第一章 行业定义与边界

火力发电，指通过燃烧煤炭、天然气、石油或生物质等燃料，将化学能转化为热能、机械能并最终驱动发电机输出电能的过程。它并非燃煤发电的同义词，只是在中国电力工业版图中，煤电在火电中的体量远超其他类型，日常语境下常常被混用。本文采用的火电统计口径，包含燃煤发电、燃气发电、燃油发电，以及垃圾焚烧发电、生物质直燃与气化发电等广义火电类型，但在分析中主要讨论燃煤与燃气机组，二者合计贡献了中国火电发电量的九成以上。

从产业链位置看，火电处于能源转化的中间环节。上游连接煤炭、天然气等一次能源供应商，以及锅炉、汽轮机、发电机等设备制造企业；中游是发电资产的持有与运营环节；下游则面向输配电网、售电公司和参与市场化交易的电力用户。价值的传递并非一条路径。燃料成本随电能量交易转化为电量电价；机组在电力系统中的可用状态，通过容量补偿机制转化为容量电价；而快速爬坡、深度调峰、一次调频等性能，在辅助服务市场中单独定价。对火电企业而言，收入结构中正越来越多地出现“非电量”收益，仅凭发电量已难以完整刻画其商业模式。

行业内还存在口径上的分歧。中国电力企业联合会习惯按煤电、气电、生物质发电进行单列统计，国家统计局在一些历史年份中又将发电与供热合并处理，两种口径之间的差额可能达到数百亿元。此外，对于垃圾焚烧发电是否应纳入“火电”范畴，不同研究机构历来做法不一。本文市场规模测算采用发电业务收入口径，以火电发电量乘以综合结算电价作为基础框架，涵盖电能量收入、容量补偿及供热折算收入的主要部分。该口径与行业主管部门常用的装机或发电量口径相比，更能够反映真实的市场容量与价格机制变化带来的影响。

第二章 行业发展现状

中国火电行业所处的发展阶段不能简单用“成长期”或“衰退期”来概括。从装机生命周期的角度看，大规模新建期已经结束，存量维护、延寿改造和局部的容量替代正在成为主导；但从功能角色的角度看，火电正从过去的“发电主力”转为电力系统的“调节底座”。这种功能切换使行业获得了一套新的评价体系，其价值不以每度电的电能本身衡量，而是以电力系统对稳定、可调、可信赖电源的支付意愿衡量。

近几年的政策与市场变化，把这种转变推到了前台。2021年动力煤价格大幅冲高，煤电企业陷入大面积亏损，随后国家强化煤炭中长期合同履约监管，同时放开燃煤发电上网电价在基准价上下浮动不超过20%的市场化空间。2023年11月，国家发展改革委发布通知，建立煤电容量电价机制，将煤电单一电量电价改为“电量电价+容量电价”的两部制结构，2024年起多数省份按回收燃煤机组固定成本三成左右的水平起步，并规划在过渡期后提升到不低于五成。这一制度落地后，火电企业的现金流能见度明显增强，收益来源由“单腿走路”转向“电量加容量互相支撑”。2024年迎峰度夏期间，部分省份极端高温推动尖峰负荷攀升，现货市场价格出现阶段性高位，顶峰机组的稀缺性得到了一次充分的压力测试。

从供给结构看，截至2025年末，全国火电装机容量已经超过14亿千瓦，在全口径发电装机中的占比约四成左右。与之形成对比的是，火电发电量在全国总发电量中的占比仍维持在六成以上。装机占比与电量占比之间的差异，恰恰折射出新旧电源交替进程中的结构性矛盾：新能源装机增长很快，但系统能够信任的支撑性电源，短期内仍然高度依赖火电。智研瞻产业研究院在跟踪发电企业项目库时注意到一个细节，各地新建煤电项目的核准门槛已大幅提高，新增项目普遍要求预留碳捕集场地、具备掺烧低碳燃料条件，并且主要布局在大型风光基地外送通道和负荷中心城市的支撑位点上。可以说，火电不是在扩张，而是在更加精细地“挑选位置”。

资本层面的动向同样值得关注。大型发电集团正在重新评估存量煤电资产的现金流价值，多家央企在内部推进区域电力资产整合，将分散的煤电装机归集到统一的区域管理主体之下，配以新能源资产注入，形成多能互补的投资组合。地方能源企业则更多依靠火电的供热能力和电网接入资源，锁定产业园区与城市集中供热市场。行业竞争的传统参数，如装机规模排名、利用小时数，已经不足以精确描述一家火电企业的竞争力所在。

第三章 行业市场规模

以发电收入口径测算，2020年中国火力发电行业市场规模约为19800.0亿元；2021年增至22500.0亿元；2022年为23800.0亿元；2023年进一步上升至24900.0亿元；2024年达到27900.0亿元；2025年约29100.0亿元。据智研瞻测算，这一阶段的市场规模年均复合增速约为8.0%，对应着近万亿元的绝对增量。对于已经步入成熟期的行业而言，这样的增长并不算慢。

这条曲线的形状并不是平滑的上行线，而是一种“阶梯式重心上移”的形态。2021年录得约13.6%的同比增幅，与电价市场化浮动机制落地、燃料成本向电价传导直接相关；2022年和2023年增长大幅收敛，增速分别回落至5.8%和4.6%附近，反映煤价高企对下游需求的抑制以及电量增长进入平台期；2024年同比增幅重新抬升至12.0%左右，背后是全社会用电需求旺盛、极端天气推高负荷曲线，以及容量电价政策带来的收益结构变化；2025年增速再度收窄至约4.3%，此时新能源电量的快速增加开始对火电发电空间产生挤出效应，收入增长更多依靠容量补偿和辅助服务支撑。

从渗透率角度判断，火力发电在中国电力供应体系中的渗透早已完成，当前的核心命题不是继续占领新增市场，而是在电力系统低碳转型过程中守住自己作为支撑性和调节性电源的份额。电气化进程会持续带来电力需求增量，但新能源将优先承接这部分增量；火电收入的长期支撑，更多取决于其不可替代的容量价值能够在多大程度上被转化为可持续的付费机制。

第四章 行业竞争格局

火力发电行业的竞争格局带有显著的存量特征。全国性发电集团仍是市场的主导者。国家能源投资集团、中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投五家全国性发电集团的火电控股装机合计约占全国火电总装机的45%上下，其中国家能源投资集团凭借煤电路港航一体化的独特结构，动力煤自给能力在主要发电集团中处于领先位置。华润电力、国投电力等中央企业，以及浙能电力、广东能源集团、京能电力等地方国有能源企业构成第二梯队，在各自所在省份的电力平衡和供热市场中拥有较高话语权。民营资本在火电领域的参与度不高，且主要集中在自备电厂和少数热电联产项目，难以对竞争格局形成实质扰动。

这个行业的竞争壁垒具有复合特征。新建煤电项目的核准受到能耗、碳排放、水资源等多重约束，行业进入门槛实际上高于多数工业部门。已有机组形成的区位优势很难被复制，靠近煤炭产区的坑口电厂拥有燃料物流成本优势，靠近负荷中心的电厂则可以获得电网调度优先和供热市场的额外回报。机组本身的调节性能正在成为新的竞争变量：一台经过灵活性改造的60万千瓦机组，可以将最小技术出力压至额定出力的30%以下，并在两小时内完成深度调峰到满发的反向爬坡，这种能力在现货市场中的收益弹性相当可观。相比之下，机组容量等级和供电煤耗等传统指标的边际区分度正在下降。

近几年资本层面的变化主要集中在整合与重构方向上。多家发电央企陆续将区域内的煤电资产注入上市平台，同步推进同业竞争问题的整改，同时把新能源开发额度向拥有煤电腹地的区域倾斜，使煤电资产与新能源资产在同一个投资组合内形成收益对冲。在智研瞻产业研究院看来，这类操作的本质是通过资产重组降低综合融资成本，同时为火电资产的估值寻找新的锚点。存量小火电的关停与容量替代也在提速，部分省份将关停腾出的排放指标和电网接入空间，重新配置给大容量高参数机组或清洁能源项目。这意味着市场竞争不再围绕装机规模的简单扩张展开，而是转向“谁能在更严格的约束条件下保留并运营好每一千瓦”。

火电资产交易市场则呈现出买方结构性集中的特点。愿意接手煤电资产的，大多是自身拥有长协煤渠道或承担区域保供责任的国有能源企业；纯粹的财务投资者在评估煤电项目时，往往对碳排放政策走向和未来碳价成本缺乏足够的定价手段，普遍保持谨慎。这种参与者结构决定了行业格局在一段时期内仍将维持高位稳定，少数头部企业的产能占比还可能出现小幅上行。

第五章 行业潜在风险

政策与合规风险是火电行业需要优先关注的不确定因素。全国碳排放权交易市场已覆盖发电行业，配额分配虽然目前以免费发放为主，但基准值逐年收紧的路径已经明确。2024年起实施的《碳排放权交易管理暂行条例》进一步强化了数据质量管理和清缴约束，若后续引入配额拍卖或更大比例的缺口购买，以碳价每吨100元计算，典型煤电机组的度电碳成本将达到0.04元至0.08元，足以对利润形成实质性侵蚀。能耗双控向碳排放双控的转变，也可能使部分地方对火电发电小时数的行政约束增强。此类风险的传导路径相对直接：碳成本增加—经营现金流承压—资本开支挤占—机组改造与低碳转型节奏放缓。

市场层面的风险主要来自电力市场收益结构的再分配。新能源大发时段现货电价走低乃至出现地板价，已经在多个省份成为常态；火电机组频繁参与深度调峰和启停调峰，设备磨损与煤耗代价随之上升，而辅助服务市场的补偿标准尚未完全反映这种成本。当电量电价收益被压缩时，容量电价便成为回收固定成本的主要渠道，但容量补偿的标准依照政策节奏逐步调整，短期内不会完全覆盖煤电企业实际承担的系统责任。电煤价格始终是另一枚关键的变量。2021年的煤价冲击印证了燃料成本波动的破坏力，虽然煤炭中长期合同覆盖率提高后极端价格风险有所缓释，但合同兑现率在高峰时期仍可能出现波动，为成本侧的稳定埋下隐患。

技术路线的演进构成一类中概率、中长期影响的风险。煤电低碳化改造的路径尚未收敛，碳捕集、利用与封存技术仍处于示范阶段，单位捕集成本和能耗依然偏高；绿氨掺烧、生物质掺烧的商业化程度有限，对锅炉本体和燃料供应体系都有较高的改造要求。如果未来碳排放约束的收紧速度超出预期，部分不具备改造条件或改造成本过高的存量机组，可能面临提前退役，资产账面价值与剩余使用寿命的错配将产生减值压力。

宏观需求与资本市场的风险则表现为一种慢变量。全社会用电量增速进入中低速区间后，火电发电小时数的中枢大概率继续下移。用电结构日益受到居民和第三产业负荷牵引，最大负荷增速高于电量增速，系统对顶峰容量的需求上升，却并不意味着每年实际发电量的同步增长。此外，火电企业负债率普遍偏高，若利率环境出现阶段性收紧，财务费用上升将通过利润表直接反映为评级和再融资能力的弱化，进而影响存量资产改造的资金筹措。

第六章 行业市场规模预测

对2026年至2031年市场规模的推演，需要建立在几项基准假设之上：全社会用电量保持年均4%左右的增长，新能源装机持续增加但消纳约束使其电量替代节奏大体可控；动力煤价格维持2025年四季度的中枢水平，不再出现大幅单边波动；煤电容量电价按既定政策逐步过渡至覆盖固定成本五成左右；碳市场配额免费比例逐步下调，但节奏平缓，不触发大规模提前退役。在此情景下，预计2026年中国火力发电行业市场规模约为29700.0亿元，2027年为30300.0亿元，2028年为30900.0亿元，2029年为31500.0亿元，2030年为32000.0亿元，2031年进一步升至32600.0亿元。

以2025年为基期计算，2026年至2031年的年均复合增速约为1.9%，与2020年至2025年8.0%的复合增速相比，降速十分明显。市场规模的曲线将转入一条平缓、低斜率的上行通道。年际间的波动会显著减小，行业规模增长更多表现为一种惯性。增速换挡的根本原因在于量的增长趋于收敛：全社会用电增量中，新能源承接的比例会越来越高，火电发电量预计在现有水平附近进入平台期，个别年份甚至可能出现负增长。收入端的支撑则转向容量电价和非电收益的逐步扩充，这些机制项在政策框架下增长相对可预期，但弹性有限。

乐观情景与悲观情景的差距主要体现在碳约束力度和电力供需格局两方面。若极端天气频发带动最大负荷持续攀升，而新能源出力的不确定性未能通过储能有效对冲，系统对火电顶峰容量的依赖将维持更长时间，容量补偿标准也可能因保供压力而上调，2031年市场规模存在上探至3.4万亿元的可能。反之，若全国碳市场配额加速收紧、现货市场价格竞争加剧，同时储能成本下降速度超出预期，火电的发电空间和价格空间将被双重挤压，2031年市场规模或停留在3万亿元下方。两种情景出现的概率大致相当，基准情景的核心假设并不激进，个别年份的实际值落在区间偏上或偏下位置的可能性都存在。总体来看，火电市场规模已接近自身在现有政策框架下的阶段性顶部区域，未来六年的增长动能更像一种“制度性托底”，而非由需求爆发牵引的扩张。

第七章 行业发展前景与战略建议

中长期看，火电行业最确定的方向不是消亡，而是角色重塑。基荷电源的历史使命正在弱化，但系统对可靠容量的需求反而在上升。新能源装机占比越高，出力波动对电力系统平衡造成的压力越大，火电作为可调度电源的稀缺价值就越突出。到2030年前后，全国最大负荷仍将保持较快增长，尖峰时段的电力平衡缺口大概率需要火电来填补。这一判断在行业内已经形成较高共识，容量电价机制的落地本身就代表着政策层面对火电角色不可替代性的确认。

还有一层价值目前被市场相对低估，那就是火电在极端情形下的可用性溢价。近年来的保供实践反复说明，电力系统的缺口往往出现在极热、极寒或枯水季节，这些场景下新能源出力未必可靠，储能的经济调用时长也有限，能够随时响应调度的火电装机成为真正的“最后一道保险”。这种保险价值通常不在电量交易的常规统计中体现，而是以容量电价和顶峰时段的高电价形式间歇性地兑现。智研瞻研究团队认为，那些位于负荷中心、具备快速启停能力和充足燃料保障的机组，其战略价值将在未来数年的极端天气事件中被持续重估。

对于不同类型的市场参与者，战略取向应当有所区分。大型发电集团需要考虑的不再是如何多建机组，而是如何把存量火电视作新能源扩张的调节性资源和风险管理工具，在投资组合层面统筹测算煤电与新能源的协同收益，优先推进具备碳捕集预留条件的大容量机组示范改造，避免在未来碳约束收紧时被动处置资产。地方能源企业则应牢牢绑定区域内的供热负荷与工业用汽需求，通过热电联产提高机组利用效率和收入稳定性，同时关注省间现货市场开放带来的跨区调剂机会。对设备制造与工程服务企业而言，新建市场的收缩并不意味着需求消失，存量机组的灵活性改造、延寿评估、智慧运行优化和碳捕集配套工程正在形成一个比新建市场更具持续性的服务空间。投资机构在评估火电资产时，需要从传统的电量折现模型转向包含容量价值、辅助服务价值和碳成本的多元定价框架，尤其要留意现金流良好、调峰性能突出且碳资产管理能力较强的区域龙头，这类资产的估值逻辑正在发生系统性改变。

火电行业最终会走向一种新的均衡：发电量占比逐步下降，但单度电所承载的价值内涵不断丰富。它的市场地位将由电量贡献的多寡转为系统可用性的大小来定义。谁能以更低的成本维持可靠的出力，谁能在碳约束下延展资产的生命周期，谁就能在电力系统转型的漫长窗口期中获得超越同行的回报。

*因篇幅有限，本文仅展示部分内容。如需获取《火力发电行业完整版报告》找：智研瞻。

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