从"试点"走向"法治化"。2025年起，配额分配从"免费为主"逐步向"免费+有偿"过渡，预计2027年配额收紧10-15%，2030年收紧20%，碳价有望持续上行。图7-3碳市场价格对煤电度电成本影响预测数据来源：本报告预测7.2.2碳成本对煤电的影响当前95元/吨的碳价对应煤电度电碳成本约0.078元/kWh？