深度观察网2026年01月14日 21:51消息，电改加速下，火电转型电网压舱石，调节价值迎来重估新机遇。
天风证券最新研报指出，我国电力体制改革正加速进入深水区。随着省级电力现货市场于2025年实现基本全覆盖，火电角色正从传统“电量提供者”加速转向“系统调节支撑者”，其灵活性、响应速度与调峰能力等调节性价值有望在市场化机制中获得更公允的定价与回报。
值得关注的是，国家层面已为火电功能转型铺设制度基础：政策明确要求，自2026年起，容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于50%，对应标准为每年165元/千瓦；部分先行省份如甘肃、云南更已将该标准提高至330元/千瓦。这一调整并非简单补贴加码，而是对火电在新型电力系统中承担保供、调峰、备用等公共属性功能的价值重估——在新能源装机持续高增、出力波动性加剧的背景下，稳定可靠的调节资源愈发稀缺，其系统价值正从隐性走向显性。
交易机制改革同步提速。2025年密集出台的多项政策聚焦中长期市场优化，明确提出推进分时段交易、连续开市，并推动较短周期（如月度、周度）中长期交易限价向现货价格靠拢。此举意在打破中长期合约与现货市场之间的价格割裂，增强价格信号传导效率。当前各区域现货市场价格上下限设置相对宽松，实际成交价格弹性显著增强，为火电通过灵活启停、深度调峰获取合理收益创造了真实可行的市场环境。我们认为，这标志着电力市场正从“量价双控”向“以价促调、以调定酬”的精细化运行阶段迈进。
装机节奏也印证了这一战略转向：2022—2023年火电项目核准量连续两年超130GW，2024年回落至59GW，而2025年1—10月核准量达53GW，同比增长27%；同期投产量更达63GW，同比激增79%。值得注意的是，尽管新机组加速并网，2025年1—10月全国火电平均利用小时数为3458小时，同比下降172小时。一“升”一“降”之间，清晰勾勒出火电“由量向力”转型的现实图景——新增机组更多服务于系统调节需求，而非单纯增加发电量，其经济性逻辑正在从“多发多得”转向“善调善得”。
成本端亦迎来实质性改善。2025年动力煤价格中枢进一步下移，秦皇岛港5500大卡动力煤全年均价为697元/吨，最低探至609元/吨。更具标志性意义的是，《2026年电煤中长期合同签订履约工作方案》首次针对产地煤合同提出建立“价格月度调整机制”，允许供需双方结合市场实际自主协商，或参照“基准价+浮动价”模式定价。这意味着延续多年的刚性长协定价机制正让位于更具弹性和市场化特征的新规则，煤电联动的传导效率有望实质性提升。
综合来看，本轮电改已超越单一电价调整范畴，正系统性重塑火电的功能定位、盈利模式与投资逻辑。在新能源渗透率持续攀升的不可逆趋势下，火电不是被替代的对象，而是新型电力系统不可或缺的“稳定器”与“平衡器”。其价值兑现，既依赖政策托底（如容量电价），更仰仗市场机制到位（如现货价格弹性、中长期与现货价格衔接）。当前阶段，具备调节性能优势、燃料保障能力强、地处负荷中心或能源富集区的内陆及坑口火电企业，或将率先受益于这一轮结构性重构。
需要提醒的是，改革落地仍面临多重现实约束：宏观经济承压可能抑制用电需求增长；部分区域现货市场结算试运行尚未全面铺开；煤价若因极端天气或国际局势突发波动，仍将对火电盈利形成扰动。因此，对火电的投资价值判断，需置于“功能价值重估”与“经营风险可控”双重维度下审慎评估。
