火力发电行业研究与趋势研判

从压舱石到调节器：煤电转型拐点下的投资逻辑

2026年9月

一、行业概况：火电的定位重构

火力发电是中国电力系统的压舱石。截至2024年底，全国全口径火电装机14.44亿千瓦，其中煤电11.9亿千瓦、气电约1.3亿千瓦。火电装机占总装机容量的比重为43.1%，较2015年的62%下降了近19个百分点，但火电仍贡献了全国56.4%的发电量，提供了70%的顶峰能力和近80%的调节能力。

2025年，中国电力结构迎来历史性拐点——风电光伏合计装机首次超过火电。截至2025年底，全国发电装机容量约38.9亿千瓦，其中火电装机约15.1亿千瓦，占比降至38.9%；太阳能装机12.0亿千瓦（+35.4%），风电6.4亿千瓦。可再生能源装机占比已超57%。火电的角色正从主力电源向调节性电源转变。

从发电量看，2025年规模以上工业火力发电量62945亿千瓦时，同比下降1.0%，为近年来首次负增长。火电发电量占全部发电量的比重降至约54.7%。2026年上半年，煤电发电量占比历史性跌破50%至49.7%，标志着中国电力清洁化转型进入新阶段。

尽管占比持续下降，火电在能源安全中的战略地位短期内不可替代。2024年全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长6.8%，远超预期。在新能源出力波动性大、储能规模化尚不成熟的背景下，煤电承担着兜底保障功能。国家能源局明确，煤电仍将长期发挥能源电力安全兜底作用。

图1：2015-2025年中国火电装机容量变化趋势

图2：2024年底中国发电装机容量结构

二、供需格局：用电高增与火电收缩并存

2024年全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长6.8%，显著高于GDP增速。其中第一产业用电量1357亿千瓦时（+6.3%），第二产业6.86万亿千瓦时（+5.1%），第三产业1.83万亿千瓦时（+11.0%），城乡居民1.49万亿千瓦时（+10.4%）。第三产业和居民用电增速远超工业用电，反映经济结构转型和电气化加速。

电力消费弹性系数维持在1.36的高位，即用电增速是GDP增速的1.36倍。2024年能源消费弹性系数回落至0.86，但电力消费弹性系数仍居高不下。这意味着经济增长对电力依赖度持续提升，AI数据中心、新能源汽车充电、电炉炼钢等新兴用电场景成为增量主力。

供给端，2024年全国发电量10.09万亿千瓦时，同比增长6.7%。风光新增发电量3660亿千瓦时，占总新增发电量的58.1%。清洁能源发电量达1.83万亿千瓦时。火电发电量63438亿千瓦时，增速明显放缓，2025年首次出现负增长。

火电利用小时数持续走低。2024年全国火电利用小时4400小时，同比降低76小时；煤电4628小时，降低62小时。火电利用小时已连续十年低于4500小时。利用小时下降意味着机组利用效率收窄，但这也正是火电从电量供应者向容量保障者角色转变的体现。

图3：2018-2025年中国火电发电量及占比变化

图4：2015-2024年中国火电利用小时数变化

三、区域分布：资源禀赋决定产业格局

中国火电区域分布高度依赖煤炭资源禀赋和用电负荷中心。2024年火力发电量排名前五的省份分别是：内蒙古6177亿千瓦时、江苏5095亿千瓦时、山东5057亿千瓦时、广东4917亿千瓦时、新疆3873亿千瓦时。内蒙古和新疆依托丰富煤炭资源成为火电外送基地，江苏、山东、广东则是用电大省自给型火电。

内蒙古是全国最大的火电发电省份，火电发电量占全国火电发电量的9.5%。2026年上半年，内蒙古火电发电量占全区发电量的67.49%，同比下降6.38%，新能源替代效应明显。内蒙古正推进「火光热储一体化」模式，通过火电灵活性改造配合新能源开发。

东部沿海省份（江苏、山东、广东）火电装机大但煤炭资源匮乏，高度依赖进口煤和北煤南运。这些地区气电占比较高，如广东省气电装机占比超30%，在调峰和减排方面走在前列。

山西、河南、安徽、河北等中部省份火电装机规模也位居前列，主要服务本地工业用电需求。山西作为煤炭大省，火电发电量约3450亿千瓦时，同时是重要的电力外送基地。

图5：2024年中国各省火电发电量TOP10

四、成本与电价：煤价下行红利与容量电价机制

火电成本以燃料成本为主，占比约70%-80%。2024年动力煤价格同比下降约115元/吨，港口5500大卡动力煤从年初820元/吨跌至年末约700元/吨。煤价下行直接推动火电企业盈利修复，2024年五大电力上市公司归母净利润合计超300亿元，创近年新高。

度电成本方面，2021年煤价高位时火电度电成本约0.35-0.40元/千瓦时，2024年煤价回落后降至约0.30-0.35元/千瓦时。但随着碳市场推进，2025年碳成本逐步内部化，度电成本预计升至0.42-0.62元/千瓦时。碳价对火电成本的影响将成为长期变量。

2023年11月，国家发改委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），引入两部制电价。煤电机组固定成本全国统一标准为330元/千瓦·年，2024-2025年通过容量电价回收比例约30%，2026年起提升至不低于50%。这一机制为煤电从电量型向容量型转变提供了收入保障。

容量电价机制的意义在于：煤电利用小时下降趋势下，仅靠电量电价难以覆盖固定成本。容量电价相当于为煤电的「存在」付费，而非仅为「发电」付费。这为煤电企业提供了稳定的基本盘，使其在新能源大潮中不至于陷入经营困境。

图6：火电度电成本构成变化趋势

五、技术升级：超低排放与灵活性改造

中国已建成全球规模最大的清洁煤电体系。截至2025年，全国95%以上煤电机组完成超低排放改造，50%以上煤电机组具备深度调峰能力。超低排放改造使燃煤电厂大气污染物排放达到燃气电厂标准，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过10、35、50毫克/立方米。

超低排放改造始于2014年，2015年12月国务院常务会议决定在2020年前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造。经过十年推进，中国煤电机组污染物排放强度下降超90%，与燃气发电排放水平相当。这项改造使煤电从「高污染」标签中走出，成为相对清洁的化石能源利用方式。

灵活性改造是煤电转型另一核心方向。改造后纯凝机组最小技术出力可达30%-40%额定容量，热电联产机组可达40%-50%。华泰证券研报指出，若充分实施灵活性改造，到2027年有望释放出56GW的灵活性。这对于消纳高比例新能源至关重要。

供电煤耗持续下降是技术进步的直观体现。2024年全国供电煤耗率290.5克标准煤/千瓦时，较2010年的335克下降44.5克。2025年进一步降至290.4克。五大发电集团2022年平均供电煤耗已降至292.61克/千瓦时，优于全国平均。目标到2025年全国火电平均供电煤耗降至300克以下已提前实现。

图7：中国火电供电煤耗变化趋势（2010-2025）

六、竞争格局：五大发电集团主导

中国火电行业由五大发电集团主导——国家能源集团、中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投。2024年全球发电企业签约电量排名中，国家能源集团、中国华能、国家电投位列第一方阵。五大集团合计装机超8亿千瓦，占全国火电装机约55%。

从上市公司层面看，华能国际是火电装机最大的上市公司，控股装机11170万千瓦。2024年实现归母净利润约95-98.5亿元，同比增长69.38%。国电电力2024年营收1791.82亿元，归母净利润98.31亿元，同比增长75.28%，成为盈利增速最高的标的之一。

华电国际2024年完成发电量2226.26亿千瓦时，同比下降0.52%，营收和利润有所承压。大唐发电2024年发电量2851.53亿千瓦时，同比上升3.69%，净利润增长47.35%。中国电力作为国家电投核心上市平台，新能源转型步伐最快。

2025年一季度，31家火电上市公司整体盈利230亿元，全年有望突破千亿。2021-2025年火电企业盈利走出V形反转：2021年因煤价暴涨大面积亏损，2022-2023年逐步修复，2024-2025年达到历史最优水平。煤价下行是核心驱动，容量电价和市场化交易提供了额外收益。

图8：五大火电上市公司2024年财务对比

七、政策框架：双碳目标下的煤电定位

双碳目标构成了火电行业最大的政策变量。2020年9月，中国提出2030年碳达峰、2060年碳中和目标。电力行业碳排放约占全国总量的41%，是减排核心领域。政策框架围绕「控增量、减存量、提效率、促转型」展开。

煤电「三改联动」是核心政策抓手。2021年国家发改委、能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，推动节能改造、供热改造和灵活性改造。节能改造目标：到2025年全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下（已提前实现）。灵活性改造目标：纯凝机组最小技术出力达30%-40%。供热改造目标：替代分散小锅炉。

煤电容量电价机制（发改价格〔2023〕1501号）是另一关键政策。该机制将煤电从单一电量电价模式转向两部制电价，承认煤电机组的容量价值。2024-2025年回收比例约30%，2026年起提升至不低于50%。部分煤电转型较快地区可进一步提高比例。

碳市场对火电形成持续压力。全国碳市场已纳入发电行业，覆盖全国二氧化碳排放总量占比60%以上。2025年碳价稳步上行，碳成本逐步内部化。碳达峰后将实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度。火电企业需在碳约束下寻求生存空间。

新建煤电审批方面，「十二五」至「十三五」期间火电新增装机持续放缓。2022年以来，在能源保供压力下，火电核准规模有所释放，新核准煤电装机约1.4亿千瓦。但政策基调仍是「先立后破」，新建机组以高参数、大容量、低能耗为标准，设计供电煤耗须低于285克（湿冷）或300克（空冷）。

八、趋势研判与投资逻辑

火电行业正经历从「主力电源」到「调节电源」的根本性角色转换。这一转换不是衰退，而是价值重构。煤电的盈利模式从「卖电量」转向「卖容量+卖电量+卖灵活性」，收入结构更加多元。

趋势一：煤电装机见顶。预计「十五五」期间煤电装机将在12.5-13亿千瓦见顶，此后进入缓慢下降通道。2025年煤电装机约12.6亿千瓦，占总装机三分之一左右。新增以大代小、以新换旧为主，绝对增量有限。

趋势二：利用小时继续下行。随着新能源装机持续扩张，火电利用小时将进一步下降，预计2030年降至3500-4000小时区间。但极端天气和用电高峰时段，火电仍需满负荷运行保障供应。火电的价值从「满发赚电量」转向「关键时刻顶上去」。

趋势三：灵活性改造加速。到2027年有望释放56GW灵活性，煤电深度调峰将成为常态。参与辅助服务市场的煤电机组将获得调峰补偿收益。具备灵活性改造能力的设备供应商和工程服务商受益。

趋势四：CCUS商业化提速。国家能源集团泰州电厂50万吨/年CCUS项目已投产，二氧化碳捕集率超90%。随着碳价上行，CCUS经济性逐步显现，预计2030年前后进入商业化推广期。煤电+CCUS被视为煤电实现近零排放的终极路径。

趋势五：煤电联营深化。煤炭价格下行推动火电盈利改善，但煤电博弈长期存在。国家能源集团、中国中煤等企业推进煤电联营，自有煤电装机上升，内部煤炭直供降低成本波动。纵向一体化是火电企业抵御周期波动的重要策略。

投资逻辑方面，建议关注三条主线：

主线一：成本优势突出的龙头。煤价下行周期中，燃料成本管控能力强的企业盈利弹性最大。国电电力2024年归母净利润同比增长75.28%，入炉标煤单价控制良好。华能国际作为装机最大的标的，业绩稳健性突出。

主线二：转型加速的火电+新能源标的。火电企业利用现有厂址、并网条件和人员储备发展新能源，转型成本低、效率高。中国电力（国家电投旗下）新能源转型步伐最快，绿电收入占比持续提升。大唐发电2025年拟非公开发行募资80亿元，加码新能源。

主线三：受益于容量电价和辅助服务市场的地方性电力企业。容量电价机制为煤电提供固定收入基本盘，辅助服务市场为灵活性改造机组提供额外收益。建投能源2024年前三季度归母净利润同比增长92.52%，是区域火电标的的典型代表。浙能电力、申能股份等地方性电力企业也值得关注。

风险提示：煤价大幅反弹侵蚀利润；碳价加速上行推高成本；新能源装机超预期挤压火电空间；电力市场化改革推进不及预期；容量电价回收比例下调。

参考文献

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24. 国家能源局，《2025年全国供电煤耗率数据》，2026年4月

25. 新华网，煤电发电量占比首次跌破50%，2026年8月

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