火电的“第二曲线”：容量电价与灵活性改造如何重估火电系统价值

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：周知行】
角色之辩：从基荷电源到调节电源
讨论火电的价值，必须先厘清它“是什么”。过去二十年，火电是当之无愧的基荷电源，靠高利用小时、稳定出力支撑经济增长；但2026年的数据改写了这一定位——上半年煤电发电量占比降至49.7%、首次跌破50%，火电利用小时1895小时、同比降73小时，而统调最高负荷14.3亿千瓦、同比增9.3%。这组反差说明：火电的“电量份额”在降，但“系统价值”在升。2025年煤电以32%的装机占比贡献了约51%的发电量、约70%的顶峰能力和80%的调节能力，其真正的稀缺性已不在“发多少电”，而在“能否在新能源大发时压负荷、在负荷尖峰时顶得上”。从基荷到调节，是火电角色之辩的核心结论。需补充的背景是，2026年火电整体装机约15.5亿千瓦、同比增长7.08%，但增量主要来自气电与调峰机组补充，而非传统煤电规模扩张，预计年底火电装机占比将进一步降至38.4%，新能源装机占比升至49.1%。
容量电价：≥50%固定成本回收的制度锚
角色转换需要制度“对价”，容量电价正是这枚锚。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。这意味着，即便火电利用小时因新能源挤压而下降，其固定成本仍可通过容量补偿获得稳定回收，盈利波动被显著熨平。配套的机制是电力现货市场与辅助服务市场的全面铺开：新能源凭借低边际成本压低市场电价，火电则通过调峰、备用、容量等多元服务获取收益。今年2月国办《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年全面建成全国统一电力市场，为“容量+电能量+辅助服务”的三维收益模型奠定顶层框架。
灵活性改造：80亿市场的技术与资金门槛
要兑现调节价值，火电必须“改得了、调得动”，这就指向灵活性改造这一蓝海。据行业测算，火电灵活性改造服务市场规模预计突破80亿元，主要针对存量机组进行调峰能力提升改造，以满足电网对分钟级响应的需求。改造的难点在于技术与资金的双重门槛：深度调峰要求锅炉在低负荷下稳定燃烧、减少爬坡时间，涉及燃烧系统、控制系统与辅机的系统性升级；同时改造投资回收高度依赖辅助服务与容量补偿收益，在补偿机制尚不完善的区域，企业改造意愿受限。从区域看，广东、江苏、浙江等负荷中心火电更多承担尖峰与备用，利用小时低于全国均值；内蒙古、新疆、山西依托外送通道，利用小时仍可达4600小时以上——改造的经济性高度依赖所在区域的电力市场成熟度。值得注意的是，2026年预计全国火电发电量约6.2万亿千瓦时、占全国总发电量比重维持在58%左右，利用小时约4300小时，火电“保供基石”的定位短期仍不可动摇。
630℃超超临界：245.74克煤耗的效率极限
转型的另一条路径是“高效化”。全球首台630℃等级超超临界百万千瓦机组在山东郓城投运，供电煤耗低至245.74克/千瓦时，发电热效率突破50%，刷新了煤电效率的极限。在“双碳”约束下，新建火电几乎清一色采用超超临界机组，占比超过85%，该类机组既是满足能效标杆水平的关键选择，也是用“更少的煤发更多的电”的减排路径。供热联产模式在北方渗透率持续提升，热电联产供热量占总供热量比重达75%以上，提高综合能效、提供稳定现金流。技术端的高效化与机制端的灵活性，共同构成了火电从“高碳基荷”向“低碳调节”转型的双轮——前者降低单位电量排放，后者匹配新型电力系统的波动。
研判：火电估值逻辑正在重构
综合角色、制度、改造、技术四个维度，火电的“第二曲线”已清晰可见。三个判断：其一，估值锚点正在迁移，从PE看发电量、看利用小时，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，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；其二，分化将加剧，具备外送通道与高负荷中心布局、已完成灵活性改造的机组，将获得更高的容量与调节溢价，而单纯依赖发电量的老旧机组将面临利用小时持续挤压；其三，火电不是“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。对产业与资本，火电的下一程不再是“多发电”，而是“在正确的时间、以正确的方式提供系统所需的那部分电力”，容量电价与辅助服务市场，正是为这份“系统价值”定价的标尺。

来源：

国家发改委、国家能源局、生态环境部、国务院《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》、行业研报

作者：

周知行