国电电力半年报启示：在电价下行周期里，火电龙头如何“活下去”并“转起来”

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：周知行】

在“市场煤、计划电”错配与新能源大举入市的双重夹击下，火电企业的2026年半年报普遍承压。国电电力交出的一份“降价”成绩单，却为行业提供了一面观察转型的镜子：上半年公司平均上网电价393.31元/兆瓦时，同比下降16.40元/兆瓦时。电价下行是事实，但作为火电龙头，国电电力如何在量价双压下维持经营、并为新型电力系统提供兜底调节，更值得拆解。

一、一份“降价”的半年报

电价下降的直接推手，是2026年起多省新能源上网电量进入电力市场，市场化交易拉低实际结算电价。对国电电力这类以火电为主、同时布局新能源的综合电力企业而言，新能源大发摊薄了火电机组利用小时，电量收入承压；而煤价阶段性回升又抬高燃料成本。但国电电力仍实现营收正增长，说明其在电源结构优化、电量结构调配与成本管控上具备韧性。更关键的是，它代表了一类企业的现实选择：不回避火电盈利逻辑失效，而是主动把角色从“发电商”重新定义为“系统调节服务商”。在风电、光伏装机占比历史性超越火电之后，靠“多发多赚”已难以为继，谁先完成角色切换，谁就能在转型阵痛中少流血。

二、从发电商到系统调节服务商

“十五五”明确推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源。对国电电力而言，这意味着收入结构必须重构：过去靠“多发多赚”，未来要靠“顶峰、调峰、备用”的容量价值与辅助服务价值赚钱。容量电价机制提供了第一块拼图——煤电机组固定成本统一核定330元/千瓦·年，2026年起回收比例不低于50%（165元/千瓦·年），为机组“保供能力”付费，弥补固定投资成本，守住电力安全底线。国电电力凭借大容量、高参数机组，在容量补偿与辅助服务市场中具备天然的先发优势。

单纯电量收入难覆盖固定成本

容量电价只是过渡安排。若长期单一依靠容量补偿留住火电，不仅成本疏导压力向工商业用户传导、挤压实体经济，也易固化路径依赖，使储能、气电、可调节负荷难获对等支持。国电电力若要可持续，必须让多元收益真正跑通：现货市场峰谷价差套利、辅助服务调频调峰、容量市场可靠支撑、绿电绿证与碳资产收益——四块拼图缺一不可。否则，在利用小时持续下行的趋势下，固定成本回收仍是悬顶之剑。

调峰与供热的安全平衡

《中国新闻周刊》披露的济南长清电厂案例提示了另一重挑战：北方供暖季，热电联产把热与电刚性绑定，机组为保供暖不得不持续运行，压缩新能源消纳空间；而深度调峰时机组煤耗上升、频繁启停损伤设备寿命。对拥有北方热电资产的国电电力而言，如何在低负荷下兼顾高效与可靠、在保供与消纳之间找到平衡，是比单纯发电更难的系统工程。生物质掺烧、绿氨掺烧与CCUS等低碳路径，仍受资源与成本制约，规模化尚需国家统筹。

碳成本与转型节奏的再平衡

“十五五”将单位GDP二氧化碳排放降低17%列为约束性指标，碳排放双控从“软倡导”变为“硬约束”。对煤电资产占比较高的国电电力，碳成本内部化将直接侵蚀利润，转型节奏因此更显紧迫。但若为达标而激进关停，又可能冲击电力保供；若拖延改造，则面临碳关税与融资收紧的外部压力。平衡点在于：用新一代煤电升级与低碳化改造延长优质机组寿命，用新能源与储能增量摊薄碳强度，而非“一关了之”。

三：多元收益+低碳改造双轮驱动

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。

其一，加快现货、辅助服务、容量、绿证四类市场收益闭环，把调节价值变现。在北方热电资产推广余热回收与储热改造，解耦热电绑定，释放调峰与消纳空间。推进新一代煤电升级与低碳化改造，在主流机组能效逼近天花板时，用数字化运维挖潜而非盲目上量。其四，把碳成本内部化，让火电在履行保供兜底公共属性的同时，具备可持续经营能力。

写在最后

国电电力的半年报，是一份火电龙头在转型阵痛中的“生存样本”。它证明：火电不会一夜退场，但必须学会用新角色赚钱。当“压舱石”真正转起来成为“调节器”，新型电力系统才有既稳又绿的底盘。对全行业而言，国电电力的探索提示了一条现实路径：不抱怨电价下行，而是把调节价值、容量价值与碳价值一同算进账本；不回避煤电的排放原罪，而是用低碳改造把包袱变成通往碳中和的过渡桥。

来源：

国电电力半年报、人民论坛网、中国新闻周刊

作者：

周知行