电改加速推进，火电调节性价值如何更好体现？

电改推进与火电调节性价值

政策助力容量电价提升

国家政策明确2026年容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于50%，甘肃、云南已提升至每年330元/千瓦。这一举措有助于缓解火电企业成本压力，使其能更专注于调节性服务，提升火电调节性价值。

中长期交易机制优化

2025年多个政策提及分时段交易与连续开市，推动较短周期中长期交易限价与现货交易限价贴近。这种优化使得火电在不同时段能更好地参与市场，依据价格波动灵活调节发电，进一步凸显调节性价值。

电力现货市场全覆盖

我国省级电力现货市场已基本全覆盖，各区域电力现货价格上下限相对较宽，实际价格有弹性。这为火电调节性价值的体现提供了更广阔的空间，火电可根据市场价格变化及时调整发电策略。

火电投产转型与利用小时变化

投产小高峰与转型趋势

2022、2023年火电机组核准量超130GW，2024年回落，2025年年初以来投产量显著提高。伴随能源转型，火电利用小时下滑，正从“出量”向“出力”转型，更加注重调节能力。

利用小时下降情况

2025年1-10月火电利用小时为3458小时，同比下降172小时。这一变化促使火电企业提升调节性价值，以应对能源结构调整带来的挑战，保障电力系统稳定运行。

煤价中枢下移与市场化提升

煤价中枢下移

2025年我国煤价中枢进一步下移，秦皇岛港全年均值为697元/吨，最低价跌至609元/吨。这降低了火电企业燃料成本，为其盈利和更好发挥调节性价值创造了有利条件。

新长协机制市场化程度提升

《2026年电煤中长期合同签订履约工作方案》针对产地价格合同提出建立价格月度调整机制，可自主协商或参照“基准价+浮动价”，市场化程度提升，有助于火电企业合理安排生产与调节。

电改加速推进下火电调节性价值多方面得到更好体现，从政策支持到市场机制完善，再到自身投产转型及成本变化等因素共同作用，火电行业迎来新的发展契机与挑战。

相关问答

2026年容量电价回收煤电固定成本的比例有何变化？

2026年容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于50%，甘肃、云南已提升至每年330元/千瓦，有助于缓解火电企业成本压力。

中长期交易机制有哪些优化？

2025年多个政策提及分时段交易与连续开市，推动较短周期中长期交易限价与现货交易限价贴近，利于火电灵活调节发电。

电力现货市场全覆盖有何意义？

省级电力现货市场基本全覆盖，价格上下限较宽且有弹性，为火电调节性价值体现提供广阔空间，火电可依价格调发电策略。

火电利用小时为何下降？

伴随能源转型，火电利用小时有所下滑，正从“出量”向“出力”转型，更加注重调节能力，以应对能源结构调整挑战。

煤价中枢下移对火电有何影响？

2025年煤价中枢下移，秦皇岛港全年均值降低，降低了火电企业燃料成本，为其盈利和发挥调节性价值创造有利条件。

新长协机制市场化程度有何提升？

《2026年电煤中长期合同签订履约工作方案》针对产地价格合同提出建立价格月度调整机制，可自主协商或参照“基准价+浮动价”。