火电行业现状：仍在“压舱石”地位
2023年，中国火电装机占比仍接近50%，发电量占比更是超过60%。**在风光装机快速扩张的背景下，火电为何依旧不可或缺？**答案在于“保供”二字：极端天气、枯水期、晚高峰，都需要火电机组顶上去。国家能源局最新文件也明确提出“先立后破”，意味着**火电在未来十年内仍是电力系统的压供主力**。
政策风向：从“限制”到“优化”
过去五年，火电项目核准一度收紧，但2022年起出现反转：
- 2022年核准火电装机超65GW，创近七年新高；
- 2023年《新型电力系统蓝皮书》提出“**清洁高效灵活火电**”定位；
- 2024年国务院发文强调“**合理布局支撑性煤电**”。
政策逻辑已变：**不是要淘汰火电，而是让它更干净、更灵活、更可控**。
---技术升级：三大路线决定未来竞争力
1. 超超临界+二次再热
国内最新投运的百万千瓦机组，供电煤耗可降至**263克/千瓦时**，比传统亚临界机组低约30%。**更低的煤耗=更低的碳排+更强的成本优势**。
2. 灵活性改造
通过低负荷稳燃、快速启停等技术，**煤电机组最低出力可压至20%**，为新能源让出发电空间。山东、甘肃等试点省份已出现“白天停机、晚高峰顶峰”的运行模式。
3. CCUS与掺氢燃烧
国家能源集团泰州电厂建成亚洲最大CCUS项目，年捕集**50万吨CO₂**；同时，安徽蚌埠电厂正试验**30%掺氢燃烧**，碳排放强度再降10%。
经济性测算：火电盈利模型正在重塑
很多人问：**煤价波动下，火电还能赚钱吗？**
2023年煤电“两部制电价”全面落地：
- 容量电价：按机组可用容量付费，**保障固定成本回收**；
- 电量电价：市场化交易，**反映燃料与供需波动**。
以江苏为例，100万千瓦机组年容量电费约**3.6亿元**，可覆盖折旧+财务费用70%以上。**即使煤价短期冲高，现金流也不再“塌方”**。
---区域分化：谁将率先突围？
| 区域 | 核心优势 | 未来看点 |
|---|---|---|
| 内蒙古 | 坑口煤电+特高压外送 | “煤电+新能源”多能互补基地 |
| 广东 | 高电价+气电联动 | 灵活性改造+碳交易溢价 |
| 新疆 | 低煤价+大基地 | CCUS源汇匹配条件全国最佳 |
**资源禀赋、外送通道、碳市场成熟度**，将成为火电企业区域布局的三把标尺。
---国际镜鉴：欧美火电转型路径启示
德国：保留8GW煤机作为战略备用，**年运行小时不足500**，却能在天然气断供时“救场”；
美国：通过IRA法案补贴CCUS，**每捕集1吨CO₂最高奖85美元**，直接催生15GW级煤电CCUS规划。
结论：**火电的未来不是“烧更多煤”，而是“用更少煤发更可靠的电”**。
投资窗口：三条赛道值得关注
- 灵活性改造服务商：2025年前需完成2亿千瓦改造，市场规模**超600亿元**；
- 掺氢燃烧设备商：国家能源局已启动10%掺氢示范项目，燃烧器、阀门需求爆发在即；
- 区域火电运营商：优先选择**高负荷率+高电价+低煤价**的“三高”省份资产。
风险预警：三大变量需动态跟踪
1. 碳价：若全国碳市场纳入煤电，**每上涨100元/吨，度电成本增0.04元**；
2. 储能成本：锂电储能若降至0.5元/Wh以下，**可能挤占部分调峰需求**；
3. 极端政策：如欧盟CBAM扩展至电力出口，**沿海电厂外送电量或受冲击**。
终极问答：火电会被新能源完全替代吗？
至少到2040年，答案是否定的。**风光的“不可控”与电网的“刚性”之间，需要火电作为灵活资源填补**。未来火电更像“电力系统的保险丝”——平时隐身，关键时刻熔断风险。
评论列表