煤炭赚41.1%、火电跌6.2%：煤电“冰火两重天”背后，是一道尚未破解的机制之痛

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-04 11:04

【中国能源产业发展网@原创】【作者：苏清越】

上半年工业效益数据出炉，能源产业链出现极端分化：煤炭采选业利润同比大涨41.1%，火电行业利润下滑6.2%——一边赚得盆满钵满，一边深陷亏损泥潭。巨大的反差迅速在网络引发激烈讨论，也把煤电之间那道延续二十年的结构性裂痕再次撕开。煤电矛盾从来不是新鲜事，但当“双碳”与电力市场化改革叠加，这道裂痕正显现出新的复杂性。

一、成本剪刀差：市场煤与行政电的错配

煤价阶段性回升抬高电厂燃料开支，而火电上网电价受市场交易压制难以同步传导，利润被上游原料吞噬，产业链利润向上游煤矿集中。深层原因有两层：一是价格机制错配，动力煤价格早已完全市场化，而燃煤发电上网电价长期受政府管制，调整频率与幅度滞后于煤价；二是行业价值重构，新能源平价入市使火电盈利逻辑从“多发多赚”变成“调峰保安全”，传统盈利模式失效。正如国金证券所言，这正是“煤电顶牛”的历史成因——经济过热、煤价上涨时火电成本疏导困难、收益率承压，企业缺乏投资积极性，造成电力投资“追涨杀跌”的周期性特征。

二、角色之变：从“压舱石”到“调节器”

“十五五”规划删除了“基础保障性”的表述，推动煤电由“基础保障性电源”转为“支撑调节性电源”。业内常用“以不足50%的装机，贡献60%的电量、70%的顶峰能力、80%的调节任务”来描述煤电不可或缺的角色。但灵活深调、快速调节等新定位令传统煤电受多重约束：在电能量市场面临新能源成本竞争，在辅助服务市场受抽水蓄能与新型储能挤压，通过市场获取合理收益的难度与日俱增。煤电利用小时已从2011年的5305小时降至2025年的4147小时，原有的按电量付费已不可行。

热电绑定，北方供暖季弃风弃光

《中国新闻周刊》对济南长清电厂的报道揭开了另一重矛盾：在北方，煤电机组冬季承担集中供暖重任，“热电联产”使热与电被刚性捆绑。当风电、光伏大发、电价较低时，为保障供暖保民生，机组仍不得不持续发电，压缩了新能源消纳空间。多位专家指出，北方供暖季这一矛盾尤为突出，部分地区甚至出现弃风弃光。方筝研究员直言：“热和电是两种属性截然不同的产品，却被刚性捆绑在一起。”这不是热电厂本身的问题，而是存量机组的物理特性所决定的——热电厂仍是北方城市供热中坚，不可能一刀切关停。

容量电价能否真正解困局

容量电价机制应运而生，通过补偿煤电提供可靠备用、顶峰支撑的容量价值，维系火电作为兜底资源运营。发改委与能源局规定煤电机组固定成本全国统一核定每年每千瓦330元，2026年起各地回收比例提升至不低于50%（即165元/千瓦·年）。但行业共识是：容量电价只是过渡性安排。其矛盾在于，成本疏导压力显现——容量电费通过系统运行费向工商业用户分摊，新能源大省已出现电能量价格走低、系统容量成本上行的现象；容易固化路径依赖，使储能、气电、可调节负荷难获对等支持；机制考核也有待细化，如何界定可靠顶峰能力、避免低效机组长期占用补偿资金，仍是落地难题。

投资滞后与“煤电顶牛”循环

投资是预期收益率的函数。当期低迷乃至转负的收益率影响未来预期，导致火电企业在机组利用率最高、电力供需最紧张时反而缺乏投资积极性，下一轮供需偏紧随之而来。界面新闻估算，整个“十五五”火电新增装机或达4亿千瓦，到2030年煤电装机或逼近18亿千瓦——这与碳中和进程存在张力。更值得警惕的是，发电集团左手煤电、右手新能源，倾向于算总账，只要煤电收益覆盖新能源建设成本便默不作声，弱化了绿电替代的真实压力。

三：理顺收益分配，构建多元容量竞争

通过以上现状及问题的分析，建议从以下几个途径化解问题。

第一，加快独立输配电价与两部制上网电价落地，让发电成本波动能顺畅向下游疏导。第二，推动容量机制从“按电源类型分类补贴”转向“按可靠容量贡献公平补偿”，抽水蓄能、独立储能、可控负荷聚合资源只要能在负荷高峰提供可靠支撑，都应“同工同酬”参与竞争。第三，在北方供暖地区推广余热回收、储热与电热协同改造，解耦热电刚性绑定，释放新能源消纳空间。第四，把碳成本内部化，让承担保供任务的火电获得可持续经营能力，平稳走完转型之路。

写在最后

煤电不是零和博弈。未来的方向，是理顺产业链收益分配，既保障煤炭产业合理回报，也让承担保供任务的火电具备可持续经营能力。当“压舱石”学会做“调节器”，能源转型才能既有速度，也有安全底线。

来源：

中国新闻周刊、人民论坛网、界面新闻、国金证券

作者：

苏清越