发电量占比跌破60%之后，火电的“压舱石”角色为何反而更重了？

一、驱动力：政策定调、市场重构与技术倒逼

政策层面，煤电正从“被替代”走向“被重新定义”。 2026年，14个省份的政府工作报告提及煤电，广东提出建设“支撑调节性煤电项目”，青海明确建成“格尔木支撑调节性火电”，重庆提出“兜底供电能力再提升”。这与几年前“去煤化”的主流叙事形成鲜明对照——新能源“靠天吃饭”的特性决定了其无法独立承担电力系统的结构性支撑。

容量电价机制是重塑火电价值的最关键政策变量。 2026年1月，国家发改委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），将煤电容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%（每年165元/千瓦）。甘肃、云南已明确提升至每年330元/千瓦。机制实施两年来，煤电机组累计获得容量电费超1800亿元，从电量收入一部制改为“电量+容量”两部制，重塑了煤电的收入结构。这意味着火电的盈利不再仅仅取决于“发了多少电”，还取决于“随时能发多少电”——调节性价值正在被定价。

技术层面，灵活性改造正在成为火电的“第二曲线”。 国家明确2027年前完成存量煤电机组灵活性改造“应改尽改”，2026-2030年需完成2.5-3亿千瓦改造任务。华泰证券测算，全国火电灵活性改造每年有1.6亿千瓦或100亿-200亿元市场空间。2026年6月，国家发改委等五部门联合印发通知，推动30万千瓦以上现役煤电机组节能降碳改造，目标到2028年底煤电行业能效标杆水平产能比例提高15个百分点。

二、市场规模：装机仍在增长，但结构已变

2026年火电装机容量预计同比增长6.5%。但火电发电量预计同比下降3.2%——装机在增，发电在减，这是“出量”向“出力”转型的直接体现。煤电装机占总装机比重预计降至31%左右。到2026年底，全国发电装机容量预计达43亿千瓦左右，非化石能源发电装机27亿千瓦，占比约63%。

火电投资方面，预计随装机投建进度于2026年达峰。2025年共有289个火电项目取得重要进展，其中27个核准、29个开工、98个投运。但“十五五”期间的火电投资逻辑已从“扩规模”转向“优结构”——新建项目必须是清洁高效煤电，存量项目必须完成灵活性改造。

三、竞争格局：五大发电领跑，盈利模式正在分化

2025年度，五大发电集团旗下核心上市公司营收同比全部下降，但净利润合计达384.32亿元，同比增长12.91%，创历史新高。华能国际以144.1亿元净利润位居榜首，同比增长42.17%；大唐发电增速最猛，净利增幅达63.92%。

“增收不增利”的反面是“减收反增利”——核心原因是煤价下行。2025年秦皇岛港5500大卡动力煤均价为每吨703元，同比下降18.4%。但煤炭进口总量下降、国内产能管控趋严，燃料成本红利的消退已成为必然。

与此同时，新能源市场化电价下行正在反衬火电的价值：136号文推动风电、光伏电量全面进入市场交易体系，电价不确定性显著增加。在新能源消纳压力持续增长的背景下，火电的调节价值正在被重新评估。

四、未来趋势与观察

趋势一：火电从“基础负荷”走向“调节刚需”。 算力中心用电高增，算力集群所在地的煤电正由基础负荷转向电网调节刚需。这一定位的转变，决定了火电的长期价值不在于“发多少电”，而在于“在什么时候发电”。

趋势二：盈利模式的“公用事业化”。 容量电价提升和市场化交易对冲了利用小时数的下降，火电业绩稳定性已持续提升。国金证券认为，火电的红利属性将驱动估值端提升，板块已显著低配。

趋势三：煤电与新能源的“深度绑定”。 煤电企业正积极向综合能源服务商转型，通过“煤电+新能源+储能+碳捕集”的一体化模式实现多能互补。煤电不再是新能源的“对立面”，而是其“稳定器”。

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    《2026-2032年中国火电市场现状分析及投资前景研究报告》由权威行业研究机构博思数据精心编制，全面剖析了中国火电市场的行业现状、竞争格局、市场趋势及未来投资机会等多个维度。本报告旨在为投资者、企业决策者及行业分析师提供精准的市场洞察和投资建议，规避市场风险，全面掌握行业动态。