展望2026：火电行业高质量发展报告

作为我国能源安全的“压舱石”和电力系统的“调节器”，火电行业在“双碳”目标深入推进的背景下，不仅承担着保障极端天气下电力供应、避免“拉闸限电”的兜底重任，更通过灵活性改造为新能源大规模发展提供调峰支撑，正在将传统的“碳负担”转化为服务新型电力系统的“容量价值”与“调节价值”，是我国建设能源强国、实现能源绿色低碳转型中不可或缺的战略性、基础性产业。

一、2025年行业总体发展情况回顾

2025年，中国电力行业在能源安全与绿色转型的双重目标下稳健运行，火电作为电力系统的“压舱石”，其发展呈现“总量稳定、结构优化、投资回升”的特征，高质量发展步伐加快。

2025年全国主要电力企业电源工程建设完成投资10928亿元，同比下降9.6%。其中，火电完成投资2400亿元，同比增长27.7%，增速显著高于电源投资整体，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。

二、2026年火电行业分析预测

2026年，作为“十五五”规划开局之年，中国火电行业将处于“角色重塑、机制变革、价值重估”的关键转型期。在新型电力系统加速构建与电力市场化改革深化的背景下，行业将呈现以下关键态势：

（一）“保供与转型”并重，政策强化火电功能定位

在“能源强国”建设和“双碳”目标框架下，政策层面不再将“保供”与“转型”视为对立，而是通过一套精准、协同的政策组合拳，系统性强化火电在新型电力体系中的“压舱石”和“调节器”功能定位。在保供方面，国家明确要求各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，为火电提供覆盖其作为“系统调节器”和“顶峰保供电源”固定成本的“稳定底薪”，有效对冲了利用小时数下滑的风险。同时，政策正探索建立以“可靠容量”为统一标尺的补偿机制，引导火电从追求装机规模转向竞争顶峰能力，未来将与储能、气电等调节资源同台竞技。在转型方面，政策设定了更清晰的能效环保门槛与低碳路径，新版《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平》将燃煤发电供热煤耗等纳入考核，倒逼全行业清洁高效升级。同时，政策鼓励火电开展节能、供热、灵活性“三改联动”，并与新能源联营，联营项目可获优先并网权，从而激励火电企业主动改造并承担支撑新能源消纳的系统责任。

（二）电力需求稳健增长，火电发电量有望企稳回升

基于国内稳增长政策持续发力、新兴产业加速扩张，综合考虑制造业转型升级提速、数字经济用电需求激增、极端天气频发等因素，2026年全国全社会用电量将达到10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%。同时，随着“136号文”政策影响显现，新能源装机增速预计将放缓。在用电需求保持中速增长、新能源增量贡献边际减弱的背景下，火电作为可靠的基荷与调节电源，其发电量空间有望得到支撑，预计将扭转2025年规模以上工业发电量62945亿千瓦时、同比下降1.0%的态势，实现小幅正增长。

（三）装机结构深度调整，火电迎来投产高峰与角色固化

2026年，风电和太阳能发电合计装机规模将达到全国总装机的一半，火电（含煤电、汽电）装机占总装机的比重将进一步下滑。与此同时，“十四五”期间我国火电机组累计核准超过335GW，其中2022年以来受煤电“三个8000万”目标驱动，火电核准规模累计超2.6亿千瓦，基于火电项目3年左右建设周期测算，未来三年仍处于集中投产期，2026年将迎来投产高峰，预测投产超8000万千瓦。新增火电将主要以高效、灵活的超超临界机组为主，其角色将进一步固化为电力系统的“调节器”和“稳定器”，利用小时数可能继续维持在较低水平，但容量价值和调节价值将凸显。

（四）市场化改革深化，电价机制重塑火电盈利模式

全国统一电力市场体系建设进入攻坚阶段，省级电力现货市场已基本实现全覆盖，电量价值面临被稀释风险，容量与辅助服务价值重估，现货市场的高价尖峰精准激励了火电的顶峰保供能力，如广东、浙江上限达1.5元/千瓦时。同时，2026年煤电容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%（即每年165元/千瓦），甘肃、云南等地已明确提升至330元/千瓦，部分覆盖火电作为“系统稳定器”的固定成本。这意味着火电商业模式正从单一的“电量电价”向“电量电价+容量电价+辅助服务收益”多元模式转变。尽管中长期交易电价可能承压，但现货市场峰谷价差的拉大和容量电价的保障，将有助于稳定火电企业的预期收益。

三、2026年行业关键趋势

关键词1：定位重塑——从主力电源向系统调节核心转型

从战略规划来看，火电企业的核心战略已从规模扩张转向价值创造与系统服务。国家层面明确火电是新型电力系统的重要组成部分，企业战略重心全面回调至保障电力安全供应和提升系统调节能力。大型发电集团正加速从传统的发电商向“发电+综合能源服务+系统调节商”转型，规划重点不再是新增装机规模，而是存量机组的灵活性改造、节能降碳升级以及与新能源的协同发展。

关键词2：理性投资——聚焦高效清洁与系统协同项目

从投资方向看，火电投资将更加聚焦于“安全高效”与“系统友好”型资产。2026年火电投资预计达到峰值后，将转向结构性优化，投资重点集中于高效超超临界机组的建设和老旧机组节能降碳改造、提升机组快速启停和深度调峰能力的煤电灵活性改造、实现多能互补的“煤电+新能源”一体化联营项目、与碳捕集利用与封存技术结合的示范项目等，单纯扩大产能的传统煤电项目投资将大幅减少。

关键词3：价值回归——现金流与社会效益成为核心导向

从资本配置与考核导向看，随着火电商业模式从赚取发电差价转向获取容量补偿和辅助服务收益，其盈利的稳定性增强，现金流改善成为行业普遍趋势。在国资委推动央企价值重估的背景下，资本配置将更加注重投资回报率（ROE）和自由现金流，而非单纯的资产规模扩张。考核导向也将从发电量、利用小时数等传统指标，更多转向调节性能、碳排放强度、度电煤耗等质量与效益指标。

关键词4：AI赋能——数字化智能化驱动全链条效率革命

从科技创新来看，2026年，“人工智能+能源”被提升至国家战略高度，面对系统调节要求提升和降本增效压力，人工智能（AI）与数字化技术正加速与火电生产运营深度融合，具体应用包括：1）智能运行优化：AI算法用于锅炉燃烧优化、汽轮机阀点寻优，提升机组效率；2) 设备预测性维护：基于数字孪生和物联网传感数据，实现关键设备的故障预警与健康管理；3) 燃料智慧管理：利用大数据优化配煤掺烧，降低燃料成本；4) 参与电力市场交易：通过AI模型预测电价和负荷，优化报价策略。数字化技术正从“效率工具”跃升为决定火电企业竞争力的“生存要件”。

关键词5：合规与增值——碳管理从成本中心转向价值创造

从碳管理实践来看，2026年全国碳市场进入“多行业协同履约”新阶段，发电、钢铁、水泥、铝冶炼四大行业纳入统一管理。对火电企业而言，碳管理正从被动的合规履约向主动的资产经营深化，实践重点包括：1) 数据质量刚性管控：月度信息化存证逐步走向常态，数据真实性、准确性要求空前提高；2) 碳资产精细运营：企业需建立覆盖碳排放、碳资产、碳交易、碳中和的完整管理体系，通过节能技改减少配额缺口，并在碳市场进行灵活交易实现资产增值；3) 探索减排技术路径：生物质耦合发电、余热利用、CCUS等技术的应用将从示范走向规模化探索。碳成本将更顺畅地传导至电价，碳管理能力成为火电企业新的核心竞争力。

四、对国有企业的启示借鉴

在“双碳”目标与新型电力系统建设的双重背景下，火电行业中的国有企业可探索采取多种方式推进转型升级，以下是四种较为普遍的模式：

一是卓越运营者模式，以精益管理和技术革新为驱动，旨在将传统火电重塑为新型电力系统中的灵活调节基石。其核心思路是通过极致降本、深度调峰、柔性制粉和智慧交易等举措，提升机组的市场竞争力和运行弹性。具体而言，企业可利用大数据指导掺烧实现全负荷最优配比，降低最低稳燃负荷为新能源让路，通过多路分仓储能实现煤种快速切换，并借助电价预测精准安排机组启停，构建现货、辅助服务与容量三位一体的价值体系。这种模式特别适合那些机组容量大、参数高，但面临新能源挤压、利用小时数下降的企业。

二是综合能源服务商模式，利用电厂的位置与能量转换优势，从单一售电向多元终端能源服务转变，成为园区或区域的能源价值整合者。其关键举措包括构建多路能源供应与回收网络，利用厂区屋顶建设分布式光伏并探索“火电+绿电+氢能”，实施供热改造向周边城市或园区集中供热，同时依托数据提供用能诊断、节能改造等增值服务，并建立多能互补平台引入AI预测优化。这类模式尤其适用于位于化工、纺织、造纸等高耗能工业园区周边的火电厂。

三是清洁能源整合者模式，聚焦于建设“风光火储一体化”基地，使火电转变为基地的“压舱石”和“调节器”。其核心思路是协同调峰，即在低谷时段支撑新能源消纳、在高峰时段让出发电空间，释放储能价值；通过灵活性改造置换新能源指标，配套风光项目形成“风主火调”模式；建设共享储能配合调频与租赁服务；收购农林废弃物进行生物质耦合燃烧并获取CCER收益。该模式适合地处风光资源丰富地区、具备多能互补开发条件的火电厂。

四是环境保护协同者模式，致力于协同市政处置污泥与废弃物，使电厂成为区域循环经济链上的关键一环。其关键举措包括干化焚烧市政污泥，将灰渣作为建材原料；建设固废管理平台构建全链条数字闭环；预处理工业固废进行掺烧以替代燃煤；实现全厂废水零排放并将盐分资源化利用。这种模式特别适合位于大中城市附近、周边有固废处理需求，或原处城市郊区现处于城区、面临严格环保约束的电厂。通过这四种差异化路径，传统能源企业可以精准匹配自身条件与外部环境，实现“三化”转型的有效落地。

国有火电企业应根据机组特点、所处区域环境、自身能力等，选择与自身适配的转型发展模式，在保障电力系统安全稳定运行的基础上，引领全行业向基础保障性和系统调节性电源转型。