發電量占比跌破60%之后，火電的“壓艙石”角色為何反而更重了？

一、驅動力：政策定調、市場重構與技術倒逼

政策層面，煤電正從“被替代”走向“被重新定義”。 2026年，14個省份的政府工作報告提及煤電，廣東提出建設“支撐調節性煤電項目”，青海明確建成“格爾木支撐調節性火電”，重慶提出“兜底供電能力再提升”。這與幾年前“去煤化”的主流敘事形成鮮明對照——新能源“靠天吃飯”的特性決定了其無法獨立承擔電力系統的結構性支撐。

容量電價機制是重塑火電價值的最關鍵政策變量。 2026年1月，國家發改委、國家能源局發布《關于完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號），將煤電容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%（每年165元/千瓦）。甘肅、云南已明確提升至每年330元/千瓦。機制實施兩年來，煤電機組累計獲得容量電費超1800億元，從電量收入一部制改為“電量+容量”兩部制，重塑了煤電的收入結構。這意味著火電的盈利不再僅僅取決于“發了多少電”，還取決于“隨時能發多少電”——調節性價值正在被定價。

技術層面，靈活性改造正在成為火電的“第二曲線”。 國家明確2027年前完成存量煤電機組靈活性改造“應改盡改”，2026-2030年需完成2.5-3億千瓦改造任務。華泰證券測算，全國火電靈活性改造每年有1.6億千瓦或100億-200億元市場空間。2026年6月，國家發改委等五部門聯合印發通知，推動30萬千瓦以上現役煤電機組節能降碳改造，目標到2028年底煤電行業能效標桿水平產能比例提高15個百分點。

二、市場規模：裝機仍在增長，但結構已變

2026年火電裝機容量預計同比增長6.5%。但火電發電量預計同比下降3.2%——裝機在增，發電在減，這是“出量”向“出力”轉型的直接體現。煤電裝機占總裝機比重預計降至31%左右。到2026年底，全國發電裝機容量預計達43億千瓦左右，非化石能源發電裝機27億千瓦，占比約63%。

火電投資方面，預計隨裝機投建進度于2026年達峰。2025年共有289個火電項目取得重要進展，其中27個核準、29個開工、98個投運。但“十五五”期間的火電投資邏輯已從“擴規模”轉向“優結構”——新建項目必須是清潔高效煤電，存量項目必須完成靈活性改造。

三、競爭格局：五大發電領跑，盈利模式正在分化

2025年度，五大發電集團旗下核心上市公司營收同比全部下降，但凈利潤合計達384.32億元，同比增長12.91%，創歷史新高。華能國際以144.1億元凈利潤位居榜首，同比增長42.17%；大唐發電增速最猛，凈利增幅達63.92%。

“增收不增利”的反面是“減收反增利”——核心原因是煤價下行。2025年秦皇島港5500大卡動力煤均價為每噸703元，同比下降18.4%。但煤炭進口總量下降、國內產能管控趨嚴，燃料成本紅利的消退已成為必然。

與此同時，新能源市場化電價下行正在反襯火電的價值：136號文推動風電、光伏電量全面進入市場交易體系，電價不確定性顯著增加。在新能源消納壓力持續增長的背景下，火電的調節價值正在被重新評估。

四、未來趨勢與觀察

趨勢一：火電從“基礎負荷”走向“調節剛需”。 算力中心用電高增，算力集群所在地的煤電正由基礎負荷轉向電網調節剛需。這一定位的轉變，決定了火電的長期價值不在于“發多少電”，而在于“在什么時候發電”。

趨勢二：盈利模式的“公用事業化”。 容量電價提升和市場化交易對沖了利用小時數的下降，火電業績穩定性已持續提升。國金證券認為，火電的紅利屬性將驅動估值端提升，板塊已顯著低配。

趨勢三：煤電與新能源的“深度綁定”。 煤電企業正積極向綜合能源服務商轉型，通過“煤電+新能源+儲能+碳捕集”的一體化模式實現多能互補。煤電不再是新能源的“對立面”，而是其“穩定器”。

在這個過程中，博思數據將繼續關注行業動態，為相關企業和投資者提供準確、及時的市場分析和建議。

    《2026-2032年中國火電市場現狀分析及投資前景研究報告》由權威行業研究機構博思數據精心編制，全面剖析了中國火電市場的行業現狀、競爭格局、市場趨勢及未來投資機會等多個維度。本報告旨在為投資者、企業決策者及行業分析師提供精準的市場洞察和投資建議，規避市場風險，全面掌握行業動態。