2025 年火电行业迎来重大变革，多个百亿级项目扎堆落地，成为能源领域的核心爆点。这一现象的背后，既有能源安全保障的刚性需求，也有技术升级与政策支持的双重驱动，更体现了火电在新型电力系统中的角色转型。

一、政策驱动下的规模化投资

国家能源局等部门出台的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027 年）》明确提出，支持煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造 “三改联动”，并鼓励采用超超临界机组、CCUS（碳捕集、利用与封存）等先进技术。在此背景下，多地政府密集发布重点项目清单，形成规模化投资热潮：

贵州省：积极加快水城电厂、大湾低热值煤电厂、织金平远电厂等项目建设。水城电厂的升级改造旨在提升发电效率，降低能耗;大湾低热值煤电厂充分利用当地低热值煤炭资源，实现资源的高效利用;织金平远电厂作为新的火电项目，将为贵州电力供应增添新动力。

甘肃省：国家能源集团巴丹吉林沙漠新能源基地 4×1000 兆瓦煤电项目开工，总投资 150 亿元，采用超超临界空冷技术，同步建设脱硫脱硝装置，成为 “陇电入川” 工程的核心调峰电源。

新疆：克拉玛依 2×66 万千瓦煤电 + 百万吨级 CCUS 一体化项目获批，总投资 72.12 亿元，建成后将实现煤电烟气碳捕集与油田驱油的全产业链示范，年减排二氧化碳 200 万吨。

二、技术升级与转型路径

2025 年火电行业的爆点不仅体现在规模上，更在于技术创新与产业融合：

1. 高效清洁煤电技术普及

超超临界机组成为新建项目主流。例如，华能德州电厂 2×660MW 热电联产项目采用超超临界一次再热技术，年均供电煤耗低至 254.74 克 / 千瓦时，同时可对外供工业蒸汽 470 吨 / 小时，实现能源梯级利用。江苏国信在建 6 台百万千瓦超超临界二次再热机组，总投资超 300 亿元，单台机组供电煤耗低于 270 克 / 千瓦时，投产后将显著提升长三角地区电力保障能力。

2. CCUS 技术规模化应用

火电与 CCUS 的结合成为低碳转型关键。除新疆克拉玛依项目外，华能陇东能源基地百万吨级 CCUS 项目已实现电气倒送电，国能浙江宁海电厂万吨级吸附法碳捕集项目预计 2025 年 9 月投运，推动火电从高排放向负排放跨越。国际能源署（IEA）数据显示，全球 CCUS 封存能力预计 2030 年达 6.7 亿吨，中国项目占比显著提升。

3. 煤电与新能源深度耦合

煤电从主力电源向调峰电源转型，与风电、光伏形成互补。例如，电投能源以超百亿元收购白音华煤电，整合 “煤矿 - 火电 - 光伏 - 电解铝” 全产业链，配套 300MW 光伏项目，绿电消纳率达 100%。国家能源集团在内蒙古实施 47 亿元火电灵活性改造项目，配套 86.6 万千瓦新能源装机，年增产值 5.1 亿元。

三、区域布局与市场机制创新

1. 重点区域集中发力

东部沿海：广东、江苏等地因电力需求旺盛，成为火电投资热点。广东能源集团汕尾电厂二期、茂名博贺电厂等多个 2×1000MW 项目同步推进，单项目投资超 50 亿元，形成 “煤电 + 气电 + 储能” 的综合能源体系。江苏国信在滨海港、沙洲等地布局 6 台百万机组，总投资超 300 亿元，填补苏南地区电源空白。

西部能源基地：内蒙古、新疆等地依托煤炭资源和沙戈荒新能源基地，建设配套煤电。华电腾格里 4×100 万千瓦煤电项目获批，作为 1600 万千瓦沙戈荒基地的调峰电源，同步配套 800 万千瓦光伏和 400 万千瓦风电。

2. 容量电价与市场机制激活

山东、江苏等省份深化电力市场化改革，容量电价机制显著提升火电经济性。例如，广东 2025 年电力市场年度交易中，火电企业通过调峰辅助服务获取稳定收益，推动煤电从 “电量型” 向 “容量型” 转型。

四、行业挑战与未来趋势

尽管 2025 年火电行业呈现爆发式增长，但仍面临多重挑战：

环保压力：煤电碳排放占全国总量的 40%，CCUS 等技术的成本与规模化应用仍需突破。

经济性波动：煤炭价格虽同比下跌 18%，但长期受国际能源市场影响，火电盈利稳定性存疑。

替代风险：2025 年非化石能源装机占比目标达 60%，火电需通过灵活性改造（如国家能源集团计划投产 10 个煤电耦合储能项目）提升调峰能力。

未来，火电将进一步向 “清洁化、灵活化、智能化” 转型，与新能源、储能、氢能等融合发展，在保障能源安全的同时，成为 “双碳” 目标下的重要过渡支撑。