中国火电行业现状到底如何？
截至2023年底，全国火电装机约13.6亿千瓦，占电力总装机的47.9%，仍是第一大电源。但“煤电三高一低”——高煤价、高排放、高负债、低利用小时——成为行业痛点。2023年火电平均利用小时仅4364小时，创十年新低，折射出新能源挤压与需求增速放缓的双重压力。
火电企业为何仍持续亏损？
亏损主因并非发电量不足，而是燃料成本占度电成本70%以上。2022年5500大卡动力煤现货均价高达1270元/吨，虽2023年回落至965元/吨，仍远高于570元/吨的长协基准。此外，容量电价机制尚未完全落地，煤电调峰价值未充分兑现。
未来五年装机结构会怎样演变？
“十四五”新增煤电装机预计控制在200吉瓦以内，重点转向“三改联动”： - 节能降碳改造：供电煤耗降至300克/千瓦时以下 - 灵活性改造：最小技术出力降至20%额定容量 - 供热改造：新增热电联产机组优先布局北方城镇
碳市场如何重塑火电盈利模式？
2023年全国碳市场第二个履约周期启动，控排企业从2200家扩至3300家。火电企业需购买配额成本约30~50元/吨，倒逼落后机组退出。具备CCUS（碳捕集）技术的电厂可获得额外收益，目前华能长春热电厂10万吨级项目已投运，捕集成本降至280元/吨。
区域分化：哪些省份火电仍有空间？
西部风光大基地配套煤电成为新增长点： - 甘肃：陇东至山东特高压配套400万千瓦煤电2025年前投产 - 新疆：准东基地采用“煤电+新能源”打捆外送，利用小时可达5500小时 - 广东：受西电东送波动影响，建设600万千瓦气电作为调节电源
技术突破能否拯救煤电？
三条技术路线并行推进： 1. 700℃超超临界：江苏宿迁示范项目供电效率突破50%，但镍基合金成本过高 2. 生物质掺烧：国能寿光电厂实现30%生物质掺烧，度电碳排放下降25% 3. 氨煤混燃：皖能铜陵电厂2024年将开展35%氨混燃试验，预计2030年推广
投资火电还值得吗？
需区分存量与增量： - 存量机组：若位于负荷中心且完成灵活性改造，可获容量电价+辅助服务双重收益，IRR可达8%~10% - 新建机组：仅推荐配套特高压外送或工业园区热电联产项目，需锁定20年以上供汽合同
用户侧如何应对火电价格波动？
高耗能企业可采用“煤电+绿电+储能”组合策略： - 与电厂签订5年以上长协锁定70%基础负荷 - 剩余电量通过绿电交易降低碳成本 - 配置2小时储能规避现货价格尖峰
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