“十五五”煤电新政落地：从保供主力到调节中枢，火电的角色重塑与价值重估

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-12 09:21

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

2026年8月的第一个周末，一场席卷全国的高温热浪将多地用电负荷推至历史极值。据广发证券研报，全国用电负荷在一个月内四度创下新高，8月7日秦皇岛5500大卡动力煤平仓价报844元/吨，周环比上涨2.55%，煤价与电价同步上行，电力板块应声走强。与此同时，两份重量级政策文件的接连落地——8月3日的《新型电力系统建设“十五五”规划》和8月10日的《煤炭工业发展“十五五”规划》——正在从根本上重塑火电在中国能源版图中的角色定位。

从“十五五”规划的文本中可以清晰地读出政策制定者对煤电的“双重期待”。一方面，煤电的“压舱石”地位被再度确认：规划要求持续推进新一代煤电升级专项行动，积极有序推进现役及新建机组实施新一代煤电改造建设。另一方面，煤电的“调节器”功能被提至前所未有的高度：大力推动煤电节能降碳改造，推广高效燃烧、余热利用、智能调控等技术，推动现役煤电机组通过耦合新能源、掺烧生物质、建设储能设施等方式实施低碳化改造。“鼓励煤电与新能源融合发展”这一表述的反复出现，标志着政策层面对火电的预期已从“逐步退出”转向“协同进化”。

数据支撑着这一判断。截至2025年底，全国6000千瓦以上火电厂平均供电煤耗已降至301.9克/千瓦时，处于全球领先水平。容量电价机制的常态化，让火电从单一的“电量收益”模式转变为“电量+容量”双重收益模式，盈利稳定性显著提升。河北南部电网电力现货市场8月1日正式转入运行，成为全国第八个正式运行的电力现货市场，市场化定价机制正在为火电的灵活调节价值“明码标价”。

然而，煤电的角色重塑并非一帆风顺。中国电力企业联合会数据显示，2026年上半年全国火电设备利用小时数约为1930小时，同比下降约4.2%。在新能源装机快速攀升的背景下，火电机组被要求在更低的负荷率下运行、更频繁地启停调峰，这对设备寿命、运行效率和运维成本构成了持续压力。《新型电力系统建设“十五五”规划》特别提出了“低负荷工况下煤耗增幅控制在25%以内”的目标——这意味着，煤电机组不光要“发得稳”，还要“调得省”。

技术路线上，“三改联动”（节能改造、供热改造、灵活性改造）成为存量煤电的标配路径。最具标杆意义的是2025年11月投产的国能浙江北仑电厂一期改造项目：设计供电煤耗257.24克/千瓦时，最低稳燃负荷降至15%，达到新一代煤电指标要求。更前沿的探索也在推进——2026年6月8日投产的大唐郓城630摄氏度超超临界项目，由科研院所、装备制造、设计施工、发电运营等16家单位联合攻关，实现了国产自主马氏体耐热钢在630℃等级机组的首次应用，为下一代超超临界煤电技术铺路。

碳捕集领域的突破同样不容忽视。2025年9月投运的华能甘肃正宁150万吨/年CCUS示范工程，是全球规模最大的煤电碳捕集项目，由中国华能牵头联合多家单位协同攻克低能耗吸收溶剂、超大型分离塔器、节能型超临界二氧化碳压缩机等核心技术难题。在“十五五”规划的语境下，CCUS已被定位为煤电实现深度脱碳的“兜底技术”，尽管其经济性距离大规模商业化仍有距离。

资本市场的反应提供了另一个观察视角。和讯股票8月11日发布电力行业周报指出，火电板块近期走势分化，火电和燃气发电领涨，煤价回升对电价形成支撑。当前火电龙头估值处于近三年低位，容量电价机制的深化有望带来估值修复。机构建议关注华电国际、国电电力、甘肃能源等标的。二级市场的定价逻辑正在微妙地变化：火电不再被简单视作“夕阳产业”，其作为新型电力系统中“灵活调节中枢”的公用事业属性正在被重新定价。

从历史维度审视，中国火电产业正经历继“上大压小”（2000年代）和“超低排放改造”（2010年代）之后的第三次系统性变革。与前两次不同的是，这次变革的驱动力不再是单纯的环保合规或效率提升，而是电力系统结构性转型对火电灵活调节能力的内在需求。在新能源占比持续攀升的新型电力系统中，火电的角色将从“主力电源”演进为“调节电源+安全支撑”，其价值衡量标准也将从“发了多少电”转向“调了多少峰、兜了多少底”。这场角色重塑的深度与广度，将在“十五五”期间得到充分检验。

从国际比较的视角看，中国煤电的角色重塑具有独特的国情背景。日本和韩国的煤电占比已降至30%以下，天然气发电成为主力调节电源。欧盟在碳边境调节机制（CBAM）驱动下加速“去煤化”，德国的煤电占比已降至不足15%。但中国的资源禀赋决定了“富煤贫油少气”的格局短期内不会根本改变：天然气对外依存度超过40%，大规模以气代煤既不经济也不安全。因此，中国煤电的转型路径注定不同于欧美日韩——不是“去煤化”，而是“优煤化”：让煤电变得更加清洁、更加灵活、更加高效，使其在新型电力系统中扮演好“调节器”和“压舱石”的双重角色。

电力现货市场的加速建设为火电灵活性改造提供了价格信号。2026年上半年，山西、广东、山东、蒙西、甘肃、福建、四川、河北南网等八个电力现货市场已转入正式运行，浙江、江苏等省份的现货市场也在加快推进。现货市场的本质是用“价格信号”来引导“源网荷储”的协同优化——新能源大发时电价走低，火电主动降出力；用电高峰或新能源出力不足时电价走高，火电满发赚钱。这种市场化机制让火电的灵活性调节能力有了明确的“变现渠道”。据中电联统计，2026年上半年现货市场中火电通过调峰辅助服务获得的收益同比增长约45%，部分机组的调峰收益已超过发电收益。

碳排放约束的逐步收紧是煤电转型的另一关键变量。全国碳市场第二个履约周期（2025—2026年度）的配额分配方案进一步收紧，免费配额比例较上一周期下调约3个百分点，碳价从2025年的约60元/吨攀升至2026年8月的约95元/吨。若碳价在“十五五”末达到国际能源署预测的150—200元/吨区间，煤电的碳排放成本将成为一个不可忽视的经营变量。从投资逻辑看，那些已完成超超临界改造、度电碳排放低于行业平均水平、具备CCUS预留条件的煤电资产，将在碳排放约束趋紧的环境中体现出明显的“碳竞争力”优势。

【注：文中信息与数据来源于：国家发改委、国家能源局、中国电力企业联合会、中国能源新闻网、和讯股票、广发证券。】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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高志龙