预计未来 2-3 年内西南地区和北方主要产煤区火电供需仍偏紧。
利用小时数变动反映火电供需情况，火电供需趋紧的省份利用小时数相应上升， 火电供需宽松的省份利用小时数相应下降。考虑各省6000千瓦及以上火电装机容量， 以 2020 年为基数，截至2024 年末，全国共有 10 各省/市火电装机容量增长超过 20%， 其中，海南火电装机增长 49.1%，四川火电装机增长 35.6%，广东、湖南、广西、内 蒙古、江西 5 省火电装机增长约 30%。
从各省火电利用小时数变动来看，西南（重庆、四川、云南）火电供需严重趋 紧，利用小时数大幅提升；北方主要产煤区（新疆、内蒙古、宁夏、陕西、山西、 河北）和东部地区（福建、安徽、浙江、江苏）火电供需偏紧，利用小时数在较高 基数上保持稳定或小幅提升；新增火电装机较多的省份（江西、广东、海南、湖南、 广西）火电供需趋于宽松，火电利用小时数大幅下降。
从各省拟建、在建火电项目数量来看，未来 2-3 年内，西南地区和北方主要产 煤区火电供需或仍偏紧，东部地区火电供需或实现紧平衡，广东火电供需或持续趋 于宽松。据北极星电力网统计，2024 年至 2025 年 2 月底，共有 29 个省份 320 个火 电项目拟建、在建。总体来看，广东、新疆等 12 省项目数量超 10 个，占全国项目 的比例的 72%。局部来看，广东项目数量和装机规模均远超其他省份，在建、拟建 火电项目数量 38 个，总装机量超 1800 万千瓦；新疆项目数量 27 个；内蒙古、安徽 项目数量约 20 个。考虑到三北地区新增火电项目主要是大基地配套调峰火电和少量 煤电联营项目，预计在本轮火电项目投产后供需仍偏紧。
在电力现货市场建设之前，我国火电上网电价形成机制主要经历了还本付息电 价、经营期电价、标杆电价以及市场化电价四个阶段。 1985 年后，改革开放促进了我国经济的高速发展，为了调动各方特别是社会资 本投资电力工业的积极性，我国打破“完全管制电价”的制度，采用了“还本付息” 电价机制，规定利用贷款建设的集资电厂或机组在还本付息期间，按照成本、税金、 具有还本付息能力和获取合理利润的原则核定上网电价，电力工业得到发展。 1997 年，电力供需矛盾形势有所缓和，电价机制由“还本付息电价”转为“经 营期电价”，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定上网电价。 2002 年，国务院下发《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5 号文件），电力工 业开始进行厂网分开、主辅分离，2003 年 7 月，国务院办公厅《关于印发电价改革 方案的通知》（国发办〔2003〕62 号）提出了上网电价、输配电价、销售电价的改革 目标和电价管理原则，而后随之出台了相关的配套实施办法，我国燃煤上网电价开 始实行事前核定“标杆电价”，并建立了煤电联动机制。 2019 年 10 月，国家发展改革委下发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革 的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制转为“基准价+上下浮动” 的市场化机制，浮动比例定为上浮 10%、下浮 15%。而后煤价出现急剧上涨，2021 年，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发 改价格〔2021〕1439 号），放开所有燃煤发电进入市场，同时将浮动比例调整为上下 浮动 20%。需要强调的是，当前的市场化机制的本质为“有管理的市场化电价”，电 价波动区间受政策限制，并没有实现由供需定价的真正市场化。
电煤贸易合同以中长期合同为主，鼓励“淡储旺用”。根据国家发改委《关于做 好 2025 年电煤中长期公同签订履约工作的通知》，发电企业以 2023 年 11 月-2024 年 10 月的国内耗煤量（总耗煤量扣除进口煤使用量）为基数，根据上网电量按比例核 算。发电企业合同签订量不应低于签约需求的 80%，鼓励根据供需情况多签、签实。 同时，供需企业应在协商一致基础上，将年度电煤中长期合同细化分解到月，鼓励 “淡储旺用”，原则上淡季月份分解量不低于旺季分解量的 80%。 电煤中长期合同价格采用“基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各 50%，2023-2025 年下水动力煤（5500）中长期合同基准价维持在 675 元/吨。浮动 价采用全国煤炭交易中心综合价格指数（NCEI）、环渤海动力煤综合价格指数（BSPI）、 泰皇岛动力煤综合交易价格指数（CCTD）、中国电煤采购价格指数（CECI）上月最 后一期综合价格的算数平均值。“基准价十浮动价”由全国煤炭交易中心根据价格机 制按月测算和发布。2023 年末至 2025 年初、2025 年初至 2025 年 6 月末，四项电煤 价格指数均值下降约 50 元/吨；截至 2025 年 6 月末，四项电煤价格指数均值 657 元/ 吨，低于中长期合同基准价 675 元/吨。
2023 年末以来，动力煤大宗价格持续下降，截至 2025 年 6 月末，CCI 动力煤 综合价格与大宗价格指数均已跌破长协价。2025 年二季度 CCI 动力煤（5500）大宗 价格指数（反映现货价格水平）均值为 641 元/吨，同比下降 213 元/吨，环比下降 100 元/吨；截至 2025 年 6 月末，大宗价格指数报 631 元/吨，长协价格指数报 669 元/吨。
2021-2022 年，煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突，全球能源价格大幅上涨，煤炭 价格屡创新高，而煤电上网电价仅 10%的浮动范围限制导致煤电行业陷入大面积亏 损。2021 年 10 月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的 通知》（发改价格〔2021〕1439 号），将煤电上网电价浮动范围放宽至 20%，高耗能 企业市场交易电价不受上浮 20%的限制，一定程度上缓解了煤电企业的经营困境。 2023 年火电行业全面实现扭亏，2024 年业绩持续增长，2025 年全年行业盈利 有望进一步改善。2022 年以来煤炭价格逐渐回落，行业燃料成本压力缓解，经营业 绩修复，2023 年火电行业全面实现扭亏。2024 年，火电行业实现归母净利润 606.98 亿元，同比增长 33.2%；2025 年一季度，火电行业实现归母净利润 212.06 亿元，同 比增长 7.8%。
行业盈利能力持续修复。2024 年火力发电行业毛利率/归母净利率 14.3%/5.0%， 同比提升 1.6pct/1.1pct；2025 年一季度，行业毛利率/归母净利率 16.0%/7.2%，同比 提升 1.8pct/1.1pct。
