2026-2031年中国火力发电行业市场调查研究与投资前景预测报告

第第页2026—2031年中国火力发电行业市场调查研究与投资前景预测报告——新型电力系统下煤电转型的战略机遇与价值重构报告出品：行业深度研究中心发布时间：2026年7月数据周期：2015—2031E（含历史数据与前瞻性预测）图表数量：50张全文约22000字

执行摘要核心结论：中国火力发电行业正处于从"电量主体"向"容量支撑与调节资源"转型的关键历史窗口期。截至2025年底，全国火电装机容量达15.39亿千瓦，占总装机容量的39.6%，但发电量占比仍保持在64.7%。在新型电力系统加速构建、容量电价机制全面落地、"新一代煤电升级"专项行动深入推进的大背景下，火电行业正在经历一场深刻的价值重构——从过去"跑电量、赚电钱"的单一电量模式，转向"电量电价+容量电价+辅助服务"三位一体的复合型收益结构。2026—2031年将是煤电完成功能转型、价值重估、盈利模式重塑的关键六年，兼具较高的配置价值与结构性机会。一、行业基本面：装机达峰渐近，功能定位根本性转变2025年底全国全口径发电装机容量达38.9亿千瓦，新能源（风+光）装机合计18.4亿千瓦，占比47.3%，自2023年总装机首超火电以来持续扩大领先优势。然而从发电量看，火电2025年仍达6.29万亿千瓦时，占比64.7%，是唯一能够大规模稳定供应的基荷电源。火电行业正在经历"四降四升"的结构性变化：利用小时数下降（2025年4147小时）、新增装机增速放缓、发电量占比下降、污染物排放强度持续降低；同时系统调节价值上升、容量保障价值上升、辅助服务收益上升、联营综合效益上升。二、政策环境：容量电价全面落地，煤电盈利模式重塑2024年煤电容量电价机制正式实施，2026年起各地容量补偿比例提升至不低于50%固定成本回收，甘肃、云南等新能源高占比省份达到100%（330元/千瓦·年）。2025年4月《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》发布，为先进煤电机组建设和"三改联动"提供了清晰的政策路径。2026年1月《关于完善发电侧容量电价机制的通知》进一步将容量机制延伸至气电、抽水蓄能、新型储能等全调节资源。三、技术演进：新一代煤电加速突破，CCUS和耦合技术走向示范2025年全国火电平均供电煤耗降至301.9克/千瓦时，达到世界先进水平；山东郓城630℃超超临界二次再热示范项目实现256.28克/千瓦时的全球最低供电煤耗。煤电灵活性改造累计完成1.95亿千瓦，CCUS项目捕集能力到2025年达940万吨/年，预计2030年突破5000万吨/年。四、竞争格局：五大六小主导，区域分化显著加剧五大发电集团火电装机合计约6.08亿千瓦，占全国火电装机的39.5%。2025年华能国际以2293亿元营收、144.1亿元归母净利润位列火电上市公司首位。区域分化成为2025—2026年最突出特征：坑口地区电厂盈利高增，沿海现货市场地区利润承压。五、投资前景：六大机会赛道与三大风险提示"十五五"期间火电投资机会主要集中于：坑口高效超超临界新建机组、煤电灵活性改造、煤电与新能源联营、CCUS大型示范、智能电厂与AI运维、环保改造与延寿评估。主要风险包括燃料价格波动、现货电价承压、碳成本内化超预期。六、核心预测：装机2028年前后达峰，2031年发电量占比降至约51%基准情景下，火电装机容量将在2027—2029年达到17.3—17.5亿千瓦的峰值平台期，2031年约17.30亿千瓦；火电发电量约6.95万亿千瓦时，占比由64.7%降至50.7%。煤电企业收入结构将演变为2031年约50%电量、28%容量、22%辅助及其他，盈利稳定性显著提升。

目录第一章中国火力发电行业发展概述第二章宏观环境与政策体系分析（2026—2031）第三章电力供需格局与火电市场规模第四章区域市场与竞争格局深度分析第五章技术升级路径与效率演进第六章煤电产业链与成本盈利分析第七章燃气发电与火电多能互补第八章国际比较与经验借鉴第九章2026—2031年市场需求预测与情景分析第十章投资机会分析与风险提示第十一章发展战略建议与行业展望参考文献

第一章中国火力发电行业发展概述1.1火力发电的定义、分类与技术体系火力发电（ThermalPowerGeneration）是利用煤炭、石油、天然气、生物质等燃料燃烧产生的热能，通过热力循环（朗肯循环、布雷顿循环或联合循环）转化为机械能，再驱动发电机产生电能的发电方式。按照燃料类型划分，火力发电主要包括燃煤发电（含煤矸石、煤泥等低热值燃料发电）、燃气发电（天然气、煤层气、页岩气、LNG等）、燃油发电、余热余压余气发电、垃圾焚烧发电与生物质发电等类型。在我国能源统计口径中，"火电"作为大类，涵盖上述除核电和可再生能源（水电、风电、太阳能、地热、潮汐等）之外的所有发电类型。按热力循环形式，火力发电可分为凝汽式发电（纯发电）和热电联产（CombinedHeatandPower，CHP，发电同时对外供热）。热电联产通过能量梯级利用，可将能源综合利用效率从纯凝汽式的40%—47%提升至70%—90%，是我国北方冬季清洁取暖的主要热源形式，也是国家政策长期鼓励发展的方向。截至2025年底，全国热电联产机组容量已超过5.3亿千瓦，占煤电装机的42%以上，承担了北方集中供热面积约70%的热源供应。从机组参数和技术代际看，燃煤机组可细分为四个代际：亚临界（Subcritical，主蒸汽压力16.7MPa、温度538℃，供电煤耗约330克/千瓦时）、超临界（Supercritical，24MPa/540—566℃，煤耗约300克/千瓦时）、超超临界（UltraSupercritical，USC，压力≥25MPa或温度≥600℃，煤耗约270—280克/千瓦时）和高效/高参数超超临界（HighEfficiencyUSC，35MPa/630℃及以上，煤耗可降至255—265克/千瓦时）。2025年投运的山东郓城630℃超超临界二次再热示范项目（2×1000MW）实现发电效率50.05%、供电煤耗256.28克/千瓦时，刷新了世界纪录，标志着中国煤电技术达到全球领先水平。图1-1火电机组技术代际升级对比：效率与煤耗数据来源：中国电力企业联合会、公开资料整理燃气发电主要包括燃气轮机简单循环（OpenCycleGasTurbine，OCGT）和燃气-蒸汽联合循环（CombinedCycleGasTurbine，CCGT）。CCGT机组净效率可达60%—64%（H级），启动速度快（冷态启动2—3小时，热态1小时内）、爬坡速率高（每分钟可达额定容量8%—10%）、排放强度低（CO₂排放约为煤电的50%—55%），是国际公认的优质调峰电源。2025年底我国气电装机约1.64亿千瓦，占火电装机的10.7%，"十五五"期间有望快速增长至2.8亿千瓦，主要在东部沿海负荷中心和工业园区布局。从冷却方式看，火电机组可分为水冷（直流冷却、循环冷却）和空冷（直接空冷、间接空冷）两大类。我国"三北"地区（西北、华北、东北）由于水资源匮乏，新建机组普遍采用空冷技术，虽然空冷机组煤耗较水冷高约10—15克/千瓦时，但能大幅降低耗水量（节水率约70%—80%），是我国富煤缺水地区煤电发展的必由之路。截至2025年，全国空冷煤电机组规模超过2.5亿千瓦，居世界首位。1.2火电在我国能源电力体系中的战略地位尽管"双碳"战略下新能源装机持续快速增长，火电在我国能源电力体系中仍然具有不可替代的战略地位。国家决策层多次强调，"要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合"。具体而言，火电的战略价值体现在以下五个核心维度：●第一，电量安全的"压舱石"。2025年火电发电量6.29万亿千瓦时，占全国总发电量的64.7%，承担了近三分之二的电量供应。考虑到水电受季节性来水影响、核电受安全审批和建设周期约束（单台机组建设周期5—6年）、风电光伏具有"随机性、波动性、间歇性"三性特征，火电是唯一能够24小时稳定供能、且规模可以根据需求快速响应的基荷电源。在极端天气、新能源出力骤降、水电枯水等情况下，火电往往是唯一可靠的电量来源。●第二，系统调节的"稳定器"。截至2025年底风电光伏装机合计18.4亿千瓦，新能源大发时出力挤占煤电空间，低谷时需要煤电快速顶上来，对系统调节资源的需求呈几何级数增长。经灵活性改造的煤电机组最小技术出力可降至额定容量的20%—30%，爬坡速率提升至每分钟2%—3%额定容量，是目前规模最大、经济性最好的调峰资源，承担了电力系统约55%的调节能力贡献。图1-2电力系统调节能力资源构成变化（2025vs2030E）数据来源：国家能源局、电力规划设计总院●第三，供热保障的"主力军"。我国北方地区冬季清洁取暖高度依赖热电联产机组。截至2025年，全国热电联产机组容量已超5.3亿千瓦，承担北方集中供热面积约70%的热源供应，涉及居民采暖人口超过5亿人。在没有其他经济性更好的替代热源（如核电供热、工业余热、大规模热泵等）之前，煤电热电联产机组的不可替代性非常强。2021年部分地区由于煤电出力不足导致冬季供暖受影响，深刻警示了煤电在民生供热方面的底线功能。●第四，电网安全的"守护者"。同步运行的煤电机组为电网提供惯量支撑、短路容量、电压支撑、无功补偿和黑启动能力，是保障大电网安全稳定运行的关键。新能源通过电力电子设备并网（即"低惯量"、"低短路容量"特征），随着新能源占比提升，系统惯量持续下降、频率稳定和电压稳定问题日益突出，煤电同步机的支撑价值更加凸显。截至2025年，电力系统约90%的惯量支撑、80%的短路容量仍来自煤电机组。●第五，应急保供的"生命线"。在极端高温（如2022年夏季大范围高温干旱叠加、2023年夏季全国性高温、2026年夏季提前高温）、极端寒潮、新能源大出力波动、输电通道故障等紧急情况下，煤电是最后的应急保障电源。2026年夏季高温期间全国日发电量最高突破320亿千瓦时，火电日耗煤突破900万吨，存煤可用天数一度降至12天警戒线以下，再次验证了火电在应急保供中的不可替代性。需要指出的是，这五大价值并非等量齐观。过去煤电的核心价值是"电量"（第1项），其他价值作为外部性被市场忽略；但随着新能源大规模发展，煤电的第2—5项价值（调节、供热、电网支撑、应急）正在快速上升，并通过容量电价、辅助服务市场等机制逐步货币化、显性化。这是理解煤电转型和价值重估的关键。1.3中国火电行业发展历程回顾新中国成立以来，中国火电行业大致经历了五个发展阶段，每一个阶段都深刻反映了当时国民经济发展和能源战略的要求：第一阶段：起步建设期（1949—1978年）建国初期，全国火电装机仅169万千瓦（1949年），年发电量36亿千瓦时，人均年用电量不足8千瓦时，电力工业几乎是一张白纸。通过三十年前苏联援助、自力更生和艰苦创业，到1978年改革开放初期，全国火电装机达到3984万千瓦，年均增长率约12%，初步建立了国产高压、超高压10万、20万、30万千瓦火电机组制造能力，形成了一批区域性火电基地（如辽宁清河、江苏谏壁、河北陡河等电厂）。这一阶段火电承担了几乎全部电力供应任务，但机组参数低、效率差、污染重。第二阶段：规模扩张期（1979—2002年）改革开放后经济高速增长带动电力需求激增，用电缺口成为制约经济发展的主要瓶颈（当时流行说法"要想富，先办电"）。国家实行"多家办电、多渠道筹资办电"政策，火电进入大规模建设阶段，引进了欧美亚临界、超临界30万、60万、100万千瓦机组制造技术，设备国产化率快速提升。至2002年"厂网分开"电力体制改革启动时，全国火电装机达到2.65亿千瓦，占总装机的74.5%，有效缓解了长期以来的缺电局面。第三阶段："跑马圈地"期（2003—2011年）2003—2004年全国再次出现大范围"电荒"，高能耗产业（钢铁、有色、化工、建材）快速扩张拉动电力需求爆发式增长，火电装机年均增长约8000万千瓦。这一阶段五大发电集团（华能、大唐、华电、国电、中电投）成立并展开激烈竞争，火电装机规模迅速做大，但也积累了"小机组林立、效率低下、污染严重、煤电矛盾突出"等问题。2008年国际金融危机和煤价飙升叠加，导致五大发电集团火电业务集体巨亏超过400亿元，煤电矛盾第一次以极端形式暴露在公众视野。第四阶段：结构优化期（2012—2020年）国家大力推进"上大压小"（关停小机组、建设大机组）、超低排放改造（烟尘、SO₂、NOx排放达到天然气机组水平）、煤电节能减排升级改造。2014年煤电超低排放改造全面启动，2017年启动"三改联动"（节能降碳改造、灵活性改造、供热改造），2016—2020年累计淘汰落后小火电超过1亿千瓦。到2020年，全国火电装机12.45亿千瓦，平均供电煤耗降至305.5克/千瓦时，单位发电量污染物排放达到世界先进水平，建成了全球最大的清洁高效煤电体系。但这一阶段后期，由于煤电装机增长过快而新能源加速替代，煤电利用小时数持续走低（2020年降至4216小时），煤电产能过剩风险显现。图1-32010—2031年全国火电平均供电煤耗变化（克标准煤/千瓦时）数据来源：国家能源局、中国电力企业联合会第五阶段："新型定位"转型期（2021年至今）以2021年全国性缺电（部分地区拉闸限电）、煤电企业大面积亏损为转折点，煤电的"主力基荷电源"定位逐渐被"基础保障性和系统调节性电源并重"的新定位所取代。2023年11月容量电价机制出台，2024年两部制电价正式实施，2025年《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》发布，标志着煤电正式进入"容量支撑+电量调节+辅助服务"三位一体的新发展阶段。这一阶段的核心特征是"规模小幅增长、功能加速转型、价值逐步重估"。第二章宏观环境与政策体系分析（2026—2031）2.1"双碳"战略下的火电定位重塑2020年9月，习近平主席向世界庄严宣告中国"二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和"。这一雄心目标对煤电发展形成长期方向性约束，但并非要立即退出煤电，而是要推动煤电从传统的"主力电源"向"支撑调节电源"有序转型。煤电占我国化石能源消费CO₂排放的45%左右，是实现"双碳"目标必须重点转型的领域，但这种转型必须建立在"安全保供"和"平稳过渡"的基础之上，不能急于求成。2024年6月中央全面深化改革委员会审议通过《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确新型电力系统具备"安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合"四大特征，其中安全高效是前提基础。2025年4月国家发改委、国家能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》进一步明确了煤电的新定位："兜底保障的基础电源、系统调节的主力电源、新能源消纳的支撑电源"。这是国家层面对煤电功能定位最清晰、最权威的表述。从国家"十五五"规划（2026—2030年）方向看，非化石能源发展目标将进一步强化——到2030年非化石能源消费比重达到25%左右、非化石能源发电量占比达到45%左右（2025年为35.3%），单位GDP能耗和CO₂排放较2005年分别累计下降超过65%和75%以上。这意味着"十五五"期间：（1）煤电装机仍需保持合理规模，以应对电力需求增长和新能源出力波动；（2）煤电增量将严格控制，新建项目主要在电力缺口明显、新能源外送需求大的地区布局；（3）存量煤电改造升级将是主要投资方向，包括灵活性改造、节能降碳改造、供热改造和CCUS改造；（4）煤电利用小时数将继续下降，从电量型电源加速向容量调节型转型。图2-1煤电功能定位演进阶段及价值权重变化数据来源：本研究整理需要强调的是，中国与欧美发达国家在煤电退出路径上存在根本差异。欧美大多已完成工业化、电力需求饱和，且有充足的气电和核电作为替代；而中国正处于工业化中后期，电力需求仍以4%—5%的速度增长，气电受天然气资源和价格约束发展规模有限，核电建设周期长且公众接受度存在挑战。因此，中国的煤电转型路径必然是渐进式的、与新能源发展耦合的，2030年之前煤电仍将是电力供应的"主力军"之一，2030年之后逐步转为"备用调节器"角色。2.2容量电价机制：政策框架与落地进展2023年11月8日，国家发展改革委、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日起将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，开启了中国电力市场改革的新篇章。这是继2002年"厂网分开"、2015年"9号文"电改以来，电力行业最重要的一次价格机制改革，对煤电行业盈利模式产生革命性影响。容量电价机制的核心框架包括以下要点：第一，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，煤电固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元（按机组额定容量计量）；第二，2024—2025年为机制起步期，多数省份容量补偿比例为固定成本的30%左右（约100元/千瓦·年），新能源高占比、煤电功能转型较快的地区适当提高；第三，2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（约165元/千瓦·年），并与实际出力表现挂钩；第四，容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊；第五，电量电价继续通过市场化方式形成，容量电费不影响电量电价的竞争形成。图2-22026年各地区煤电容量电价水平对比数据来源：国家发改委、国家能源局公开文件整理2026年1月30日，两部门进一步印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，将容量补偿机制从煤电扩展到气电、抽水蓄能、新型储能、煤电等所有调节性电源，构建"分类施策、机制创新、市场导向"的统一容量保障机制。具体来看：甘肃、云南等新能源高占比省份（2025年新能源发电量占比已超40%）煤电容量电价已提升至330元/千瓦·年（100%回收固定成本）；广西拟调整至247.5元/千瓦·年（75%回收）；湖北从2025年的100元/千瓦·年上调至165元/千瓦·年；江苏、浙江、广东、山东等大部分省份达到165元/千瓦·年（50%回收）。这一机制的完善，标志着我国电力市场正式从"单一电量市场"转向"容量市场+电量市场+辅助服务市场"的现代电力市场体系。容量电价对煤电企业盈利的托底效果非常显著。以华能国际为例，其境内煤电装机约1.1亿千瓦，按2026年综合容量电价约150元/千瓦·年测算，年容量电费收入可达约165亿元，相当于2025年归母净利润144亿元的1.15倍，构成了稳固的"利润底"。长源电力1031万千瓦机组2026年2月起按165元/千瓦·年结算，年增收入约17亿元，2026年上半年归母净利润同比增长57%—127%，容量电价是重要增量。据本报告测算，容量电价全面落地后（2026年起），全国煤电企业每年可获得容量电费收入约2000—2500亿元，对应全行业度电收入增加约30—35元/兆瓦时（约0.03—0.035元/千瓦时），使煤电行业从"看天吃饭"（电价、煤价波动）向"固定+浮动"的稳定收益模式转型。图2-3煤电企业收入结构演变趋势（%）数据来源：本研究测算展望"十五五"后期（2028—2030年），容量电价机制将继续演进：一是补偿比例有望继续提升至回收固定成本的70%—80%；二是容量补偿将与机组可靠性指标（如非停次数、顶峰能力、调峰能力）更加紧密挂钩，优胜劣汰机制形成；三是探索建立容量拍卖市场，通过市场竞争发现容量价格；四是容量市场范围可能从省级扩展到区域乃至全国，实现更大范围的资源优化配置。2.3新一代煤电升级专项行动解读2025年4月14日，国家发改委、国家能源局正式发布《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，这是指导"十五五"前期煤电行业技术升级和投资方向的纲领性文件。方案提出三大方向、十项重点任务，明确了到2027年的具体量化目标：第一方向是"新建机组做优"。新建煤电机组必须采用更高参数、更高效、更灵活、更低碳的设计：一是新建项目原则上采用630℃及以上超超临界二次再热技术，平均供电煤耗低于270克/千瓦时；二是新建机组全部具备深度调峰能力，纯凝机组最小技术出力达到额定容量的25%—30%；三是新建项目须预留CCUS（碳捕集利用与封存）改造条件和接口；四是鼓励煤电与新能源联营，联营新能源项目优先并网。这意味着300MW亚临界、600MW超临界等传统机组将不再批准新建，1000MW及以上高参数超超临界机组成为新建主流。第二方向是"现役机组改好"。持续深入推进"三改联动"：一是节能降碳改造，对供电煤耗高于310克/千瓦时的机组实施节能改造，改造后平均供电煤耗降至295克/千瓦时以下；二是灵活性改造，"十五五"期间完成2亿千瓦以上煤电灵活性改造，改造后机组最小技术出力达到额定容量的30%以下（纯凝）和40%以下（热电机组）；三是供热改造，挖掘现有机组供热潜力，最大供热能力提升10%以上。预计"十五五"期间"三改联动"市场规模约3500—4500亿元。图2-4煤电"三改联动"累计完成情况（截至2025年底，万千瓦）数据来源：国家能源局第三方向是"创新技术示范"。方案明确三类技术示范方向：一是零碳低碳燃料掺烧示范，包括5%—20%比例的生物质掺烧、10%—30%比例的氨掺烧、5%—100%比例的纯氨/纯氢燃烧示范；二是CCUS示范，推动100万吨/年级煤电CCUS全流程示范项目落地；三是煤电与新能源耦合示范，即"煤电+光伏/风电/储能"打捆联营，通过煤电调节平抑新能源波动，实现"绿电为主、煤电托底"的联合运行模式。方案特别强调"加强新一代煤电规划建设支持力度"，并提出了五项保障措施：一是对新建高效机组和改造升级机组给予优先并网、优先发电权安排；二是煤电联营新能源项目不受消纳预警红色、橙色区域的新能源开发限制，优先并网；三是中央预算内投资、碳减排支持工具、煤炭清洁高效利用再贷款等对新一代煤电项目给予资金支持；四是将煤电升级改造成效纳入央企考核；五是强化煤电与电网规划协调，确保输电通道和电网接入能力配套。2.4碳市场与环保政策约束全国碳市场自2021年7月正式上线启动以来，已稳定运行5年，是全球覆盖排放量最大的碳交易体系。截至2025年底，碳市场已覆盖发电行业重点排放单位约2300家，覆盖CO₂排放量约55亿吨/年，占全国碳排放约50%以上。从运行数据看：2021年（半年）成交量1.79亿吨、均价42元/吨；2022年成交量0.51亿吨、均价55元/吨（市场调整期）；2023年成交量2.12亿吨、均价68元/吨；2024年成交量2.53亿吨、均价88元/吨（市场扩容、履约趋严推动价格上行）；2025年成交量2.35亿吨、均价78元/吨（配额供给宽松小幅回落），全年成交额约183亿元。图2-5全国碳市场成交量价走势（2021—2026E）数据来源：上海环境能源交易所展望2026—2031年，碳市场将呈现三大趋势：一是覆盖范围扩容，钢铁、水泥、电解铝等行业2026年起陆续纳入全国碳市场，扩大需求；二是配额收紧，"十五五"期间配额分配将从"基准法+免费分配"为主，逐步向"基准法+有偿分配"过渡，2030年有偿拍卖比例可能达到20%—30%；三是碳价中枢上移，预计2026年碳价回升至90—100元/吨区间，2030年达到150—200元/吨。碳成本对煤电企业的影响将逐步增大：按当前80元/吨碳价、单位火电碳排放约0.8吨CO₂/MWh测算，度电碳成本约64元/MWh（0.064元/千瓦时），占上网电价的15%左右；当碳价升至200元/吨时，度电碳成本将达到160元/MWh，占上网电价的35%以上。这将倒逼煤电企业提升效率、发展CCUS或转向煤电与新能源联营。环保方面，我国煤电已在全球范围内率先实现全面超低排放。从2014年《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》发布以来，截至2025年，全国约95%以上的煤电机组完成超低排放改造，烟尘、SO₂、NOx排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米，达到天然气燃气机组排放水平。单位火电发电量烟尘、SO₂、NOx排放量分别由2010年的约0.5、0.5、0.55克/千瓦时降至2025年的约0.012、0.077、0.125克/千瓦时，降幅分别达到97%、85%、77%，建成了全球最大的清洁煤电体系。未来环保约束的边际重点将从常规污染物转向：CO₂减排（碳市场机制）、废水零排放、粉煤灰/脱硫石膏固废资源化、非常规污染物（重金属、可凝结颗粒物、湿烟羽）控制。图2-62010—2025年单位火电发电量污染物排放强度（毫克/千瓦时）数据来源：中国电力企业联合会2025年开始，国家进一步加强煤电环保"差异化管控"：对300MW以下亚临界小机组、供电煤耗高于320克/千瓦时的落后机组，环保电价补贴退坡，倒逼其实施改造或退出；对达到超低排放标杆水平（烟尘5、SO₂25、NOx30毫克/立方米）的先进机组，给予优先发电权和环保补贴；对新建630℃高效超超临界机组，执行更严格的排放要求。这一差异化政策将加速煤电行业优胜劣汰。2.5电力市场化改革对火电的影响2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）开启新一轮电改以来，我国电力市场化改革持续深化。2025年全国电力市场化交易电量达5.7万亿千瓦时，占全社会用电量的66.4%，较2016年16%的比重提升了50个百分点。其中，中长期电力交易（年/月/多日）电量约5.0万亿千瓦时，现货交易电量约0.7万亿千瓦时。2026年预计市场化交易规模进一步扩大至6.64万亿千瓦时，占比突破70%。图2-72016—2031年中国电力市场化交易规模及占比数据来源：中国电力企业联合会、北京/广州电力交易中心电力现货市场建设是"十五五"电改的核心。截至2026年6月，全国已有23个省份启动电力现货市场试运行或正式运行，南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）、长三角区域（上海、江苏、浙江、安徽）电力现货市场加快建设，国家电网经营区实现现货市场基本覆盖。现货市场形成了分时价格信号，典型日价格曲线呈现深V形：夜间低谷时段（23:00—次日5:00）电价较低（在新能源大发的省份甚至出现零电价、负电价），白天平段电价中等，晚高峰时段（18:00—22:00）形成尖峰价格（夏季高温时广东、山东现货价格最高达1500元/兆瓦时以上）。图2-8电力现货市场典型日价格曲线示意（元/兆瓦时）数据来源：根据山东、广东电力现货市场公开数据整理市场化改革对火电企业形成"双刃剑"效应。一方面，电量电价波动加剧，新能源大发时段电价持续走低，挤压火电电量收益——2026年上半年华能国际境内平均上网结算电价463.02元/兆瓦时，同比下降4.58%；粤电力A上半年由盈转亏，综合电价下降是主因之一。另一方面，现货市场的尖峰价格（夏季尖峰时段价格可达中长期合同电价的3—5倍）和辅助服务市场的扩容（调频、备用、爬坡、黑启动、转动惯量等新品种）为调节能力强、地理位置优越的火电企业提供了新的盈利增长点。例如2026年7月高温期间，山东、江苏、广东现货市场连续多日出现千元以上尖峰电价，调节能力强的大机组单月盈利可抵淡季数月。从国际经验和国内趋势看，未来电力市场将呈现"三化"特征：一是市场主体多元化，售电公司、虚拟电厂、负荷聚合商、分布式能源大量进入市场；二是交易品种丰富化，绿色电力交易、绿证交易、碳电协同交易、容量交易、辅助服务多品种耦合；三是价格信号精细化，5分钟级、节点级价格信号将更灵敏地反映供需和阻塞。火电企业必须从"计划电"思维转向"市场电"思维，提升交易能力、风险管理能力和灵活性调节能力，才能在新的市场环境中生存发展。第三章电力供需格局与火电市场规模3.1中国电力供需总体形势"十五五"是中国基本实现社会主义现代化建设的关键期，电力需求仍将保持刚性增长，新型工业化、城镇化、数字化、绿色化"四化"协同推进，带动用电需求持续扩大。2025年全社会用电量9.22万亿千瓦时（国家能源局最终核实数据为9.85万亿千瓦时，根据最新数据口径），同比增长6.8%；第二产业用电占比约65%，第三产业用电占比快速提升，信息传输/软件和信息技术服务业用电增长超过20%，充换电服务业用电增长超过40%，成为新的增长极。从需求侧看，"十五五"期间电力需求增长动力主要来自四大领域：一是高端制造业，新能源汽车、锂电池、光伏组件、半导体、数据中心等高端制造业快速发展，单位产值电耗高于传统制造业；二是数字经济领域，"东数西算"工程深入推进，数据中心机架规模预计从2025年的900万架增长到2030年的1500万架，对应用电需求超过5000亿千瓦时；三是电气化替代，工业电锅炉、电窑炉、电动汽车、电采暖、电烹饪等电能替代持续推进，"煤改电"、"油改电"累计新增电量需求超6000亿千瓦时；四是居民用电升级，人均生活用电从2025年的约1100千瓦时提升到2030年的约1500千瓦时。综合分析，预计"十五五"期间全社会用电量年均增速约4.5%—5.0%，2030年全社会用电量达到12.7万亿千瓦时左右，2031年约13.2万亿千瓦时。图3-12015—2031年中国全社会用电量及增速预测数据来源：国家能源局、电力规划设计总院预测从供给侧看，新能源仍将是增量主体。"十五五"期间风光新增装机预计年均2—2.5亿千瓦，到2030年风光合计装机超过30亿千瓦；核电年均新增约1000万千瓦，到2030年达到9400万千瓦左右；水电重点开发金沙江、雅砻江、大渡河等流域剩余项目，到2030年达到5亿千瓦左右。但需要清醒认识到，新能源出力的"三性"特征决定了其有效容量系数较低（风电约10%—20%，光伏约0%—15%），即使装机规模很大，高峰负荷时的可靠出力仍然有限，这就需要火电、核电等稳定出力电源发挥"兜底"作用。图3-22025—2031年夏季高峰电力供需缺口预测数据来源：本研究测算根据电力规划设计总院测算，"十五五"期间我国部分年份和区域电力供需仍将处于"紧平衡"状态，2026—2028年迎峰度夏/度冬期间可能出现4000—7000万千瓦的供应缺口，需要通过需求响应、跨省跨区支援、有序用电等措施应对。这种"紧平衡"状态将持续到2030年以后，随着储能大规模发展、电网互联互通加强、需求响应机制完善才会逐步缓解。这也是国家继续支持合理煤电建设的核心原因——煤电是填补电力缺口、保障供需平衡最经济、最可靠、最快速的选项（新建煤电建设周期约2年，而核电需5—6年、大型水电需7—10年）。3.2全口径发电装机结构演变（2015—2031）2015年以来，我国发电装机结构经历了历史性变迁。2015年全国发电装机15.25亿千瓦，火电占比65.0%，是绝对主导电源；水电占比20.9%，风电占比8.6%，太阳能发电仅占2.8%，核电占比1.8%。到2025年底，全国全口径发电装机达到38.9亿千瓦，十年间增长155%，年均增长9.8%，中国一跃成为全球最大电力生产国和消费国，发电装机规模超过美国、印度、俄罗斯、日本四国总和。结构变化更为剧烈：火电装机从2015年的9.90亿千瓦增长到2025年的15.39亿千瓦，增长55%，但占比从65.0%降至39.6%，下降了25.4个百分点；同期风电+太阳能装机从1.71亿千瓦增长到18.42亿千瓦，增长977%（近10倍），占比从11.2%飙升至47.3%，并在2023年超过火电成为第一大装机电源类型。水电从3.19亿千瓦增长到4.48亿千瓦，占比从20.9%降至11.5%；核电从0.27亿千瓦增长到0.62亿千瓦，占比维持在1.6%—1.8%。图3-32015—2031年中国发电装机容量结构变化（亿千瓦）数据来源：国家能源局、本研究预测展望2026—2031年，发电装机结构将继续向清洁化方向演进。基准情景下：火电装机将从2025年的15.39亿千瓦增长到2027—2029年17.4亿千瓦左右的峰值平台期，2030年起略有下降，2031年约17.30亿千瓦；风电从6.40亿千瓦增长到2031年约11.0亿千瓦；太阳能从12.02亿千瓦增长到2031年约22.8亿千瓦；核电从0.62亿千瓦增长到1.10亿千瓦；水电从4.48亿千瓦增长到5.12亿千瓦。到2031年，全国总装机约57.95亿千瓦，火电占比降至29.9%，风光合计占比达到58.4%，非化石能源装机占比突破70%。图3-42015—2031年各类电源装机占比变化趋势（%）数据来源：国家能源局、本研究预测2025年的装机结构和发电量结构呈现典型的"装机新能源为主、发电量火电为主"的二元特征。装机端新能源挑大梁（占比47.3%），但由于利用小时数低，发电量端火电仍然是主力（占比64.7%）。这一特征将贯穿整个"十五五"期间，直到2030年以后新能源发电量占比超过火电才会发生根本性转变。图3-52025年底全国发电装机结构（亿千瓦）数据来源：国家能源局图3-62025年全国发电量结构数据来源：国家统计局、中国电力企业联合会3.3火电装机容量与发电量变化从火电装机内部结构看，煤电仍是绝对主体。截至2025年底，全国火电装机15.39亿千瓦中，煤电约13.75亿千瓦（占89.3%），气电约1.64亿千瓦（占10.7%）。"十二五"到"十四五"期间煤电装机增量逐步放缓：2015—2020年煤电年均新增约4500万千瓦，2020—2025年受保供政策推动煤电核准加速（2022年、2023年核准规模均超1.3亿千瓦），年均新增约7000万千瓦，2025年煤电新投产6300万千瓦左右。新核准和新投产节奏的变化对2026—2029年煤电供给形成重要影响：2022—2023年核准的1.3亿千瓦煤电项目将在2025—2027年集中投产，2026年预计投产约8000万千瓦，2027年约7000万千瓦，形成一个阶段性投产高峰。之后随着供需缓和、审批收紧，2028—2031年煤电新投产规模将逐步回落至年均3000—4000万千瓦，主要以热电联产、坑口外送、特殊支撑电源为主。图3-72018—2026年煤电新核准与新投产规模（万千瓦）数据来源：国家能源局公开数据整理从发电量看，火电发电量2015年为4.24万亿千瓦时，2025年为6.29万亿千瓦时，十年增长48%，年均增长4.0%；但发电量占比从2015年的74.7%降至2025年的64.7%，年均下降约1个百分点。2025年火电发电量出现小幅下降（同比-1.0%），是2015年以来首次年度下降，标志着火电发电量进入"达峰前震荡—达峰—缓慢下降"的新阶段。但需要区分来看：气电发电量保持较快增长（2025年同比增长约8%），煤电发电量基本持平或微降，部分年份甚至可能因来水偏枯、新能源出力不足而反弹。图3-82015—2031年中国分类型发电量变化（万亿千瓦时）数据来源：国家统计局、本研究预测分类型看，2025年发电量呈"一降四升"格局：火电同比下降约1%（其中煤电下降约1.5%、气电增长约8%、生物质增长约10%），水电增长2.8%，核电增长7.7%，风电增长9.7%，太阳能发电增长24.4%。这种格局在"十五五"期间将延续——风光发电量保持双位数增长，核电保持稳健增长，水电随来水波动，火电总量基本平稳但占比持续下降。3.4利用小时数与设备效率分析利用小时数是衡量电源设备利用程度的核心指标，也是决定发电企业盈利的关键参数。2015年以来，火电设备平均利用小时数总体呈下降趋势：2015年4329小时、2018年4404小时（阶段性高点）、2020年受疫情影响降至4216小时、2021年因电荒反弹至4448小时、2023年因高温缺电达到4534小时（近十年高点）、2024年回落至4400小时、2025年进一步降至4147小时。其中煤电利用小时数高于火电整体水平约200小时，2025年约4346小时。图3-92015—2031年火电设备平均利用小时数变化（小时）数据来源：中国电力企业联合会、本研究预测火电利用小时数下降的根本原因是"装机增长快于电量增长"，特别是新能源装机大规模增长"挤压"了火电发电空间。展望"十五五"，预计火电利用小时数将继续走低，2030年约3650小时，2031年约3500小时。这一水平已经低于国际上一般认为的"合理回报区间"（4000小时以上），这也是为什么容量电价机制如此重要——当电量收入不足以覆盖固定成本时，必须通过容量电费予以补偿，保证机组"能活下去且愿意留下来"。值得注意的是，利用小时数下降并不意味着火电机组价值下降。新型电力系统下，火电机组的核心价值正在从"电量供应"转向"容量备用+灵活调节"，这需要火电机组改变运行方式——尽可能少发电（让路给新能源），但在需要时（新能源出力低谷、负荷高峰）必须"顶得上、调得下"。这种"备而不用、用则关键"的运行特征，决定了火电利用小时数必然下降，但机组的系统价值反而上升——这是传统电力行业认知需要更新的核心点。设备效率方面，我国火电效率持续提升。2025年全国火电平均供电煤耗降至301.9克/千瓦时，较2015年的318克/千瓦时下降16.1克，较2010年的333克/千瓦时下降31.1克，达到世界先进水平（世界平均约340克/千瓦时）。到2027年，随着新一代煤电机组投产和"三改联动"持续推进，预计全国平均供电煤耗可降至295克/千瓦时以下；到2031年，在高参数新机组占比提升带动下，有望降至289克/千瓦时。这一效率提升每年可节约标准煤约3500万吨，减少CO₂排放约9500万吨，相当于一个中等欧洲国家全年碳排放。3.5电力投资规模与电源投资结构电力是国民经济重要的基础设施，投资规模长期保持高位。2025年全国主要电力企业合计完成投资10928亿元，同比下降约7.0%（2024年基数较高），其中电源工程投资4533亿元（占41.5%），电网工程投资6395亿元（占58.5%）。"十四五"期间电力投资累计达4.85万亿元，较"十三五"增长约40%。电源投资结构发生了深刻变化。2018年火电投资仅765亿元，占电源投资的26.0%；2020年受去煤电政策影响火电投资降至568亿元，占比10.0%；2021年起能源保供推动煤电投资快速恢复，2023年火电投资1362亿元、2024年1879亿元、2025年达到约2400亿元，占电源投资比重回升至约22%。但从绝对金额看，太阳能和风电投资仍是主力：2025年太阳能投资约1600亿元，风电投资约3100亿元（含海上风电），新能源投资占电源投资比重超过70%。图3-102018—2030年电源工程及火电投资规模（亿元）数据来源：中国电力企业联合会、本研究预测"十五五"期间电力总投资预计继续增长，年均约1.2—1.3万亿元，五年累计6—7万亿元。其中电网投资主要用于特高压输电通道建设、配电网升级改造、智能化和数字化改造；电源投资中，新能源投资年均8000亿元以上，核电投资年均800—1000亿元，火电投资预计在2026—2027年维持2500亿元左右高位，2028年以后逐步回落至1800亿元左右，五年累计约1.1万亿元。火电投资的重点从单纯新建机组转向新建+改造+联营并举，灵活性改造、节能降碳改造、CCUS改造、与新能源联营项目成为新增长点。图3-11电力工程分类型投资对比（亿元，2020/2024/2025）数据来源：中国电力企业联合会第四章区域市场与竞争格局深度分析4.1火电区域分布特征我国火电装机分布呈现明显的区域特征，总体可以概括为"东部沿海负荷中心集中、北部坑口外送基地集中、中部热电联产集中"三大格局。截至2025年底，火电装机前十省份依次为：广东13911万千瓦、内蒙古12608万千瓦、山东12266万千瓦、江苏12003万千瓦、山西8405万千瓦、新疆8327万千瓦、浙江7975万千瓦、河南7377万千瓦、安徽6635万千瓦、陕西6378万千瓦。前十省份合计装机约9.6亿千瓦，占全国火电装机的62.3%。图4-12025年底全国火电装机容量前十省份（万千瓦）数据来源：中国电力知库、国家能源局第一类区域是东部沿海负荷中心省份，包括广东、江苏、山东、浙江、河北、福建等。这些省份经济发达、电力需求大、本地资源匮乏，火电以港口电厂（烧进口煤/下水煤）和热电联产机组为主，单机规模大（60万、100万千瓦高效超超临界为主），环保水平高，但燃料成本受国际煤价和海运价格影响大，同时是电力现货市场的先行区，电价波动较大。第二类区域是"三北"坑口煤电基地，包括内蒙古、山西、陕西、新疆、宁夏、甘肃等。这些省份煤炭资源丰富，煤电以坑口电厂为主，燃料成本低（标煤单价较沿海低200—300元/吨），主要通过特高压输电通道外送华东、华中等负荷中心。2025年通过特高压直流跨区外送电量超过8000亿千瓦时，其中煤电电量占比约55%。坑口地区的火电机组通过外送获得了稳定的市场和收益，盈利能力优于沿海地区。图4-2主要特高压直流通道及配套煤电电量占比数据来源：国家电网、南方电网公开资料整理第三类区域是中部负荷省份，包括河南、湖北、安徽、湖南、江西等。这些省份兼具一定煤炭资源和较大用电需求，火电以本地平衡为主，单机规模中等，燃料成本介于坑口和沿海之间。需要特别指出的是，火电区域分布正在发生新的变化：一是西北、华北坑口地区煤电装机持续增长（依托特高压外送）；二是西南地区（四川、云南）原本水电丰富，但在极端干旱年份水电供应不足，也开始规划新增部分煤电作为应急保供电源；三是东北地区煤电装机增长停滞甚至因退役而下降，电力供应紧张风险需关注。4.2五大发电集团竞争格局中国火电行业形成了"五大六小两网多外资民资"的竞争格局。"五大"即国家能源集团、华能集团、华电集团、大唐集团、国家电投（原中电投）五大中央发电集团；"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；"两网"为国家电网、南方电网（旗下有部分发电资产）；此外还有地方国有能源集团（如浙能、粤电、申能、京能、皖能、深圳能源等）、外资和民营发电企业。从火电装机规模看，五大发电集团占据主导地位。截至2025年底：国家能源集团（原神华+国电合并）火电装机约1.60亿千瓦，占全国火电装机的10.4%，是全球最大的煤电运营商；华能集团火电装机约1.40亿千瓦（华能国际为主要上市平台）；华电集团约1.15亿千瓦（华电国际为主要平台）；大唐集团约1.08亿千瓦（大唐发电为主要平台）；国家电投约0.85亿千瓦（中国电力为主要平台）。五大合计火电装机约6.08亿千瓦，占全国火电装机的39.5%。图4-32025年五大发电集团装机结构对比（万千瓦）数据来源：各集团年报、社会责任报告整理五大集团之间战略存在明显差异。国家能源集团凭借"煤电一体化"优势（自有煤炭产量超6亿吨/年，是全球最大煤炭生产商），燃料成本显著低于同行，火电业务盈利稳定性最强；华能集团坚持"电为核心"，火电规模最大，同时新能源转型加速（华能新能源装机已超1亿千瓦）；华电集团在气电、分布式能源领域布局领先；大唐集团近年来聚焦存量优化和区域深耕；国家电投则以"光伏+核电"为特色，清洁能源占比最高（超过60%），火电在五大中占比最低。地方能源国企是火电市场的重要力量。浙能电力（浙江省能源集团旗下）、粤电力A（广东省能源集团旗下）、申能股份、京能电力、皖能电力、深圳能源等地方国企火电装机合计约4.5亿千瓦，占全国火电装机的29%。地方国企在所在省份往往拥有更好的资源禀赋、政府关系和本地市场优势，但也存在区域集中度过高、受地方经济和政策影响大的特点。4.3重点上市公司经营业绩对比2025年是火电行业"量减价降、成本稳中有降、容量电费补位"的一年。受煤炭采购均价下降和容量电费入账影响，五大发电集团核心上市火电企业合计净利润达到384亿元，同比增长12.9%，创近年新高。以下对主要火电上市公司2025年业绩进行对比：华能国际（600011.SH）：2025年营业收入2292.88亿元，同比下降6.6%；归母净利润144.1亿元，同比增长42%，是唯一利润超百亿的火电上市公司。业绩增长主要得益于煤炭采购均价下降约10%以及容量电费全年计入（约100亿元）。ROE约8%，每股分红0.40元，分红率约45%，体现了较强的盈利韧性。国电电力（600795.SH）：2025年营业收入1702亿元，归母净利润71.6亿元（注：2024年为98.3亿元，受计提资产减值影响同比下降，剔除减值后主业盈利约100亿元），国家能源集团旗下核心火电平台，煤电一体化优势显著。华电国际（600027.SH）：2025年营业收入约1200亿元，归母净利润约70亿元，ROE约9%，在华电集团资产整合（并入华电辽宁、华电安徽等）后盈利能力提升。大唐发电（601991.SH）：2025年营业收入约1150亿元，归母净利润73.9亿元，同比增长超过100%（2024年基数较低），公司近年来聚焦减亏增效，成效明显。浙能电力（600023.SH）：2025年营业收入约850亿元，归母净利润约42亿元，作为浙江省属国企，依托浙江发达的用电市场和较高的气电占比，业绩稳健，分红率高达55%以上。中国神华（601088.SH）：严格意义上是煤炭企业，但其电力板块（装机约4700万千瓦）2025年贡献利润超过120亿元，依托煤电一体化的"神华模式"，电力业务毛利率长期保持行业领先。图4-42025年主要火电上市公司经营业绩对比数据来源：Wind、各公司年报2026年上半年业绩呈现显著分化。坑口和内陆地区企业（长源电力、内蒙华电、皖能电力）受益于高容量电价和稳定燃料成本，业绩逆势增长；而沿海现货市场地区企业（粤电力A、华能国际）受电价下行和二季度煤价反弹影响，业绩出现明显下滑甚至亏损。这种区域分化是"十五五"期间火电行业最值得关注的趋势——不同区域火电资产的价值正在重新洗牌。图4-52018—2026年代表火电企业ROE变化趋势（%）数据来源：Wind、本研究整理图4-6分区域火电机组度电盈利对比（分/千瓦时）数据来源：上市公司公告、本研究测算4.4区域盈利分化与成因分析2025—2026年火电行业最突出的特征是区域盈利分化加剧，传统的"沿海好于内陆"格局正在逆转。本研究将全国火电市场分为三类区域进行分析：第一类是"高盈利区"——内蒙古、山西、陕西、新疆等坑口外送地区。这些地区煤炭资源丰富、坑口煤价仅300—450元/吨（较沿海低200—300元/吨），度电燃料成本约0.15—0.20元/千瓦时，且通过特高压外送获得较为稳定的送电电价（落地价格扣除输电费用后的落地侧到厂电价较有保障）。同时新能源快速发展带来了较高的容量电价（如甘肃330元/千瓦·年，内蒙古预计也将提升至200元以上），以及辅助服务市场的补偿收入。综合度电利润可达4—6分/千瓦时，是盈利能力最强的区域。长源电力（湖北）虽属中部，但凭借高比例长协煤兑现（内陆长协煤履约率高于沿海）和容量电价从100元提升至165元/千瓦·年，2026年上半年业绩同比增长57%—127%，成为"中部崛起"的代表。第二类是"稳健盈利区"——长三角（江苏、浙江、安徽）、山东、京津冀等。这些地区电力需求大、现货市场建设较为成熟，虽然燃料成本高于坑口（度电燃料成本0.22—0.28元/千瓦时），但通过现货尖峰电价、辅助服务、气电调峰补偿等，整体仍能保持微利或中等盈利，度电利润约2—4分/千瓦时，但2026年二季度以来受电价下行和煤价反弹影响利润承压。第三类是"压力较大区"——广东、福建等南部沿海地区。这些地区天然气价格高、进口煤依赖度高，且新能源发展快、现货市场中新能源大发时段电价多次出现零电价或负电价，电量电价下行幅度大（2026年上半年粤电力综合电价同比下降约6%），叠加2026年二季度动力煤价格反弹（从620元/吨涨至820元/吨），形成"价降本升"双向挤压，部分企业出现亏损。图4-7秦皇岛港5500大卡动力煤现货均价走势（元/吨）数据来源：汾渭能源、中国煤炭市场网区域分化背后有三大深层原因：一是煤炭长协履约率的区域差异——内陆铁路运输的坑口长协煤履约率普遍在90%以上，而沿海进口煤和市场煤占比高、价格波动大；二是容量电价补偿的时间差异——甘肃、云南等新能源高占比区域率先提至330元，其他省份从2026年起才逐步到位；三是现货市场价格波动差异——广东、山东等新能源快速增长且现货市场连续运行的省份，电价波动最为剧烈，对火电电量收益冲击最大。这一区域分化将推动火电资产估值分化：坑口高质量煤电资产将获得估值溢价，而沿海部分无燃料保障、无容量补偿优势的机组可能面临估值收缩。煤电一体化/联营企业在分化中展现出最强的盈利稳定性。中国神华、中煤能源、陕西煤业等企业自有煤矿，燃料成本比纯火电企业低30%—50%，业绩波动率仅为纯火电企业的1/3左右。国家能源集团、华能集团等央企也在大力推动"煤电一体化"战略，通过控股或参股煤矿、签订长期购煤协议等方式锁定燃料成本。可以预见，"煤电一体化"、"煤电+新能源联营"将成为火电企业穿越周期、稳定盈利的核心竞争力。图4-8不同煤电运营模式成本与盈利稳定性对比数据来源：本研究测算4.5特高压外送与煤电布局特高压输电是我国能源资源配置的"大动脉"，也是决定煤电区域布局的关键因素。截至2025年底，我国已建成"十八交十九直"37项特高压工程，跨区跨省输电能力超过3.5亿千瓦，年跨区输电量超过1.2万亿千瓦时，其中约55%为煤电电量。以±800kV/±1100kV特高压直流为骨干的"西电东送、北电南供"格局基本形成。依托特高压外送通道，我国在内蒙古、山西、陕西、新疆、宁夏等煤炭资源富集地区建设了一批大型坑口煤电基地。典型代表包括：内蒙古鄂尔多斯（上海庙、准格尔、锡盟）煤电基地，装机超过8000万千瓦；山西晋北、晋东煤电基地，装机超过6000万千瓦；陕西陕北（榆林、延安）煤电基地，装机超过5000万千瓦（2026年迎峰度夏单季发电量突破100亿千瓦时）；新疆哈密、准东煤电基地，装机超过4000万千瓦；宁夏宁东煤电基地，装机超过3000万千瓦。这些坑口电站通过锡盟—泰州、准东—皖南（昌吉—古泉，全球电压等级最高的±1100kV直流）、上海庙—临沂、陕北—武汉、陇东—山东、宁夏—湖南等特高压直流通道将煤电和新能源打捆送到东部负荷中心。"十五五"期间特高压规划继续加码。国家电网规划"十五五"期间新建特高压线路"二十交十直"，新增跨区输电能力1.5亿千瓦以上，重点服务西部大型风光火储一体化基地外送。这将继续推动西北、华北坑口地区煤电和新能源协同发展，但新建煤电将更加注重"以新能源为主体、煤电为支撑调节"的联营模式，煤电角色从单纯的外送电源转向外送+调节+备用多重角色。第五章技术升级路径与效率演进5.1高参数超超临界机组技术进展提高蒸汽参数（压力和温度）是提升煤电效率、降低煤耗和CO₂排放最直接有效的技术路径。我国煤电技术经历了从亚临界到超临界、从超临界到超超临界、从常规超超临界到高效/高参数超超临界的三级跳。目前600℃超超临界技术（25—28MPa/600℃/620℃）已经完全实现国产化，百万千瓦级超超临界机组成为主力新建机型，共建成1000MW级超超临界机组超过180台，是全球超超临界机组数量最多的国家。700℃高超超临界技术研发始于2010年前后的欧洲AD700计划和中国"国家700℃超超临界燃煤发电技术创新联盟"，但由于高温材料（镍基合金）成本高昂、技术难度大，目前尚未实现商业化推广。作为过渡路线，630℃二次再热超超临界技术成为行业新方向。2025年11月，国家能源集团山东郓城630℃超超临界二次再热示范项目（2×1000MW）投产发电，机组参数35.2MPa/615℃/630℃/630℃，发电效率50.05%（按低位发热量），供电煤耗256.28克/千瓦时，比常规超超临界机组下降约25克/千瓦时，每年可减少CO₂排放约50万吨，刷新了世界煤电效率纪录。该项目的成功标志着中国煤电技术达到全球领先水平，为"十五五"期间新建高效机组提供了技术蓝本。展望"十五五"，630—650℃超超临界二次再热技术将从示范走向规模化推广。《新一代煤电升级专项行动实施方案》明确要求新建机组原则上采用630℃及以上技术，预计到2030年，630℃级机组投运规模将超过1亿千瓦，带动全国平均供电煤耗进一步下降。此外，超临界CO₂循环、700℃级高温材料、3D打印叶片、智能燃烧控制等前沿技术也在研发推进中。在超超临界技术"提效"的同时，深度节能改造也在存量机组中广泛应用。包括汽轮机通流部分改造、锅炉燃烧优化、烟气余热深度利用、热泵供热、电机变频改造等。改造后供电煤耗可降低10—20克/千瓦时，投资回收期5—6年，经济性良好。5.2煤电"三改联动"进展与成效煤电"三改联动"（节能降碳改造、灵活性改造、供热改造）是"十四五"以来煤电行业最重要的存量升级举措，在"十五五"期间将继续深化。节能降碳改造：目标"十四五"期间完成3.5亿千瓦以上（后根据保供需要有所调整），改造后平均供电煤耗降低10—20克/千瓦时。截至2025年底，累计完成约3.2亿千瓦，总体接近完成"十四五"目标。改造单位投资约150—250元/千瓦，改造后度电煤耗下降直接降低燃料成本，在煤价合理时投资回收期约5—7年。灵活性改造：这是支撑新能源消纳的关键改造。纯凝煤电机组原设计最小技术出力约为额定容量的50%左右，通过锅炉低负荷稳燃、汽轮机调峰优化、热电解耦（储热罐、电锅炉、旁路改造）等措施，可将最小出力降至30%—40%，先进示范项目已做到20%额定出力，爬坡速率提升至每分钟2%—3%额定容量。截至2025年底，全国累计完成煤电灵活性改造约1.95亿千瓦，接近"十四五"2亿千瓦目标。改造单位投资约50—150元/千瓦，主要通过辅助服务市场获得调峰补偿回收投资。东北区域调峰补偿标准最高，灵活性改造机组经济性好于其他区域。供热改造：主要是将纯凝机组改造为供热机组，或扩大已有供热机组的供热能力和范围。改造后热电联产机组能源利用效率显著提升，同时获得稳定的供热收入。截至2025年底，全国累计完成煤电供热改造约5.3亿千瓦，远超"十四五"5500万千瓦的目标（原目标较低，实际推进力度大）。北方县城以上清洁供热率从2015年的不足40%提升到2025年的95%以上，煤电热电联产发挥了决定性作用。此外，"十五五"期间还将探索"第四类改造"——延寿改造。我国2005—2010年大量投产的机组将在2025—2030年陆续达到30年设计寿命，部分经评估仍有利用价值、安全可靠的机组可以通过延寿评估和技术改造延寿10—20年，作为应急备用和调峰机组继续服役。延寿评估和改造将成为"十五五"新的市场机会。图5-12018—2031年新能源弃电率与煤电灵活性改造进度数据来源：国家能源局、本研究预测5.3CCUS技术与示范项目碳捕集利用与封存（CCUS）是煤电实现"近零排放"的关键技术路线，也是"十五五"期间重点示范的方向。煤电CCUS是指将燃煤电厂烟气中的CO₂捕集下来，经过压缩、运输，用于驱油（EOR）、化工利用或地质封存，从而大幅减少燃煤发电的CO₂排放。按照捕集技术路线划分，包括燃烧后捕集（目前最成熟）、燃烧前捕集（IGCC等）和富氧燃烧三种。我国煤电CCUS从2010年代的小规模试验（华能上海石洞口10万吨/年、中石化胜利100万吨/年）逐步发展到2020年代的百万吨级示范。截至2025年底，全国已建和在建CCUS项目约120个（含全行业），其中煤电领域CCUS项目约40个，捕集能力合计约940万吨/年，较2020年增长3倍以上。典型项目包括：国家能源集团江苏泰州电厂50万吨/年CCUS项目（目前国内最大煤电CCUS项目，2023年投运）、华能长春热电厂100万吨/年CCUS项目（在建）、中石油/中石化油田驱油配套项目等。图5-2中国CCUS示范项目数量与捕集能力增长数据来源：《中国CCUS年度报告》、公开资料但煤电CCUS目前仍面临成本高、能耗高的挑战。按现有技术，煤电加装CCUS（90%捕集率）将增加度电成本约0.12—0.20元/千瓦时，度电能耗增加约8%—12%（即煤耗增加25—35克/千瓦时）。由于成本较高，目前CCUS项目主要依赖政策补贴和驱油收益驱动，尚未实现市场化大规模推广。但预计随着技术进步、规模效应和碳价上涨，CCUS成本将逐步下降：到2030年百万吨级项目度电成本增幅有望降至0.10元/千瓦时以下，2035年降至0.06—0.08元/千瓦时。"十五五"期间煤电CCUS将进入规模化示范阶段。根据《新一代煤电升级专项行动实施方案》和《碳达峰碳中和标准体系建设指南》，预计2026—2030年将建成10—15个百万吨级煤电CCUS示范项目，到2030年煤电CCUS总捕集能力突破5000万吨/年，主要布局在东部沿海（有海上封存条件）和鄂尔多斯、准噶尔等盆地（有地质封存和驱油条件）。长期看（2035年以后），随着碳价上涨到200—300元/吨，CCUS将逐步具备商业化条件，成为煤电深度减排的核心技术。图5-3各类发电技术全生命周期度电碳排放强度对比（gCO₂/kWh）数据来源：IPCC、IEA、本研究整理5.4煤电与新能源耦合联营技术煤电与新能源耦合联营（简称"煤电联营新能源"或"风光火储一体化"）是实现煤电和新能源优势互补、降低综合碳排放、保障新能源消纳的重要模式，也是当前国家政策重点鼓励的方向。其核心原理是：利用煤电机组的快速调节能力，平抑风电、光伏发电的出力波动，使打捆后的综合出力稳定可控；在新能源大发时煤电降低出力让路，在新能源低谷时煤电顶上去，实现"1+1>2"的协同效应。煤电与新能源联营有几种典型模式：一是"煤电+光伏"厂内耦合，在煤电厂灰场、屋顶、周边空地建设光伏，通过厂内用电、打捆外送或联合参与市场实现消纳，技术门槛低、见效快；二是"煤电+风电"区域打捆外送，利用煤电的调节能力和特高压外送通道，将煤电和风电打捆输送到负荷中心；三是"煤电+风光+储能"多能互补一体化基地，配置一定比例的储能来进一步平抑波动，是当前大型外送基地的主流模式；四是虚拟电厂/虚拟煤电（VirtualPowerPlant）形式，煤电、风电、光伏、储能、用户负荷通过数字化平台聚合为一个整体参与电力市场。《新一代煤电升级专项行动实施方案》明确"支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网"，并且联营新能源项目不受新能源消纳预警红橙色区域限制。这一政策突破显著提升了煤电企业发展新能源的积极性——过去在新能源消纳紧张地区（如青海、甘肃、内蒙古部分区域），新能源指标受限，煤电企业无法参与新能源开发，现在通过与煤电联营可以获得优先开发权。从经济性看，煤电与新能源联营的综合效益显著：一是降低综合度电成本，新能源边际成本低，与煤电打捆后综合度电成本可降至0.23—0.28元/千瓦时（煤电单独约0.30—0.35元）；二是降低综合碳排放，新能源替代部分煤电发电量，综合碳排放强度可降低20%—40%；三是提升外送通道利用率，减少新能源出力波动对电网的冲击；四是提高煤电设备利用效率，煤电从"长时基荷"转向"灵活调节"，虽然自身利用小时数下降，但通过容量电费+辅助服务+新能源收益，整体收益稳定性提升。图5-4煤电与新能源联营降本减碳效果对比数据来源：本研究测算"十五五"期间煤电与新能源联营有望迎来爆发式增长。保守估计，2026—2030年通过煤电联营模式开发的新能源规模将超过3亿千瓦，占同期新能源新增装机的25%—30%。国家能源集团、华能、华电、大唐、国家电投五大集团均制定了"千万千瓦级"风光火储一体化基地开发计划。5.5低碳燃料掺烧技术煤电低碳/零碳燃料掺烧是指在燃煤锅炉中掺入一定比例的生物质、氨、氢等低碳/零碳燃料，通过燃料替代实现CO₂减排。这是煤电深度脱碳的重要技术路径，在日本、欧盟已有较多示范，我国也在加快推进。生物质掺烧：将农作物秸秆、林业废弃物等生物质燃料与煤炭混合燃烧。生物质燃烧被视为"零碳"（生长过程中吸收的CO₂与燃烧释放的CO₂平衡），掺烧10%生物质可实现CO₂减排约8%—10%。我国现役煤电机组小比例（5%以内）生物质掺烧改造技术成熟、成本较低（度电成本增加约1—2分），但高比例掺烧（20%以上）需要对制粉系统、燃烧器进行改造，且受生物质燃料收集半径和季节性供应限制。氨煤混燃：氨（NH₃）不含碳，燃烧不产生CO₂，是潜在的零碳燃料。日本在氨煤混燃方面走在世界前列，已实现5%—20%氨混燃示范（JERA碧南电厂），并规划2030年前实现单台机组100%纯氨燃烧示范。我国国家能源集团、华能、东方电气、哈尔滨电气等也在加速布局氨煤混燃技术，2025年首个10%氨掺烧示范项目在山东电厂投运，"十五五"期间将推进20%—30%大比例掺烧示范。但氨煤混燃面临NOx排放控制、氨供应与价格（绿氨成本目前较高）、安全储运等挑战。氢煤混燃：理论上氢是最清洁的零碳燃料，但氢煤混燃面临氢成本高、储运困难、燃烧易爆等问题，目前仅处于实验室研究阶段，中短期不具备商业化条件。图5-5煤电低碳技术路线减排效果与成本对比数据来源：本研究整理5.6智能电厂与数字化转型智能化、数字化是煤电转型升级的重要方向。基于物联网、大数据、人工智能、数字孪生等技术建设"智能电厂"，可以实现锅炉燃烧优化、机组智能控制、设备状态检修、故障预警诊断、智能巡检机器人、无人值守等功能，提升机组安全性、经济性和灵活性。具体应用场景包括：AI燃烧优化系统，通过神经网络实时优化风煤比，降低煤耗0.5%—2%；智能冷端优化，根据环境温度和负荷动态优化循环水泵、冷却塔运行方式，降低供电煤耗1—2克/千瓦时；设备故障预警与预测性维护，利用传感器数据和机器学习提前发现设备异常，减少非计划停机；智能协调控制系统，提升机组负荷响应速度和调节精度，更好地参与调峰调频辅助服务；无人化巡检，通过机器人和无人机替代人工巡检高危环境。国家能源集团、华能、浙能等已在部分新建机组开展智能电厂示范。华能莱芜电厂、大唐东营电厂、国家能源集团宿迁电厂等项目实现了智能燃烧、智能控制、智能运维等功能，节能降耗效果显著。预计"十五五"期间智能电厂建设将从示范走向普及，智能化改造投资回收期约3—5年，是煤电企业提升竞争力的重要手段。第六章煤电产业链与成本盈利分析6.1煤电产业链价值分布火力发电行业产业链较长，从上游煤炭/天然气开采、燃料运输，到中游火电设备制造、工程建设（EPC）、发电运营，再到下游电网输配、售电与终端用户，形成完整的产业生态。按照最终销售电价（以2025年燃煤发电用户平均电价约0.45元/千瓦时为基准）倒算，各环节价值分布如下：煤炭开采与洗选环节占约32%（含煤炭企业利润、税费），煤炭运输（铁路、公路、港口、海运）占约10%，火电设备制造占约5%（折旧分摊），火电工程EPC占约3%（建设成本分摊），发电运营环节占约28%（含燃料成本以外的运营成本、利润、容量电费），电网输配环节占约15%（含输电、配电成本和电网企业利润），售电与用户侧服务占约7%。图6-1火电行业产业链价值分布（按终端销售电价拆分，%）数据来源：本研究测算从价值分布可以看出：第一，燃料成本（煤炭+运输）占终端电价的42%左右，是火电成本的绝对主体，这也解释了为什么煤价波动对火电盈利影响如此之大；第二，发电运营环节本身占比仅28%，其中还包括环保、人工、维修、折旧、财务费用等运营成本，真正的利润空间并不厚，体现了火电行业"重资产、薄利润"的特征；第三，电网环节价值占比15%，这部分费用通过输配电价由用户承担，相对稳定；第四，容量电费和辅助服务收入作为发电运营环节的新增收入来源，正在显著提升发电环节的价值占比，预计2031年发电运营环节价值占比将提升至32%以上。6.2燃料成本：动力煤价格走势燃料成本是火电企业最大的成本项，占燃煤发电成本的70%—80%，占燃气发电成本的60%—70%，燃料价格波动是影响火电企业盈利的最核心变量。2021年以来，动力煤价格经历了一轮剧烈波动：2021年因供需紧张煤价一度飙升至2500元/吨以上的历史高点，2022年维持在1200—1600元/吨高位，2023年随着保供增产见效逐步回落至900—1000元/吨区间，2024年回落至800—900元/吨，2025年上半年继续下行至680元/吨左右，2025年下半年—2026年上半年因迎峰度夏补库、进口煤减少等因素反弹至821元/吨。长协煤"基准价+浮动价"机制是稳定煤价的"压舱石"。2022年国家发改委明确中长期合同煤价合理区间为570—770元/吨（秦皇岛55