煤电发电量占比首破50%：一组利用小时数背后的电力系统结构性拐点

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-06 18:10

【中国能源产业发展网@原创】【作者：苏清越】
49.7%：煤电发电量占比的历史性刻度
2026年是电力系统结构性转变的标志性年份。中电联披露，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“半壁江山”的关口。与此同时，截至6月底全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦，其中煤电装机占比31.5%、水电11.2%、核电1.6%、并网风电16.8%、并网太阳能31.5%——太阳能发电装机占比已追平煤电。在装机侧与电量侧同步“退位”的，是煤电曾经不可替代的基荷地位；取而代之的，是新能源在午间与丰水期大发时煤电主动压低出力、为清洁能源腾出消纳空间的新常态。49.7%不是终点，而是煤电角色重构的起点。
1895小时：火电利用小时为何同比降73小时
“装机增、电量减”的剪刀差，在利用小时数上体现得最为直观。2026年上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时1392小时、同比降低113小时；其中火电1895小时、同比降低73小时，煤电1998小时、同比降低59小时，而水电1452小时同比提高74小时、核电3598小时同比降低284小时、风电917小时同比降低170小时、太阳能527小时同比降低33小时。新能源装机高速扩张对火电运行空间的挤压效应清晰可见：当风电光伏在高峰时段集中出力，火电被迫降负荷运行，利用小时被持续蚕食。值得注意的是，这一“降”并非需求不足——同期全社会用电量同比增长5.3%，而是电源结构变化带来的电量再分配。
62.4%与44.5%：非化石能源的“双指标”跃升
与煤电占比下行对应的，是非化石能源的“双指标”同步跃升。截至6月底，非化石能源发电装机容量25.2亿千瓦、同比增长13.6%，占总装机比重62.4%、比上年同期提高1.5个百分点；上半年全口径非化石能源发电量同比增长8.5%、占总发电量44.5%、同比提高1.4个百分点，其增量更是占总发电量增量的70.7%——意味着今年上半年新增的每一度电，有七成来自非化石能源。从结构看，规模以上工业火电、水电、太阳能发电量分别同比增长2.9%、9.3%、12.3%，核电、风电发电量同比下降0.7%、1.9%，电源结构的低碳化特征更加鲜明，也印证了“双碳”目标下能源转型的实质性推进。
14.3亿千瓦：最高负荷背后的调节需求
需求侧的另一组数字，揭示了火电不可替代的“另一半价值”。上半年全国统调最高用电负荷达14.3亿千瓦、同比增长9.3%，5月下旬南方电网负荷连续创历史新高、最高达2.75亿千瓦。负荷的快速增长与极端天气频发，使电力系统的“顶峰能力”与“调节能力”成为比“发电量”更稀缺的资源。2025年煤电以32%的装机占比贡献了约70%的顶峰能力和80%的调节能力，这一功能属性在新能源高渗透的背景下不仅未被削弱，反而被强化。换言之，火电正在从“电量供应商”转型为“系统稳定器”，其价值不再由发电量单一衡量，而由容量支撑、调峰、备用等调节服务共同定义。
容量电价：火电从“卖电”到“卖容量”的转身
制度层面，容量电价机制的落地为火电转型提供了“对价”。2026年起，煤电容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，全国平均每年每千瓦约165元，甘肃、云南等地率先执行至330元/千瓦·年的顶格水平。叠加辅助服务市场与电力现货市场的全面铺开，火电可通过容量补偿、调峰补偿、备用补偿等多元收益兑现调节价值。今年2月国务院办公厅出台《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确“2030年基本建成、2035年全面建成”的两步走战略，为“新能源+储能+电网+市场”的集成融合奠定顶层框架。对火电企业而言，这意味着盈利模式从“靠电量、拼利用小时”转向“靠容量、拼调节能力”。
研判：煤电角色重构，火电估值逻辑生变
把49.7%、1895小时、62.4%、14.3亿千瓦四组数字合起来看，电力系统正处在结构性拐点的中段。三个判断：其一，煤电发电量占比跌破50%是趋势性事件而非周期波动，即便“十五五”期间煤电仍保有一定增量装机，其电量份额也将继续温和下行；其二，火电的“第二曲线”在容量与调节，2025年五大电力上市公司合计净利润384.31亿元、创近11年新高，已预示盈利对电量依赖度的下降；其三，估值逻辑正在重构——从PE看发电量，转向看容量电价覆盖度、灵活性改造深度与辅助服务收益能力。对产业与资本，火电不再是“被替代的夕阳”，而是“保障系统安全的压舱石”，其投资价值在调节能力而非发电规模。

来源：

中电联、国家能源局、华能国际2026半年报、中国神华2026半年报、经济日报

作者：

苏清越