2026年6月，国家发改委、国家能源局等多部委密集发布多项重磅政策，从新型能源体系建设规划到重点行业节能降碳改造，从容量电价机制完善到热电解耦技术改造，一套覆盖规划引领、改造攻坚、价格机制的系统性政策“组合拳”正在加速落地。

对于长期深陷亏损泥潭的煤电供热板块而言，盈利修复的窗口正在打开——但打开的幅度和速度，取决于企业能否精准把握政策机遇、有效应对转型挑战。

一、“十四五”深陷亏损：千亿赤字的行业之痛

“十四五”期间，煤电供热板块累计亏损超千亿元。在中国电力科技网、北京中盛国策新能源技术院召开的“2025智慧热电与灵活调峰大会”上，中国电力科技网专家委员会主任魏毓璞指出，热电正面临三重攻坚：一是煤电需从基础电源转向调峰电源的定位重构，二是多能互补系统中新能源消纳与供热稳定的平衡难题，三是数字化技术如何深度赋能传统机组智能化改造。

煤电仍是我国近中期能源保供的“顶梁柱、压舱石”，也是现阶段民生采暖和工业用热最经济可靠的热力供应主体。然而，许多煤电企业供热板块的财务报表上却是一片赤字。清华大学建筑学院教授付林指出，调峰对火电厂供热能力和成本带来双重风险，从成本上说，供热已成为煤电企业的负担。

行业性亏损的背后，是煤电在能源转型中面临的系统性困境：新能源装机爆发式增长倒逼煤电从主力电源向调节支撑角色转变，但“以热定电”的传统运行模式与电力现货市场的灵活调度要求之间存在根本性矛盾。

二、新政密集落地：政策“组合拳”全面发力

进入2026年6月，多项关键政策密集出台，为煤电供热行业指明了转型方向，也提供了实质性政策红利。

(一)《新型能源体系建设“十五五”规划》：顶层定调

2026年6月13日，国家发改委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》(发改能源〔2026〕884号)。

规划明确，到2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%。在主要指标中，单位发电量碳排放下降10%以上、重点行业节能量1.5亿吨标准煤以上被纳入约束性或预期性指标。

规划还提出了“十五五”能源发展的多项量化目标：电力总装机从2025年的38.9亿千瓦增至2030年的54亿千瓦，非化石能源发电量比重从42.3%提升至50%，电能占终端能源消费比重从30%提升至35%。

(二)节能降碳改造攻坚三年行动：明确技术路径

2026年6月15日，国家发改委、工信部、生态环境部、国务院国资委、国家能源局等五部门联合印发《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》(发改环资〔2026〕698号)。

通知明确，2026年起以钢铁、电解铝、水泥、平板玻璃、炼油、乙烯、合成氨、甲醇、煤电等9个行业为重点，利用3年时间全面实施节能降碳改造。到2028年底，煤电行业能效标杆水平产能比例力争提高15个百分点，能效基准水平以下产能基本清零，累计形成节能量1亿吨标准煤以上、减排二氧化碳2亿吨以上。

在煤电行业的具体要求中，多项内容直接指向热电协同与热电解耦：

推动冬季集中供暖地区热电联产机组因地制宜实施热电解耦改造，改造后机组调峰深度力争达到40%以下。

推动具备条件的30万千瓦以上现役煤电机组通过耦合新能源、掺烧生物质、加装储能储热设施等方式实施低碳化改造，改造后度电碳排放降低10%—20%，力争降低20%以上。

落实新一代煤电升级专项行动要求，推动煤电快调、深调、宽负荷等高效调节能力改造应改尽改，鼓励煤电与新能源融合发展。

在资金支持方面，通知明确对符合条件的节能降碳改造项目按核定总投资20%的比例给予资金补助，优先支持改造后能效达到标杆水平的项目。

(三)容量电价机制完善：盈利修复的核心支撑

2026年，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格〔2026〕114号)。

根据该通知，2026年起煤电通过容量电价回收固定成本比例不低于50%(即165元/千瓦·年)，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。

各省份已陆续落实。河北省发改委明确，自2026年起煤电容量电价年度标准调整为165元/千瓦·年(含税)-。北京市发改委通知明确，自2026年1月1日起将煤电容量电价从每年每千瓦100元调整为165元-。广东省发改委通知明确，煤电机组容量电价调整为每年每千瓦165元，自2026年1月1日起执行-。上海市发改委通知明确，自2026年1月1日起煤电容量电价调整为165元/千瓦·年-。部分省份进一步提高标准——天津、四川升至231元/千瓦·年，吉林、甘肃、云南升至330元/千瓦·年，辽宁提升至370元/千瓦·年。

容量电价机制的完善，意味着煤电企业过去长期无法回收的固定成本开始获得制度性补偿。容量电价基本能够覆盖煤电固定成本，折旧到期后有望贡献稳定盈利，煤电收益稳定性明显增强。

三、盈利修复的逻辑：多重驱动正在形成

政策红利的叠加释放，正在从多个维度推动煤电供热板块的盈利修复。

驱动一：容量电价提供稳定收益底座

容量电价机制的完善，为煤电企业提供了稳定的固定成本补偿渠道，煤电收益的稳定性正在逐步增强。

驱动二：电价拐点预期增强

2026年以来，煤价持续上涨。3月以来动力煤价格持续上行，虽然带来短期成本压力，但也有望支撑后续年度电价谈判。机构分析认为，2026年长协电价下行压力已较充分反映，容量电价回收比例提升、辅助服务需求增长及迎峰度夏期间现货价格弹性，有望对火电收益形成补充。

有机构判断，火电板块的业绩拐点已经到来——2026年一季度火电在年度长协电价大跌的情况下仍然实现业绩增长，超出市场预期。火电发电的灵活性价值和做市能力正在得到体现，二季度火电业绩底部基本确立。

驱动三：算电协同开辟新增长空间

2026年，“算电协同”首次写入政府工作报告-;《新型能源体系建设“十五五”规划》首次将“算力”作为独立关键词纳入能源规划，明确“推动算电协同一体化发展”。算力中心用电高增，算力集群所在地的煤电由基础负荷转向电网调节刚需。这一趋势为煤电企业提供了新的收益增长点——调峰价值在算电协同场景下得到重估，煤电联营企业依托低成本煤源筑牢盈利底座。

四、挑战与展望：窗口虽开，路并不平坦

盈利修复的窗口正在打开，但煤电供热行业面临的挑战同样不容忽视。

技术改造投资压力大。  热电解耦改造、储能储热设施加装、低碳化改造等均涉及较大规模投资。虽然中央财政对符合条件的项目按20%的比例给予补助，但企业仍需承担80%的投资。

煤价上涨侵蚀利润空间。  煤价上涨在支撑电价的同时，也直接推高了燃料成本。2026年动力煤价格同比涨幅显著，对现货煤采购比例较高的企业构成较大压力。

热电协同的技术复杂性。  正如付林所分析的，无论电价处于高位还是低位，热电厂供热能力都会降低——电价高时倾向于少供热多发电，电价低时倾向于少供热少发电，结果都是供热量减少。在碳中和目标下，火电厂全面发电小时数将降至2000小时以下，冬季约1000小时，未来供热能力或降至当前的三分之一。

结构性分化将持续。  具备煤电一体化、长协煤保障和区域电价韧性的企业盈利稳定性更强，而现货煤采购比例高、机组老旧、缺乏改造能力的企业可能面临更大压力。

结语

2026年6月密集落地的热电协同新政，为煤电供热行业提供了近年来最具实质性的政策支撑。从“十五五”规划的顶层定调，到节能降碳改造的明确路径，再到容量电价机制的制度性完善——多重政策叠加之下，煤电供热的盈利修复窗口正在打开。

但这个窗口不是自动打开的，更不是对所有企业一视同仁的。能否抓住容量电价提升的收益增量，能否在三年改造攻坚期内完成技术升级，能否在算电协同的新场景中找到增长空间——这些问题的答案，将决定不同企业在“十五五”期间的不同命运。

正如魏毓璞所言，煤电供热困局表面是经济问题，实质是能源转型中的系统性挑战。那些能够在新政框架下率先完成技术升级、精准对接政策红利的企业，才有可能在这场深刻变革中率先走出盈利修复的曲线。

免责声明：本文所引用的政策文件及数据，均来源于国家发改委、国家能源局等官方公开渠道及行业权威媒体报道，仅供信息参考之用，不构成任何投资建议或决策依据。文中涉及的行业趋势判断与分析，系基于公开信息的客观梳理，不代表对任何政策走向的确定性预测。如文中内容存在不当之处，欢迎指正。

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