煤电49.7%之后的火电账本：容量电价、辅助服务与1800亿收益的重新定价

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-09 17:56

【中国能源产业发展网@原创】【作者：苏清越】
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理解火电当下的财务状况，必须先把“电量账”与“容量账”分开记。电量账的走势是明确的收缩：2026年上半年全国煤电发电量占总发电量比重降至49.7%，首次跌破50%；火电利用小时1895小时、同比降低73小时，煤电1998小时、同比降低59小时；全社会用电量5.10万亿千瓦时、同比增长5.3%，其中第二产业用电增5.1%、第三产业增8.0%，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。也就是说，火电发电量份额的下降不是因为需求塌陷，而是因为电源结构变化带来的电量再分配——新能源增量优先满足新增用电需求，火电更多承担系统调节与应急兜底功能。但容量账的走势恰好相反，且方向明确。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》（发改价格〔2026〕114号），首次以“调节性电源”为实施对象，将煤电容量电价覆盖固定成本的比例由目前多数地区约30%提高至不低于50%，全国平均约165元/千瓦·年；辽宁提至370元/千瓦·年，甘肃与云南至330元/千瓦·年，天津与四川至231元/千瓦·年。煤机固定成本按330元/千瓦·年核算，意味着“回收不低于50%”对应约165元的基本盘，高执行地区则可达231—370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。这本账的意义在于：即使利用小时继续下降，只要机组保持可用状态、随时响应调度顶峰，就能获得一笔确定的固定收入。
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如果把容量收益折算到每一度电上，变化更加直观。据东吴证券测算，2026年煤电平均容量电费收益从约0.027元/千瓦时提升至约0.040元/千瓦时，单位容量收益提升幅度约48%。这个数字解释了为什么在利用小时下降的年份，头部火电企业的利润反而创出新高：2025年华能国际归母净利润达到144.1亿元、同比增长超40%，创下上市以来最高盈利纪录；大唐发电净利润73.86亿元，国电电力71.61亿元，集体创出新高。而这一业绩基础，是2023年国家发改委、国家能源局的制度定调——2024年起执行，煤机固定成本按330元/千瓦每年核算，2024至2025年大部分省份回收30%即约100元，七个转型较快省份回收50%即165元；2026年起大部分省份最低回收50%即165元，云南、四川等地可至70%即231元，个别省份进一步上浮。回收比例逐年提高，意味着火电的盈利波动被系统性熨平，现金流稳定性与可预测性显著提升。华能国际、中国神华的资产负债表变化印证了这一点。以长源电力为例，自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了盈利下限。“十五五”期间煤电新增装机预计超过3亿千瓦，2030年煤电发电量占比仍将超过45%——这是“功能让位”而非“市场退场”。
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第三本账是尚未完全兑现、但弹性最大的一本：辅助服务。煤电提供调峰、调频、备用等辅助服务，可以获得相应回报，这标志着“调节”本身正在成为一种可交易的商品。制度层面，2026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；《关于完善发电侧容量电价机制的通知》则明确加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。支撑这套机制运转的硬件，是火电的灵活性改造。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。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；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。目前新型储能已完成从“试点示范”到“系统支撑”的角色升级，成为电力系统第一大调节性资源，这对火电既是替代也是互补——替代的是部分深度调峰功能，互补的是长时支撑与极端场景兜底。
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四本账里，最难看的一本是成本账。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。而收入端，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。一升一降之下，产业链的利润分配出现了清晰的剪刀差：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%。煤企与电企的盈利分化，是产业链核心矛盾的缩影——它说明容量电价的“保底”功能尚不足以完全覆盖燃料成本的上涨。这一组数据也提醒我们，容量电价改变的是火电的资产属性（从纯周期股向“周期+公用事业”混合体过渡），但并未改变火电在产业链中的议价地位。
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把四本账合起来，火电价值重估的逻辑链是清晰的。第一个判断：容量电价机制的落地，其意义“不亚于2015年供给侧改革之于煤炭行业”。当固定成本回收有了制度性保障，火电的估值锚点从“每度电赚多少钱”转向“在系统需要时值多少钱”。2025年龙头火电公司容量利润占比已超50%，这意味着火电的利润结构已经实质性完成切换。第二个判断：辅助服务是未来两年弹性最大的增量来源。容量电价提供的是“ standby 收益”，辅助服务提供的是“运行收益”，后者与电网对调节需求的真实紧张程度挂钩，而高比例新能源接入只会让调节需求持续上升。火电灵活性改造市场80亿元的规模，相对于五大发电企业194.87亿元的半年净利润体量，是一个有意义但尚不足以改变总量利润的细分市场，真正的价值在于它决定了单位机组在现货市场中的报价竞争力。第三个判断：估值的下一个分水岭在“调节能力”而非“发电规模”。具备深度调峰能力、位于高负荷中心、配套储能完善、容量电价执行到位的机组，其资产价值将显著区别于纯基荷机组；对火电企业的评估框架，应从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。火电不是被替代的夕阳资产，而是电力系统安全底座的组成部分，其投资逻辑已从“电价弹性”彻底转向“容量与调节定价”。

来源：

中电联、国家发改委、国家能源局、发改价格〔2026〕114号、东吴证券、华能国际/大唐发电/国电电力2025年报

作者：

苏清越