01 — 行业概览
01 — 行业概览
1. 什么是火电
火电是利用煤炭、天然气、石油等化石燃料燃烧产生热能，驱动汽轮机或燃气轮机发电的一种传统发电方式。在中国电力体系中，火电主要包括煤电（绝对主力）、天然气发电（气电）、少量燃油发电以及生物质发电。截至2025年底，火电仍是中国电力系统的基荷电源和调峰主力，承担着约60%的发电量供应。
根据中电联数据，2025年全国火电装机约14.3亿千瓦（推算值：总装机38.9亿减去风光水电核电等），其中煤电装机约11.9亿千瓦，气电装机约1.66亿千瓦（578台燃气轮机发电机组），其余为生物质及其他火电。火电利用小时数4147小时，虽然同比下降232小时，但仍远高于光伏发电（约1200小时）和风电（约2000小时），体现了火电在电力系统中的稳定支撑地位。
2. 火电在电力系统中的地位
2.1 装机占比持续下降但发电量仍居主导
中国电力结构正经历历史性转型。2025年底，全国发电总装机38.9亿千瓦，其中太阳能12.0亿千瓦（占30.8%）、风电6.4亿千瓦（占16.5%），风光合计18.4亿千瓦占比47.3%，历史性超过火电。但火电装机仍约14.3亿千瓦，占比约36.8%。
值得注意的是，装机占比不等于发电量占比。由于风光资源间歇性特征，其利用小时数远低于火电。2025年风光发电量约占总发电量的22%，火电仍贡献约58-60%的实际发电量。火电的"容量价值"和"电量价值"存在分离趋势——装机占比在下降，但在用电高峰和新能源出力不足时的保供角色反而更加重要。
2.2 从"主力电源"向"调节型电源"转型
这是理解当前火电行业最核心的认知：火电正在经历定位的根本性转变。历史上火电是"发多少用多少"的主力电源，但在新型电力系统下，火电逐步转变为"新能源发电不足时顶上、新能源发电充裕时让路"的调节型电源。
这一转变的实证数据：2025年全国规模以上火力发电量同比下降1.0%，为2016年以来首次年度负增长。华能国际煤机上网电量同比下降7.9%。内蒙华电火电发电量同比减少15.61%。新能源的快速扩张正在系统性挤压火电的发电空间。
但与此同时，火电的调峰价值却在上升。内蒙华电尽管发电量下降15.61%，但受调峰补偿机制推动，平均售电单价逆势上涨4.74%至356.49元/千千瓦时。这正是"量减价增"的市场化逻辑。
3. 行业规模
3.1 装机容量
- 煤电：约11.9亿千瓦，全球最大煤电装机国
- 气电：1.66亿千瓦（2025年底，新增超2000万千瓦），全球增长最快的气电市场之一
- 生物质发电及其他：约0.74亿千瓦
3.2 发电量
- 2025年火电发电量约5.8万亿千瓦时，占全国总发电量的58-60%
- 其中煤电贡献约5.4万亿千瓦时，气电约0.35万亿千瓦时
- 火电发电量同比降幅约1.0%（新能源替代效应显著）
3.3 资产规模
火电是典型的重资产行业。以2025年五大发电集团旗舰上市公司为例：
- 华能国际总资产规模超5000亿元
- 国电电力总资产规模超4000亿元
- 大唐发电总资产约3000亿元
单个百万千瓦超超临界煤电机组建设投资约35-40亿元，投资回收期8-12年。资产专用性极强，退出成本极高。
4. 行业发展阶段判断
中国火电行业已进入成熟期后期至转型期，呈现以下五个特征：
特征一：增量趋缓。 2025年火电新增装机规模显著低于风光。新建煤电项目受到政策严格约束——设计工况下供电煤耗高于285克/千瓦时（湿冷）或300克/千瓦时（空冷）的机组不允许新建，原则上采用超超临界且供电煤耗低于270克/千瓦时的机组。
特征二：存量改造。 "三改联动"（节能改造、供热改造、灵活性改造）成为主旋律。"十四五"期间改造规模不低于3.5亿千瓦。截至2021年底已完成超低排放改造超10亿千瓦、节能改造近9亿千瓦、灵活性改造超1亿千瓦。
特征三：盈利模式重构。 从单纯卖电转向"电量收入+容量补偿+调峰服务+碳资产管理"多元收入结构。2026年起容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，标志着盈利模式的根本性转变。
特征四：分化加剧。 高效大机组盈利能力持续改善，小机组面临淘汰。煤炭资源地的坑口电厂与沿海负荷中心的大机组各有优势，中间地带的小机组生存空间压缩。
特征五：价值重估。 市场开始重新认知火电的"容量价值"和"调峰价值"。在储能技术完全成熟前，火电在电网安全中的不可替代性正在获得定价。
5. 研究框架与阅读指南
本研究基于"行业深度研究框架"方法论，共11篇文件，覆盖从产业链到投资建议的完整分析链路。核心分析主线是"火电从主力电源向调节型电源转型"这一重大结构性变化，以及在此背景下火电资产的盈利模式重构、竞争格局演变和投资价值重估。
数据来源以国家能源局、中电联、上市公司年报（2025年报）等公开数据为基础，通过多渠道交叉验证。所有涉及公司估值的判断均为框架推演，不构成投资建议。
6. 全球火电比较与中国的特殊地位
6.1 全球煤电格局
中国是全球最大的煤电市场，装机容量约11.9亿千瓦，占全球煤电总装机近50%。第二名印度约2.3亿千瓦，第三名美国约2.0亿千瓦。中国的煤电装机是美国的近6倍、印度的5倍。这一压倒性规模决定了中国在煤电产业链上的话语权和影响力——无论是设备制造、煤炭贸易还是碳排放谈判，中国的一举一动都牵动全球市场。
6.2 主要国家煤电发展路径对比
| 国家/地区 | 煤电现状 | 未来方向 | 对中国启示 |
|---|---|---|---|
| 美国 | 装机约2.0亿kW，占比降至15% | 气电替代为主，2040年零煤电 | 市场化替代路径（页岩气低气价） |
| 欧盟 | 装机约0.8亿kW，快速退出 | 2027-2038年全面退煤 | 高碳价强制退出路径 |
| 印度 | 装机约2.3亿kW，仍在增长 | 2030年前煤电继续增长 | 与中国类似：能源安全优先 |
| 日本 | 装机约0.5亿kW，占比约28% | 煤电占比逐步降低 | 技术升级路径（超超临界为主） |
| 韩国 | 装机约0.4亿kW，占比约30% | 2034年后逐步关停 | PM2.5公众压力驱动 |
中国的煤电转型路径独具特色：既不像欧盟那样彻底退煤（能源安全无法承受），也不像印度那样继续高速增长（碳达峰承诺约束），而是走"存量优化+功能转型"的中间路线。这一路径的合理性在于：新能源的间歇性需要煤电提供系统安全底线，而超低排放和效率提升使煤电的环保负担可控。
6.3 气电的国际比较
2025年全球主要国家气电发电量占比：
- 美国 43%：页岩气革命带来的廉价天然气彻底改变了电力结构
- 日本 34%：福岛核事故后气电大规模替代核电
- 欧洲 16%：作为煤电退出的过渡燃料
- 中国 3.2%：严重偏低，根本原因在于"缺气"——天然气对外依存度超40%
气电在中国发展受制于"气从哪里来"这个根本问题。中国天然气消费量快速上升，但国产气增产速度有限，进口气受制于管道运力和LNG终端设施。在"双碳"目标下，气电作为"最清洁的化石能源"，理论上是最佳的过渡电源，但气源安全性使其发展空间受限。
2025年底气电装机1.66亿千瓦（新增超2000万千瓦），短时间实现大幅增长。气电装机主要分布在：长三角（江苏、上海）、珠三角（广东）、京津冀等负荷中心，这些地区既有管道气供应优势又有较高电价承受力。
7. 行业关键指标
| 指标 | 2024年 | 2025年 | 变化 |
|---|---|---|---|
| 火电装机（亿千瓦） | 约14.0 | 约14.3 | +2-3% |
| 火电发电量（万亿千瓦时） | 约5.85 | 约5.79 | -1.0% |
| 火电利用小时 | 4379 | 4147 | -232h |
| 火电装机占比 | 约42% | 约37% | -5pp |
| 火电发电量占比 | ~60% | ~58% | -2pp |
| 动力煤均价（Q5500，元/吨） | 861 | 703 | -18.4% |
| 碳价（元/吨CO₂） | ~70-80 | ~80-100 | +15-25% |
8. 研究要点提示
核心主线（贯穿所有分析）： 火电从"主力电源→调节型电源"的转型，驱动盈利模式从"电量×电价"变为"电量+容量+调节+碳资产"四维模型。
核心变量（影响所有判断）： ①煤价走向（燃料成本第一位），②碳市场进程（中长期成本压力），③储能技术突破速度（终极威胁）。
核心矛盾（投资判断的关键）： 短期盈利改善（煤价下行+容量补偿）vs 长期价值衰减（新能源替代+碳约束）。需要精确判断"甜蜜期"的长度。
9. AI与数据中心的电力需求——火电的新增变量
人工智能产业爆发正在为火电创造新的需求逻辑。2025年中国数据中心用电量超过3000亿千瓦时，占全社会用电量的3%以上。据国际能源署预测，2030年全球数据中心用电量可能在2025年基础上翻倍甚至翻两倍。
数据中心用电的核心特征是：要求极高可靠性，不能接受断电。一个大型AI训练集群（如用于GPT级别的模型训练）可能消耗数十兆瓦的连续功率，如果因供电中断而训练失败，损失可能达数千万美元级别。因此，科技巨头在选址数据中心时，电力供应的"三个9"（99.9%）甚至"四个9"（99.99%）可靠性是硬性要求。
光伏和风电的间歇性特征使它们难以单独满足数据中心的可靠性要求。"风光+储能"方案虽然在成本上逐渐接近，但在长时间（数天）连续无风无光的极端场景下仍需要备用电源。这为火电（特别是气电）保留了刚性需求空间：
- 燃气轮机配套数据中心：启停快（10-30分钟）、占地面积小、碳排放低，成为AI园区的最优备用电源甚至主力电源选择
- 煤电的基荷支撑：燃煤电厂作为区域电网的基石，为数据中心集群提供底层保供能力
中国西部地区（贵州、甘肃、宁夏、内蒙古）已成为数据中心重要集聚区，而这些地区恰好也是煤炭资源丰富、坑口电厂密布的区域。"东数西算"工程与"西电东送"形成联动，为西部坑口火电创造了额外的需求场景。
10. 火电行业的历史周期回顾
回顾过去20年，中国火电行业经历了四轮完整的周期：
第一轮（2003-2008）：装机大扩张。 经济高速增长→电力紧缺→大规模新建火电→装机从2.9亿千瓦暴增至6亿千瓦。火电企业享受"黄金时代"。
第二轮（2009-2015）：煤电顶牛。 煤价高位运行侵蚀利润→多家火电企业亏损→呼吁"煤电联动"。2012-2015年大批火电企业ROE跌至3-5%甚至转负。
第三轮（2016-2020）：去产能+煤价回暖。 煤炭供给侧改革推高煤价，火电再次承压。新能源开始崛起但体量尚小。火电利用小时从4700降至4200。
第四轮（2021-2025）：极端波动到修复。 2021-2022年能源危机+极端煤价冲击，火电企业大面积深度亏损。2023-2025年煤价下行+容量补偿机制建立，火电迎来利润修复。
当前所处阶段（2025-2026）： 第四轮周期的盈利高点。煤价低位+容量补偿制度红利+利用小时尚可，三重利好叠加。能否超越历史盈利高点取决于煤价反弹力度。
11. 火电研究的关键数据清单
建议投资者持续跟踪以下核心数据：
周度数据： 秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价、环渤海动力煤价格指数、全国六大发电集团日均耗煤量、沿海电厂库存可用天数 月度数据： 全社会用电量及增速、火电发电量及增速、火电利用小时数（国家能源局、中电联按月发布） 季度数据： 主要火电上市公司季报（营收、煤电利润、电价、入炉标煤单价）、碳配额交易量和价格 年度数据： 全国发电装机容量构成、新增火电装机、供电煤耗平均值、碳市场年度报告 偶然性事件： 煤矿安全事故导致停产检查、极端天气（酷暑/严寒）推升用电负荷、特高压通道投运改变区域电力格局
下篇预告：02-产业链与价值链 将深度剖析火电产业链的上中下游结构、各环节价值分配及利润池分布。
12. 各省火电规划对比与区域机会
各省"十五五"电力发展规划中对火电的定位差异显著：
广东： 电力缺口省份，积极建设气电+接收西电。到2030年新增气电超2000万千瓦。背压式热电联产优先。广东气电投资是中国火电中稀缺的增量市场。
山东： 光伏超大省（装机超7000万千瓦），面临严重的午间消纳和晚间补偿问题。火电压舱石作用极为突出。灵活性改造市场巨大。
江苏： 用电大省+区外来电受电大省，对区外煤电有较强依赖。"十五五"提出新建煤电配套特高压受端。
内蒙古： 坑口煤电+新能源外送基地。特高压通道容量是核心竞争力。"十五五"煤电装机控制但灵活性改造全面提速。
新疆： 煤炭资源成本最低（坑口煤价全国最低级），但铁路外运瓶颈限制煤电外送，煤电就地消纳为主。
各省差异化定位决定了区域火电资产的长期价值差异。沿海高电价省份的火电资产"长寿溢价"高于内陆低电价省份。
13. 火电行业转型的社会维度
火电转型不仅是能源问题，也是社会问题。火电行业直接从业人员约150-200万人（含煤矿、电厂、设备制造及运维），间接关联就业上千万人。在中国"先立后破"的转型策略下，火电行业的转型节奏需要考虑就业稳定——大规模快速退煤可能导致煤矿工人的社会问题。
以山西为例，煤炭和火电相关就业占全省就业的15-20%。"十五五"期间山西省提出"减煤不减人、转岗不下岗"的转型方针，推动煤矿工人向新能源运维、煤层气利用等新方向转型。这一社会维度是理解中国火电"软着陆"路径的重要背景。
中国火电转型的深层逻辑可以概括为：能源安全（不能停电）、经济性（电价不能飞涨）、社会性（就业不能崩溃）三重约束下的最优解。理解了这三重约束，就能理解为什么火电会以"压舱石"的角色继续存在十年以上。