煤电发电量占比首破50%：火电的“退”与“守”，一场静默的能源重构

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-02 22:44

【中国能源产业发展网@原创】【作者：苏清越】
一个具有标志性意义的历史节点，在2026年中定格。据中国电力企业联合会披露，2026年上半年全国煤电发电量达到2.5万亿千瓦时，占全国总发电量的比重降至49.7%，首次跌破50%这一被视为煤电“半壁江山”的关口。而在装机侧，截至2026年6月底全国煤电装机容量约14.6亿千瓦，占全国总装机的比重约31%。发电量占比跌破五成、装机占比降至三成出头，与同期新能源装机的“双升”形成强烈对照，共同勾勒出我国能源电力结构深度重塑的轨迹。
一个历史节点：煤电占比跌破“半壁江山”
截至2026年6月底，全国全口径发电装机容量40.4亿千瓦，其中煤电装机占31.5%，首次降至三成出头；中电联预计年底煤电占比将进一步降至31%左右。与此同时，2026年上半年全国全口径非化石能源发电装机占比达62.4%，同比提高1.5个百分点，风光装机规模持续壮大。数字背后的实质，是煤电角色的根本性转换：它不再是新增电量的主要承担者，而是越来越频繁地让位于新能源，把“发电椅”腾给风与光去坐。
利用小时“剪刀差”：装机增、电量减
“装机增、电量减”这组反直觉的剪刀差，最直观地体现在利用小时上。2026年上半年，全国6000千瓦及以上电厂火电设备平均利用小时约1895小时，同比降低73小时；其中煤电机组1998小时，同比降低59小时。若将视角拉长，2025年全国火电设备平均利用小时3119小时、同比减少312小时，2026年1至5月再降至1155小时、同比降95小时，降幅虽收窄但下行趋势未止。区域分化更剧烈：13个省份煤电利用小时已低于4000小时，广西、青海、辽宁不足3000小时，而安徽等负荷中心省份仍在4800小时以上。机组质量与功能定位的分化，正推动煤电从“大而全”走向“专而精”。
5.1万亿千瓦时托底，最高负荷15.57亿千瓦
新能源挤压之下，火电的“守”同样关键。2026年上半年全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，增速较上年同期提高1.6个百分点；其中第二产业用电同比增5.1%、第三产业增8.0%，以互联网数据服务和充换电服务业为代表的新兴产业是核心增量来源。迎峰度夏期间全国最高用电负荷达15.57亿千瓦，较去年极值增加约5000万千瓦。当傍晚负荷高峰、新能源出力骤降时，煤电满血启动、兜底保供，频繁的启停调峰已成为多数煤电机组的日常状态。
容量电价托底：从“发电赚钱”到“备着也赚钱”
支撑角色转换的制度支柱，是2023年建立、2026年起全面深化的煤电容量电价机制。2026年1月27日，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》，要求各地煤电容量电价回收固定成本比例不低于50%，全国平均每千瓦每年约165元，辽宁提至370元、甘肃与云南至330元、天津与四川至231元。机制运行以来，煤电企业累计获得容量电费已超过1800亿元。以长源电力为例，2026年2月起火电机组按1031万千瓦结算容量电费，湖北容量电价从100元上调至165元，固定保底收益为公司锁定盈利下限。火电的资产属性，正从周期股实质性转为“周期+公用事业”的混合体。
煤价“易涨难跌”与电价“随行就市”的拉锯
收入端托底的同时，成本与电价仍在拉锯。2026年秦皇岛港动力煤Q5500市场价从5月的832元/吨一路上行，后突破900元/吨、最新达995元/吨，同比提升320元/吨；上半年秦皇岛动力煤价格中枢同比上涨93.77元/吨。与之相对，市场化电价持续折价，广东年度长协电价0.372元/千瓦时，主要火电公司上网电价平均下降0.014元/千瓦时。结果是一组分化数据：2026年上半年中国神华、中煤能源两大煤企合计净利润368.64亿元、同比增长约4.7%，而华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、中国电力五大发电企业合计净利润194.87亿元、同比下降约18.9%。煤企与电企的盈利剪刀差，是产业链核心矛盾的缩影。
研判：火电价值重估，公用事业化是终局
从“电量主体”到“系统调节器”，火电的故事逻辑已经改写。容量电价让火电“少发电甚至不发电”也能回收固定投入，2025年龙头火电公司容量利润占比已超50%；叠加辅助服务市场扩容、灵活性改造推进，优质清洁煤电的调节价值与保供价值正被持续重估。对投资者而言，火电的看点在不再是煤价弹性，而是利用小时下行被容量电价对冲后的业绩稳定性、自由现金流转正后的分红能力。这场静默的能源重构，终局是火电的公用事业化。

来源：

中国能源产业发展网/中电联

作者：

苏清越