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2026/01/30
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煤电与新能源的关系将从替代走向融合。通过煤电+新能源联营、源网荷储一体化等模式，实现传统能源与新能源的互补共赢。
最近和几个发电集团的朋友聊天，发现一个很有意思的现象：以前大家聚在一起，聊的是今年能发多少电、长协煤能不能保供;现在开口就是容量电价能不能覆盖固定成本、现货市场报什么价才不亏、灵活性改造什么时候能回本。
这种转变的背后，是中国电力体制改革的深水区推进，更是十五五时期煤电定位的根本性重塑。
随着《中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》正式发布，推进煤电改造升级和散煤替代、推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源已经成为国家战略层面的明确定位。这意味着，煤电正在从提供电量的主力向保障系统稳定的调节器。
正是在这样的背景下，《2025-2030年版电力煤炭产品入市调查研究报告》的发布具有特殊的时代意义。作为中研普华产业研究院长期跟踪电力煤炭市场的研究成果，这份报告不仅仅是一份市场调研报告，更是一份帮助企业理解新型电力系统构建期的实战指南。
如果要评选近几年电力市场改革最具影响力的政策，煤电容量电价机制必定榜上有名。
根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，从2024年起，合规在运的公用煤电机组开始执行电量电价+容量电价的两部制电价。这一机制的核心逻辑在于：既然煤电的功能定位正在从发电为主转向调节为主，那么其收益模式也必须从靠发电赚钱转向靠容量+调节服务赚钱。
具体来看，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，而各地通过容量电价回收固定成本的比例则根据电力系统需要、煤电功能转型进度等因素差异化设置。
更值得关注的是，这一机制采取了明确预期、逐步提高的实施路径。按照政策设计，2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，部分煤电功能转型较快的地区甚至要达到70%以上。这种渐进式改革既释放了清晰的政策信号，又为煤电企业留出了转型调整的时间窗口。
中研普华产业研究院在《2025-2030年版电力煤炭产品入市调查研究报告》中指出，容量电价机制的实施将重构煤电行业的盈利模式，推动煤电企业从发电量竞争转向容量保障+辅助服务的多元收益结构。这不是简单的价格调整，而是整个行业价值逻辑的重塑。
根据国家发改委、国家能源局印发的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，2025年底前，全国将实现省级现货市场基本全覆盖。目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等省级现货市场已经转入正式运行，南方区域电力现货市场也启动了连续结算试运行。
现货市场的全面铺开对煤电企业意味着什么?简单来说，就是定价权的下放和市场风险的上升。
在现货市场中，电价由供需实时决定，呈现出明显的时段性特征。白天光伏大发时段，电价可能跌至地板价甚至出现负电价;而傍晚用电高峰或新能源出力不足时，电价又可能飙升至天花板价。这种价格信号正是引导煤电进行灵活性调节的市场机制——在低价时段少发甚至停机，在高峰时段顶峰发电。
但挑战同样明显。中研普华的研究发现，当前部分省份现货市场出现了零电价负电价与深调亏损并存的现象，煤电企业面临调得越多、亏得越多的困境。这提示我们，电力市场机制仍需进一步完善，特别是要建立电量市场+辅助服务市场+容量市场的协同体系，通过调峰、调频、备用等辅助服务补偿，真正体现煤电的调节价值。
在能源供给端，提出持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统。这意味着未来五年，新能源装机将继续保持高速增长，而煤电装机虽然仍有增量空间，但发电量将在2030年前达到峰值。
在煤电定位上，明确推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源。这一转变不是简单的弃煤，而是让煤电在新型电力系统中发挥稳定器和调节器的作用——平时少发电、关键时刻顶得上。
在清洁利用上，强调加强化石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代。国家发展改革委等六部门印发的《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平(2025年版)》，更是将煤制天然气、煤制油等领域纳入适用范围，实行标杆引领、基准约束的分类管理。
从供给侧看，国内煤炭产能进入稳定释放期。晋陕蒙等传统产区保持稳定生产，新疆等新兴产区产量快速增长，正在改变全国煤炭市场的供给格局。
新疆煤炭外运能力的提升尤其值得关注。随着铁路运力改善和疆煤外运通道建设，新疆煤炭正在从区域市场走向全国市场，对沿海煤炭价格形成机制产生深远影响。
进口煤方面，尽管关税政策有所调整，但主要来源国的零关税政策仍将维持，进口煤将继续在国内市场扮演调节器角色。特别是在东南沿海地区，进口煤的价格优势使其成为电厂的重要补充资源。
电力行业仍是煤炭消费的主力，但增速明显放缓。随着新能源装机规模爆发式增长，煤电利用小时数持续下降。部分省份火电利用小时数出现显著下滑，新增电力需求主要由非化石能源满足。
非电行业需求呈现分化态势。化工行业用煤需求保持增长，但钢铁行业受房地产调整影响，炼焦煤需求承压。这种结构性变化要求煤炭企业必须重新审视市场布局，从单一动力煤向多元化产品转型。
电煤中长期合同制度仍然是保供稳价的压舱石，但市场化程度在不断提高。2025年电煤中长期合同政策进行了重要调整：签约比例要求有所放宽，履约率要求更加务实，更多煤炭资源将进入市场交易。
动力煤价格方面，长协价格与现货价格的联动性增强。在供需宽松的背景下，现货价格中枢呈现下行趋势，并逐步向长协价格靠拢。这种价格走势既反映了市场供需关系，也为煤电企业降低燃料成本创造了条件。
中研普华产业研究院在《2025-2030年版电力煤炭产品入市调查研究报告》中分析，未来煤炭价格将在合理区间内波动，市场机制在资源配置中的决定性作用将进一步增强。对于煤炭企业而言，这意味着必须提升市场研判能力和风险管理水平，不能再依赖政策保底的思维定式。
基于《2025-2030年版电力煤炭产品入市调查研究报告》的核心发现，结合中研普华产业研究院的长期观察，我们为电力煤炭企业提出以下策略建议：
在资产端，要加快灵活性改造步伐。深度调峰能力、快速启停能力、热电联供能力将成为煤电资产的核心竞争力。通过技术改造，让机组能够在更宽的负荷范围内稳定运行，在现货市场中获取更高的调节收益。
在运营端，要建立多市场协同的交易能力。除了传统的年度、月度中长期交易，还要精通现货市场、辅助服务市场的交易规则。通过优化报价策略，实现电量、容量、辅助服务三类收益的协同最大化。
在客户端，要延伸服务链条。从单纯的卖电转向提供电力+热力+调峰服务+碳资产管理的综合能源解决方案。特别是在工业园区、数据中心等用能大户集中区域，这种综合服务模式具有广阔的市场空间。
在产品端，要提升煤炭清洁高效利用水平。通过高效洗选、配煤提质等手段，提高煤炭产品质量，满足电厂对高热值、低硫低灰煤炭的需求。同时，积极布局煤制天然气、煤制烯烃等高端转化项目，推动产品从初级燃料向高附加值化工品升级。
在市场端，要建立产销协同的灵活机制。根据电力市场、化工市场的价格信号，动态调整产品结构和市场布局。在电力需求旺盛时保障电煤供应，在化工利润可观时增加化工煤销售。
在产业端，要探索煤炭+新能源的融合发展模式。利用煤矿塌陷区、排土场等资源发展光伏、风电项目，将传统能源基地转型为综合能源基地。这种模式既符合国家能源转型方向，又能为企业培育新的利润增长点。
价格风险方面，要善用期货、期权等金融工具对冲价格波动。动力煤期货市场的逐步成熟为企业提供了有效的风险管理工具，套期保值应当成为企业经营的标准动作。
政策风险方面，要密切跟踪电力市场改革、碳市场建设、环保标准升级等政策动向，提前布局、主动适应。特别是随着碳排放权交易市场扩围，煤电企业的碳成本将实质性上升，必须将碳成本纳入经营决策。
市场风险方面，要构建多元化的客户结构和产品结构，避免对单一市场、单一客户的过度依赖。在巩固传统电力客户的同时，积极开拓化工、建材、冶金等非电市场。
煤电功能将进一步分化。一部分先进机组将通过灵活性改造，成为新型电力系统的稳定器和调节器，主要收益来自容量电价和辅助服务;另一部分落后机组将逐步退出市场，或通过供热改造、综合利用等方式延长生命周期。
煤电与新能源的关系将从替代走向融合。通过煤电+新能源联营、源网荷储一体化等模式，实现传统能源与新能源的互补共赢。煤电为新能源消纳提供调峰支持，新能源为煤电降低碳排放强度创造条件。
煤炭清洁高效利用将进入新阶段。碳捕集利用与封存(CCUS)技术的成熟将为煤电低碳转型提供最终解决方案。虽然当前成本仍然较高，但随着技术进步和规模效应显现，CCUS有望成为煤电行业的标配。
电力市场体系将更加完善。现货市场、辅助服务市场、容量市场的协同运行，将形成真正反映电力商品多元价值的市场价格体系。在这种体系下，各类电源将各展所长、各尽所能，实现电力资源的优化配置。
中研普华依托专业数据研究体系，对行业海量信息进行系统性收集、整理、深度挖掘和精准解析，致力于为各类客户提供定制化数据解决方案及战略决策支持服务。通过科学的分析模型与行业洞察体系，我们助力合作方有效控制投资风险，优化运营成本结构，发掘潜在商机，持续提升企业市场竞争力。
若希望获取更多行业前沿洞察与专业研究成果，可参阅中研普华产业研究院最新发布的《2025-2030年版电力煤炭产品入市调查研究报告》，该报告基于全球视野与本土实践，为企业战略布局提供权威参考依据。
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