火电仍是我国电力供应的“压舱石”，但“双碳”目标下，它究竟还能走多远？答案是：2030年前装机仍可能小幅增长，2040年后逐步让出主力位置，2060年保留少量灵活调节机组。
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火电在能源版图中的现状
- 装机占比：截至2023年底，全国火电装机约13.6亿千瓦，占总装机的47%，发电量占比却高达66%。
- 区域差异：华北、华东负荷中心仍高度依赖煤电；西南水电大省则把火电定位为枯水期“救火队”。
政策高压下的“紧箍咒”
1. 碳排放双控
2024年起，国家将能耗双控调整为碳排放双控，新建煤电项目必须同步配置CCUS或不低于15%的可再生能源电量替代。
2. 容量电价机制
2023年底出台的容量电价，让煤电企业即便发电小时数下降，也能回收固定成本，为灵活性改造输血。
技术路线：从“黑大粗”到“灵活调节器”
超低排放+深度调峰
- 超低排放：2025年前，全国现役机组全部完成超低排放改造，烟尘、SO₂、NOx浓度分别≤10、35、50 mg/m³。
- 20%额定负荷深度调峰：山东、江苏已有66万千瓦机组实现20%负荷稳定运行，为新能源消纳腾出空间。
CCUS商业化试点
国家能源集团泰州电厂百万吨级CCUS项目，2024年将实现捕集成本降至250元/吨CO₂，并用于驱油与食品级干冰。
经济性：煤电“生命线”还有多长？
自问：煤价波动、绿电降价，火电会不会亏到关停？
自答：
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- 长协煤+容量电价：2024年5500大卡长协价锁定在700元/吨以内，叠加容量电价0.08元/千瓦·月，盈亏平衡点可降至利用小时3500h。
- 辅助服务市场：山西现货市场数据显示，深调补偿最高达1.5元/千瓦·时，部分电厂调峰收益已超发电收益。
区域案例：谁在领跑转型？
内蒙古：风火打捆外送
蒙西电网要求新建煤电按1:2比例配套新能源，2025年外送通道中火电装机占比将降至35%。
广东：气电替代煤电
2023-2025年关停煤电200万千瓦，同步投产9H级燃气机组，度电碳排放从820g降至350g。
投资窗口：哪些细分赛道仍有机会？
- 灵活性改造EPC：2024-2030年市场规模预计超800亿元，锅炉、汽轮机、控制系统三大环节订单集中。
- 碳捕集碳运输管道：长三角规划200公里CO₂管网，管输费有望控制在0.1元/吨·公里。
- 退役机组资产处置：2025年起每年退役10GW，废钢、土地二次开发价值超百亿元。
国际对比：我们能借鉴什么？
德国：2023年重启10GW煤电作为应急备用，但要求2024年4月起全部进入“待命封存”状态，年运行不超800小时。
日本：三菱开发100%氨混烧技术，2028年实现20%掺氨燃烧，度电成本仅增加0.03元。
用户侧影响：电价会涨吗？
自问：火电角色弱化，工商业电价会不会飙升？
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自答：短期看，容量电价分摊到用户侧约0.015元/千瓦·时；长期看，随着风光+储能成本下降，2030年后终端电价有望回落。
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