火電產業是指以煤炭、石油等傳統化石能源為燃料，通過燃燒產生蒸汽驅動汽輪機發電的行業。該行業具有發電率高、可靠性強、投資低等優勢，長期以來在我國電力領域占據主導地位。近年來，隨著環保政策的加強和新能源的發展，火電行業面臨轉型升級的壓力，逐漸向著清潔高效、低碳環保的方向發展。通過技術創新和產業升級，火電行業在保障我國電力供應安全的同時，也在努力實現綠色可持續發展。目前，我國火電裝機容量和發電量均居世界前列，為經濟社會發展提供了重要支撐。
市場規模與增長動力
盡管新能源裝機快速擴張，但火電憑借穩定的基荷電源屬性，仍是我國電力供應的“壓艙石”，據中研普華研究院《2024-2029年火電產業現狀及未來發展趨勢分析報告》顯示，截至2024年6月，全國累計發電裝機容量約30.7億千瓦，同比增長14.1%。其中，火電裝機容量達到14.05億千瓦，占發電裝機總量比重的45.76%，依然是我國最主要的發電形式。2024年預計市場規模將突破2.78萬億元，增速達12%，主要驅動力包括：
電力需求剛性增長：2023年全社會用電量增速達6.7%，工業用電與居民用電雙線拉動;
煤炭保供能力提升：2023年電煤供應量同比增長8.2%，庫存可用天數維持20天以上高位;
極端氣候頻發：2024年夏季高溫與冬季寒潮推升調峰需求，火電靈活性價值凸顯。
技術升級與環保壓力
當前火電行業面臨“雙碳”目標倒逼，技術路徑向高效清潔化傾斜：
超超臨界機組普及：2023年百萬千瓦級機組占比提升至17.37%，供電煤耗降至285克/千瓦時;
CCUS技術試點加速：預計2025年煤電CCUS減排量達600萬噸/年，國家能源集團等企業已實現90%碳排放捕獲;
生物質耦合發電：華能德州電廠等示范項目通過摻燒生物質，降低碳排放強度30%以上。
區域產能與政策執行
內蒙古、山東等火電大省嚴格執行產能置換政策，2023年淘汰落后機組超500萬千瓦。同時，多地推行“上大壓小”，如河北省要求1200立方米以下高爐于2023年底前退出，為高效機組騰出空間。
市場集中度與龍頭企業
中國火電行業CR4為58%，CR8達72%，呈現“央企主導、地方補充”格局。五大發電集團(國家能源、華能、大唐、華電、國家電投)裝機占比超60%，其中：
國家能源集團：火電裝機1.78億千瓦，60萬千瓦以上機組占60%，全部實現超低排放;
華能國際：燃煤機組大型化領先，百萬千瓦超超臨界機組達16臺。
技術路線對比
煤電路線：仍為主流(占比90.16%)，但受制于碳排放成本，轉向“煤電+CCUS”或摻燒生物質;
氣電路線：占比9.04%，調峰優勢顯著，但受國際氣價波動影響大(2023年LNG到岸價同比下跌23%);
靈活性改造：2023年山東、內蒙古等地完成機組改造573萬千瓦，最小出力降至30%以下。
國際對標
全球火電裝機亞太占64%，但技術路線差異顯著：
歐洲：天然氣發電主導，2023年氣電占比達52%;
印度：煤電依賴度高(70%)，但供電煤耗較中國高15%;
美國：頁巖氣革命推動氣電占比提升至38%，燃煤電廠加速退役。
政策驅動：十五五規劃下的轉型路徑
“十五五”期間，火電政策聚焦三大方向：
嚴控增量：新增項目需滿足供電煤耗≤270克/千瓦時，重點布局西部煤炭基地;
存量優化：2025年前完成2億千瓦機組靈活性改造，調峰補償電價達0.3元/千瓦時;
市場化改革：容量電價全面推行，2024年火電企業30%收入來自容量電費。
技術創新：降碳與儲能協同
碳捕集與封存(CCUS) ：預計2040年煤電CCUS減排量達2-5億噸/年，成本有望降至200元/噸以下;
熔鹽儲能調峰：華能德州電廠180兆瓦時熔鹽儲能項目投運，提升調峰能力30兆瓦;
氫能耦合：寧波慈溪建成國內首個氫電耦合微網，綠氫發電成本降至1.5元/千瓦時。
ESG評級倒逼綠色轉型
2023年火電行業ESG評級A級企業增至7家(如華能國際、深圳能源)，環境維度權重達48.3%。企業通過“綠電交易+碳抵消”組合，2024年碳配額履約成本降低12%。
國際能源價格影響
2024年動力煤價中樞回落至800-900元/噸，火電企業度電成本下降0.03元，行業凈利潤率回升至5%。但地緣沖突與航運成本波動仍為潛在風險。
(本文核心觀點及數據模型源自中研普華產業研究院，如需獲取完整數據圖表及定制化戰略建議，請點擊查看《2024-2029年火電產業現狀及未來發展趨勢分析報告》。)