2025年，中国火电行业处于新型电力系统构建的关键转型期。在新能源装机规模持续扩张、“双碳”目标刚性约束与电力保供需求叠加的背景下，行业告别传统规模增长模式，迈入以“清洁化、高效化、智能化、柔性化”为核心的转型升级新阶段。国家层面密集出台政策引导煤电优化升级，市场供需格局呈现结构性调整，企业盈利随煤价与电价机制变化逐步修复，行业发展质量稳步提升。本报告将从政策环境、供需格局、行业效益、转型方向及挑战展望六大维度，系统剖析2025年中国火电行业发展态势。2025年火电行业政策聚焦“保供兜底”与“转型升级”双重目标，以专项行动方案为核心，构建了全方位的政策引导体系，推动煤电从“电量主体”向“调节中枢”转型。核心政策方面，国家发改委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，在“三改联动”（灵活性、节能、供热改造）基础上，进一步明确了煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四大发展方向，首次构建了覆盖现役、新建、示范机组的全维度技术指标体系。该方案对高效调节、清洁降碳等关键指标提出严格要求，如现役机组30%负荷时煤耗增幅不高于25%，新建机组不高于20%，示范机组低至15%；现役纯凝机组深度调峰最小出力提升至25%-35%额定负荷，新建烟煤煤粉炉机组力争达到25%，大幅强化了煤电对新能源的适配能力。配套政策层面，资金与市场机制协同发力保障转型落地。资金端，支持符合条件的煤电节能降碳项目纳入“两新”支持范围，鼓励通过基础设施REITs畅通投融资渠道，缓解企业改造资金压力；市场端，推动完善电力现货市场、辅助服务市场及容量电价机制，明确煤电机组高效调节价值与环境价值的合理体现路径，为转型成本疏导提供政策支撑。同时，地方层面结合电力供需特点制定差异化实施方案，自主把控升级时序与范围，确保政策落地的科学性与可操作性。2025年火电装机规模保持平稳增长，增速显著放缓，结构上呈现“淘汰落后、升级存量、优化增量”的特征。截至2025年9月底，全国火电装机容量同比增长3.2%，增速较新能源装机（同比增长超30%）差距显著，主要因行业重心从规模扩张转向质量提升。淘汰落后产能力度持续加大，全年关停30万千瓦以下低效小机组超1000万千瓦，存量机组以节能降碳、灵活性改造为主，2025年前三季度完成改造规模超8000万千瓦，机组调节能力大幅提升。投资端呈现结构性增长，2025年前8个月，全国火电工程投资同比增长39.5%，显著高于电力行业整体投资增速（0.3%），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。其中，新一代煤电示范机组成为投资热点，这类机组在供电煤耗（设计工况下不高于270克/千瓦时）、智能运行等方面达到世界领先水平，为行业转型树立标杆。2025年全国电力需求保持稳步增长态势，前三季度全国用电量达7.77万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中工业用电量占比超六成，达4.91万亿千瓦时，成为需求增长的核心驱动力。尽管新能源装机占比已提升至47%，发电量占比达16.6%，但火电仍为发电主力，发电量占比维持在64.7%，尤其在新能源出力波动较大的时段，火电的兜底保供作用不可或缺。从电力系统运行特征看，“宽电量、紧电力”格局持续显现。2025年全国最大负荷达15.5亿千瓦，预计2030年将增至20.67亿千瓦，年复合增长率4.1%，而新能源高渗透率下系统备用率逐年下降，2025年仅剩23.2%，火电作为可控容量的核心来源，承担着深度调峰、调频、启停调峰等关键调节任务，成为维持电力系统稳定运行的“压舱石”。2025年火电行业盈利状况随煤价走势呈现阶段性变化，整体较此前两年逐步改善，但企业间分化持续加剧，煤电一体化与成本控制能力成为盈利核心支撑。煤价方面，2025年上半年动力煤价格持续下行，为火电企业缓解成本压力；三季度开始受供需关系影响反弹，9月末CCI动力煤大宗价格报709元/吨，较6月末上涨78元/吨，但整体仍处于合理区间。电价方面，电力市场机制不断完善，年度长协电价与月度交易均价底部企稳，部分省份竞价电价环比大幅提升，如江苏7月竞价出清价395.60元/兆瓦时，有效修复火电企业点火价差。从盈利表现看，2025年三季度多数省份火电机组单位盈利环比改善，北方产煤区、环渤海、中部及东部地区因点火价差较高，盈利状况相对更优。上市企业中，建投能源、国电电力、华能国际等龙头企业凭借机组规模优势、煤电一体化布局（可降低燃料成本15%左右）及高效的运维管理，盈利表现领先行业。长期来看，部分老旧机组折旧到期后有望释放利润，预计2030年前后将成为火电企业利润提升的关键节点。板块表现方面，2025年电力板块整体跑输沪深300指数，但火电细分板块表现突出，全年涨幅达20.6%，显著领先于光伏发电（6.2%）、水电（-3.7%）、风电（-0.9%）等板块，反映出市场对火电行业转型价值与盈利修复预期的认可。2025年火电行业以新一代煤电升级专项行动为抓手，在技术、模式、数字化三大维度实现突破，逐步构建适配新型电力系统的煤电发展新模式。技术层面，聚焦高效调节与清洁降碳两大核心。高效调节领域，通过技术改造提升机组变负荷速率、一次调频响应能力及启停调峰能力，现役机组负荷变化速率达到0.8%-2.5%额定功率/分钟，新建烟煤煤粉炉机组在高负荷区（50%及以上）可达2.2%额定功率/分钟；清洁降碳领域，积极推进现役机组低碳化改造，鼓励新建机组预留改造条件，示范机组度电碳排放强度较2024年同类型机组降低10%-20%，探索碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的规模化应用。模式层面，煤电与新能源联营成为主流方向。政策鼓励新一代煤电项目与新能源项目联营，联营新能源项目优先并网，通过“风光火互补”模式平抑新能源出力波动，提升整体项目收益，同时降低煤电机组运行负荷波动带来的能效损失。数字化层面，智能运行水平全面提升。按照政策要求，煤电机组需强化智能控制、智能运维与智能决策能力，在深度调峰、快速变负荷等特殊工况下实现自动化精准运行，降低人工干预次数，同时通过全寿期寿命管理、风险预警防控等系统，提升机组运行安全性与经济性。尽管2025年火电行业转型成效显著，但仍面临多重约束，转型之路任重道远。一是碳排放压力持续加大，全国碳价从2024年的50元/吨升至80元/吨，吨煤电碳成本增加25元，对未实施低碳改造的机组盈利构成显著压力；二是技术升级成本较高，新一代煤电指标体系对机组改造与新建提出更高要求，企业面临大额资金投入压力，部分中小电厂转型能力不足；三是运行效率与效益平衡难题，新能源高渗透率下煤电机组负荷率持续下降，预计2030年前后火电利用小时数将降至3500小时左右，低负荷运行易导致煤耗上升，挤压盈利空间；四是技术瓶颈尚未完全突破，低负荷下一次调频能力提升、启停调峰安全管控等领域仍需产学研协同攻关。展望未来3-5年，火电行业将持续处于转型深化期，核心定位从“电量提供者”向“新型电力系统调节中枢”转变。政策层面，新一代煤电升级指标将逐步落地，市场机制不断完善，煤电调节价值将得到更充分体现；技术层面，高效调节、低碳化、智能化技术将持续迭代，CCUS等前沿技术逐步规模化应用，机组运行能效与环保水平进一步提升；市场层面，行业集中度将持续提升，煤电一体化、新能源联营成为企业核心竞争力，中小电厂或将通过重组整合加速退出市场。总体而言，2025年作为新一代煤电升级的开局之年，火电行业在政策引导与市场驱动下，正逐步摆脱传统发展模式的束缚，向清洁、高效、智能的高质量发展路径迈进，未来将持续发挥电力系统“保供兜底、调节中枢”的核心作用，为新型电力系统构建与“双碳”目标实现提供坚实支撑。
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