合上这一页，你要能说清装机和发电量为什么是两个数、容量补偿与电量收入如何不同，以及电力市场规则如何影响电厂的采购总量、节奏和煤质要求。
前面已经走过物理链、交易结构、价格占款和运力口径；这一课换到桌子的另一头：把煤买走的人，钱从哪里来、按什么节奏买。电价、容量补偿和市场出清会影响电厂收入与约束，但传导到单厂采购还要回到合同、库存和调度记录。
先给一个直觉：电厂像一个大食堂，过去「炒多少菜赚多少钱」，现在改成「底薪＋计件」——底薪保证它随叫随到，计件按实际发电算钱。钱的规则变了，买米的节奏自然也变。本课全部数字来自 电煤需求与电力市场，口径出处都在那页里。
装机容量像「厨房里有多少口锅」，发电量像「一年总共炒了多少盘菜」。锅多不代表菜多——锅只在有客人时才点起来。2025 年这两个数走出方向相反的行情，这正是电煤需求承压的根源：
| 口径 | 2025 年 | 同比 |
|---|---|---|
| 全国累计发电装机（国家能源局） | 38.9 亿千瓦 | ＋16.1% |
| 其中：风电＋太阳能装机 | 18.4 亿千瓦（占 47.3%） | 首次超过火电 |
| 全国总发电量（全口径） | 10.6 万亿千瓦时 | ＋4.8% |
| 规模以上工业火力发电量 | 62,945 亿千瓦时 | −1.0% |
| 火电发电量（行业报告口径） | 6.33 万亿千瓦时 | −0.7%，十年来首次下降 |
注意口径：同一个「火电下降」，统计局规模以上口径是 −1.0%，行业报告口径是 −0.7%，中电联煤电口径是 −1.9%。不是谁算错，是分母与统计范围不同——读报告先问是哪套统计。
一句结论：装机涨 16%，发电量只涨 4.8%，火电电量在跌——新增装机大头是风光，它们吃掉的正是火电原来的电量份额。这就是电煤需求侧最根本的变化。
利用小时数＝发电量÷平均装机，像员工一年上了多少小时班。全年满负荷是 8760 小时，煤电平均只上了 4346 小时，不到一半：
| 类型 | 2025 年利用小时 | 同比 |
|---|---|---|
| 全国 6000 千瓦及以上电厂（全部） | 3119 | −312 |
| 火电 | 4147 | −232 |
| 其中：煤电 | 4346 | −269 |
| 气电 | 2187 | −190 |
理解这一变化需要结合负荷特性来看。利用小时从 4628 下降到 4346，意味着同等装机一年少发了约 6% 的电，但耗煤量的变动并不必然与发电量同比例缩减。虽然平均利用小时降低，在风光出力不足的时段煤电依然承担着不可或缺的顶峰保供职责，这正是后续容量电价机制所要保障的价值。与此同时，低负荷运行反而推高单位煤耗——国家能源局转载的政策解读原话：在燃煤煤质下降、新能源大规模并网造成调峰深度及频次持续增加、机组运行负荷持续下降的背景下，煤电供电煤耗略有增长。从运营角度看，机组调峰让位后，发每度电所需消耗的煤炭往往略有增加，这在总量上对煤炭需求形成了一定缓冲。
过去煤电是单一制电价，多发电多赚钱；新能源一上网电价就掉，这条路走不通了。发改价格〔2023〕1501 号把煤电改成两部制：电量电价市场化形成，容量电价按回收一定比例固定成本确定——容量电费＝当地容量电价×机组申报的最大出力，与发电量无关。
| 要素 | 规定 |
|---|---|
| 固定成本基准 | 全国统一 330 元/千瓦·年 |
| 回收比例 | 2024—2025 多数地方约 30%、转型快的地方约 50%；2026 年起不低于 50% |
| 实际规模（2025） | 全国煤电容量电费 1006 亿元，折度电 30.1 元/兆瓦时 |
| 地方执行 | 新疆 2024—2025 为 100 元/千瓦·年（豫湘渝川青云桂为 165） |
| 考核「叫了不来」 | 月内两次扣当月容量电费 10%，三次扣 50%，四次及以上扣 100%；年内累计三次全额扣减取消资格 |
| 谁付钱 | 纳入系统运行费用，工商业用户按当月用电量分摊 |
量级直觉：新疆 100 元/千瓦·年，一台 60 万千瓦机组一年容量电费约 6000 万元；2026 年起回收比例提到不低于 50%（折合约 165 元/千瓦·年），同一台机组约 9900 万元。对毛利率本就很薄的煤电厂，这是从「可有可无」变成「不能不要」的一笔钱。
电厂的电在中长期、现货和绿电等不同交易安排中销售。中长期通常按年度或更长周期约定电量和价格；现货按当地规则和时段出清，不是简单的“价高者得”。电厂的钱是这些收入与各类补偿、考核的组合：
| 市场层次 | 2025 年规模与状态 | 对买煤的含义 |
|---|---|---|
| 中长期 | 6.35 万亿千瓦时，占市场化交易总量 95.7% | 电量大头靠合同锁定，电煤采购基本盘仍是长协 |
| 现货 | 山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江 7 省正式运行 | 分时价格引导顶峰发电、低价压出力，日耗曲线更陡 |
| 绿电 | 3285 亿千瓦时 | 挤占火电电量份额，但可调度性差仍需火电兜底 |
| 价格锚 | 中长期交易均价 0.230—0.478 元/千瓦时，较各地煤电基准价平均降 1.9%；现货日前均价 0.229—0.331 元 | 电价下行 → 电厂对煤价承受力下降 → 到厂煤价被压 |
从电价到煤价的传导并非机械线性的逻辑。随着市场化交易规模扩大，电价波动与现货分时信号会直接影响部分电厂的边际发电收益和采购谈判空间；至于这一压力是否会传导为到厂煤价的下调，还取决于当地规则、长协覆盖比例、机组煤耗、库存水平以及供需博弈等多重边界。绿电比重提升虽然重塑了火电的出力时段和设备利用率，火电在电力系统中依然需要长期承担基础的调峰与托底保供功能。
「三改联动」给老锅炉做三件事：省着烧（节能降耗）、顺便供暖（供热）、随时把火调小而不灭（灵活性）。第三件最不起眼，却是新能源能大规模上桌的前提。关键指标在最小出力上：
| 节点 | 最小技术出力要求 |
|---|---|
| 「十四五」三改联动 | 现役机组改造后最小出力 35% 额定负荷 |
| 新一代煤电升级（2025—2027） | 现役纯凝机组做到 25%—35%，新建燃用烟煤机组力争 25% |
| 2025 年实际供电煤耗 | 301.9 克标准煤/千瓦时，同比降 0.6 克——未达「300 以下」目标 |
300 克目标的实现受到多重实际运行条件制约，其中系统调峰的现实影响尤为明显：调峰越频繁、低负荷运行时间越长，单位煤耗越高（政策解读原话，见第二节）。同时，同一份文件对入炉煤质提出了明确要求——「确保电厂燃用设计煤种，最大限度避免因燃料品质波动造成的机组实际运行能耗增加」。这意味着煤质偏离设计值不仅涉及商务扣罚，更直接关乎电厂的能耗达标考核；在考核压力下，电厂对煤质指标的筛选趋于严格，严重偏离机组设计要求的劣质煤种更容易面临拒收或降价压力。
把四件事（电量份额被吃、容量电价托底、市场化压价、调峰改造挑煤质）合起来，落到你关心的煤炭供应链上，就是三条：
| 含义 | 逻辑链 |
|---|---|
| 总量与节奏要分开看 | 电煤需求总量、迎峰补库窗口和煤质偏好可能同时变化。具体电厂的采购节奏要用日耗、库存、合同和调度记录核对，不把行业判断直接当作单厂结论。 |
| 电价变化可能影响到厂价谈判 | 市场化交易比例与电价变化提供背景；能否传到具体煤价，要再看长协覆盖、库存、区域供需和合同调价条款。 |
| 容量考核增加可用性约束 | 容量规则要求机组在约定条件下保持可用；库存天数、补库时点和实际获款仍按当地规则、企业安排和履约数据判断。 |
这三条是基于知识页的分析框架，不是对任一地区或电厂采购行为的事实陈述。拿当地市场规则、采购合同、日耗和库存数据对照，才能落到具体判断。
2025 年装机涨了 16.1%，火电却更难赚钱了。最准确的解释是哪一个？
装机涨、总发电量只涨 4.8%、火电电量下降 1% 左右——新增装机大头是风电和太阳能，替代的是火电的电量份额。火电拿走的是利用小时下降＋容量电价补偿，不是被关停；总发电量也没降。
电厂拿了容量电价之后，「燃料断供导致顶峰出不了力」这件事的性质变成了什么？
容量规则会把机组可用性与补偿、考核联系起来；具体扣减比例、资格后果和燃料安排必须回到当地规则与企业实际执行，不能用一地口径替代全国。
第一个校验容量电价的真实分量（纸面 1006 亿落到单个电厂是多少）；第二个验证「季节波动放大」这条推断——现货分时价格是否真的改变了买煤节奏；第三个决定你手里的煤在「存量替代」这个战场上有没有资格上桌。
主源（建议今天读）：电煤需求与电力市场 的「容量电价」与「电力市场化」两节——本课的压缩版出处，所有数字带 URL 出处都在那页的摘录清单里。
下一步：回到课程目录，按你要读的材料或要问的交易环节选择复习。
这一课哪里没讲清、哪个词还是模糊、哪句话你觉得不对——直接问我，我是你的老师，不用客气。
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