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2025年中国火电行业分析
2025年,中国火电行业处于新型电力系统构建的关键转型期。在新能源装机规模持续扩张、“双碳”目标刚性约束与电力保供需求叠加的背景下,行业告别传统规模增长模式,迈入以“清洁化、高效化、智能化、柔性化”为核心的转型升级新阶段。国家层面密集出台政策引导煤电优化升级,市场供需格局呈现结构性调整,企业盈利随煤价与电价机制变化逐步修复,行业发展质量稳步提升。本报告将从政策环境、供需格局、行业效益、转型方向及挑战展望六大维度,系统剖析2025年中国火电行业发展形态趋势。2025年火电行业政策聚焦“保供兜底”与“转变发展方式与经济转型”双重目标,以专项行动方案为核心,构建了全方位的政策引导体系,推动煤电从“电量主体”向“调节中枢”转型。核心政策方面,国家发改委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》,在“三改联动”(灵活性、节能、供热改造)基础上,进一步明确了煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四大发展趋势,首次构建了覆盖现役、新建、示范机组的全维度技术指标体系。该方案对高效调节、清洁降碳等关键指标提出严格要求,如现役机组30%负荷时煤耗增幅不高于25%,新建机组不高于20%,示范机组低至15%;现役纯凝机组深度调峰最小出力提升至25%-35%额定负荷,新建烟煤煤粉炉机组力争达到25%,大幅强化了煤电对新能源的适配能力。配套政策层面,资金与市场机制协同发力保障转型落地。资金端,支持合乎条件的煤电节能降碳项目纳入“两新”支持范围,鼓励通过基础设施REITs畅通投融资渠道,缓解企业改造金钱上的压力;市场端,推动完善电力现货市场、辅助服务市场及容量电价机制,明确煤电机组高效调节价值与环境价值的合理体现路径,为转型成本疏导提供政策支撑。同时,地方层面结合电力供需特点制定差异化实施方案,自主把控升级时序与范围,确保政策落地的科学性与可操作性。2025年火电装机规模保持平稳增长,增速显著放缓,结构上呈现“淘汰落后、升级存量、优化增量”的特征。截至2025年9月底,全国火电装机容量同比增长3.2%,增速较新能源装机(同比增长超30%)差距显著,主要因行业重心从规模扩张转向质量提升。淘汰落后产能力度持续加大,全年关停30万千瓦以下低效小机组超1000万千瓦,存量机组以节能降碳、灵活性改造为主,2025年前三季度完成改造规模超8000万千瓦,机组调节能力大幅度的提高。投资端呈现结构性增长,2025年前8个月,全国火电工程投资同比增长39.5%,明显高于电力行业整体投资增速(0.3%),投资重点集中于高效超超临界机组、灵活性改造及煤电与新能源联营项目。其中,新一代煤电示范机组成为投资热点,这类机组在供电煤耗(设计工况下不高于270克/千瓦时)、智能运行等方面达到世界领先水平,为行业转型树立标杆。2025年全国电力需求保持稳步增长态势,前三季度全国用电量达7.77万亿千瓦时,同比增长4.8%,其中工业用电量占比超六成,达4.91万亿千瓦时,成为需求量开始上涨的核心驱动力。尽管新能源装机占比已提升至47%,发电量占比达16.6%,但火电仍为发电主力,发电量占比维持在64.7%,尤其在新能源出力波动较大的时段,火电的兜底保供作用不可或缺。从电力系统运行特征看,“宽电量、紧电力”格局持续显现。2025年全国最大负荷达15.5亿千瓦,预计2030年将增至20.67亿千瓦,年复合增长率4.1%,而新能源高渗透率下系统备用率年年在下降,2025年仅剩23.2%,火电作为可控容量的核心来源,承担着深度调峰、调频、启停调峰等关键调节任务,成为维持电力系统稳定运行的“压舱石”。2025年火电行业盈利状况随煤价走势呈现阶段性变化,整体较此前两年逐步改善,但企业间分化持续加剧,煤电一体化与成本控制能力成为盈利核心支撑。煤价方面,2025年上半年动力煤价格持续下行,为火电企业缓解成本压力;三季度开始受供需关系影响反弹,9月末CCI动力煤大宗价格报709元/吨,较6月末上涨78元/吨,但整体仍处于合理区间。电价方面,电力市场机制逐渐完备,年度长协电价与月度交易均价底部企稳,部分省份竞价电价环比大幅度的提高,如江苏7月竞价出清价395.60元/兆瓦时,有效修复火电企业点火价差。从盈利表现看,2025年三季度多数省份火电机组单位盈利环比改善,北方产煤区、环渤海、中部及东部地区因点火价差较高,盈利状况相对更优。上市企业中,建投能源、国电电力、华能国际等有突出贡献的公司凭借机组规模优势、煤电一体化布局(可降低燃料成本15%左右)及高效的运维管理,盈利表现领先行业。长久来看,部分老旧机组折旧到期后有望释放利润,预计2030年前后将成为火电企业利润提升的关键节点。板块表现方面,2025年电力板块整体跑输沪深300指数,但火电细分板块表现突出,全年涨幅达20.6%,显著领先于光伏发电(6.2%)、水电(-3.7%)、风电(-0.9%)等板块,反映出市场对火电行业转型价值与盈利修复预期的认可。2025年火电行业以新一代煤电升级专项行动为抓手,在技术、模式、数字化三大维度实现突破,逐步构建适配新型电力系统的煤电发展新模式。技术层面,聚焦高效调节与清洁降碳两大核心。高效调节领域,通过技术改造提升机组变负荷速率、一次调频响应能力及启停调峰能力,现役机组负荷变化速率达到0.8%-2.5%额定功率/分钟,新建烟煤煤粉炉机组在高负荷区(50%及以上)可达2.2%额定功率/分钟;清洁降碳领域,积极地推进现役机组低碳化改造,鼓励新建机组预留改造条件,示范机组度电碳排放强度较2024年同类型机组降低10%-20%,探索碳捕集、利用与封存(CCUS)技术的规模化应用。模式层面,煤电与新能源联营成为主流方向。政策鼓励新一代煤电项目与新能源项目联营,联营新能源项目优先并网,通过“风光火互补”模式平抑新能源出力波动,提升整体项目收益,同时降低煤电机组运行负荷波动带来的能效损失。数字化层面,智能运行水平全方面提升。按照政策要求,煤电机组需强化智能控制、智能运维与智能决策能力,在深度调峰、快速变负荷等特殊工况下实现自动化精准运行,降低人工干预次数,同时通过全寿期寿命管理、风险预警防控等系统,提升机组运行安全性与经济性。尽管2025年火电行业转型成效显著,但仍面临多重约束,转型之路任重道远。一是碳排放压力持续加大,全国碳价从2024年的50元/吨升至80元/吨,吨煤电碳成本增加25元,对未实施低碳改造的机组盈利构成显著压力;二是技术升级成本比较高,新一代煤电指标体系对机组改造与新建提出更高要求,企业面临大额资产金额的投入压力,部分中小电厂转型能力不够;三是运行效率与效益平衡难题,新能源高渗透率下煤电机组负荷率持续下降,预计2030年前后火电利用小时数将降至3500小时左右,低负荷运行易导致煤耗上升,挤压盈利空间;四是技术瓶颈尚未完全突破,低负荷下一次调频能力提升、启停调峰安全管控等领域仍需产学研协同攻关。展望未来3-5年,火电行业将持续处于转型深化期,核心定位从“电量提供者”向“新型电力系统调节中枢”转变。政策层面,新一代煤电升级指标将逐步落地,市场机制逐渐完备,煤电调节价值将得到更充分体现;技术层面,高效调节、低碳化、智能化技术将持续迭代,CCUS等前沿技术逐步规模化应用,机组运行能效与环保水平逐步提升;市场层面,行业集中度将持续提升,煤电一体化、新能源联营成为企业核心竞争力,中小电厂或将通过重组整合加速退出市场。总体而言,2025年作为新一代煤电升级的开局之年,火电行业在政策引导与市场驱动下,正逐步摆脱传统发展模式的束缚,向清洁、高效、智能的高水平质量的发展路径迈进,未来将持续发挥电力系统“保供兜底、调节中枢”的核心作用,为新型电力系统构建与“双碳”目标实现提供坚实支撑。
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