计划电 → 标杆电价 → 市场化交易 → 容量电价 + 辅助服务 → 未来
边界：本页只做火电商业模式的历史阶段结构梳理与事实对照（更早 → 今 → 未来）， 不预测、不给投资建议、不做估值。事实以库内政策原文与行业数据为准； 库内没有一手来源的年份/文号一律标 待核。
分界依据：2001 年前厂网合一 → 2002 年厂网分开 → 2015 年电改 9 号文 → 2024 年容量电价落地。
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| 维度 | ① 计划电 · 厂网合一≤ 2001 | ② 标杆电价 + 计划电量2002 – 2015 | ③ 市场化交易过渡2015 – 2023 | ④ 容量电价 + 辅助服务2024 – 今 |
|---|---|---|---|---|
| 收入结构 电量电价 / 容量电费 / 辅助服务 |
单一电价。收入≈核定上网电价 × 计划电量； 无容量电费、无独立辅助服务收入（调峰调频隐含在调度指令中，不计价）。 | 电量电价为主：标杆电价 × 计划电量。 容量类固定成本仍隐含在电量电价里；辅助服务无独立价格，未单独结算。 | 电量电价逐步市场化（中长期 + 现货）；辅助服务市场起步但收入占比小； 容量电价尚未建立，固定成本仍靠电量电价回收。 | 两部制：电量电价（市场化）+ 容量电费（固定成本回收）+ 辅助服务（调峰/调频/备用）。2024–2025 容量回收约 30%（100 元），部分约 50%（165 元）。 |
| 装机与利用小时 | 装机与电量增长由政府计划安排，利用小时随供需计划波动。 具体年度序列 待核 | 装机快速增长，煤电为电量主力；计划调度下利用小时相对平稳。 具体年度序列 待核 | 全国装机 2019 年 20.1 亿千瓦 → 2023 年 29.2 亿千瓦； 火电利用小时 2019 4307 → 2023 4476（6000 千瓦及以上口径）。 新能源高增下，煤电由「电量主力」转向「调节 + 支撑」。 | 全国装机 2024 33.5 亿千瓦 → 2025 38.9 亿千瓦 → 2026H1 40.4 亿千瓦； 火电利用小时 2024 4382 → 2025 4147，煤电 2025 4346； 2026H1 火电 1895。 |
| 电价机制 | 政府统一定价，按成本加成 / 还本付息思路核定；厂网合一，电网统购统销。 | 政府定 标杆上网电价（分省）；2004 年建立煤电联动 联动周期与幅度 待核；按计划调度、计划电量。 | 2015 电改 9 号文 文号 待核 启动「中长期交易 + 现货试点」； 2021 年 1439 号全部燃煤电量入市，基准价 ±20% 浮动、现货不限幅； 煤电联动淡出。 | 1501 号两部制电价（固定成本标准 330 元/(千瓦·年)）； 196 号辅助服务价格机制（调峰/调频/备用，日清月结）； 2026 年 114 号要求回收比例提升至 不低于 50%，并研究可靠容量补偿机制。 |
| 燃煤成本与点火价差 | 煤价与电价不直接联动；成本变动由统一定价或财政承担。 点火价差不构成市场化损益。 | 煤价上行可通过煤电联动部分疏导；点火价差＝标杆电价 − 燃料成本， 联动不到位的年份价差被压缩（「煤电顶牛」）。 | 煤价成为核心变量；2021 年前后煤价高企而电价上浮受限，点火价差一度倒挂， 市场化浮动扩至 ±20% 以疏导；现货价格随供需波动。 | 煤价仍是主导变量：2025-06 下旬触底 618.9 元/吨 → 2026-09 中旬 982.7 元/吨（山西优混 5500 现货）。 点火价差仍决定电量侧盈亏，容量电费部分对冲。 |
| 利润驱动与风险 | 利润 = 核定价 − 实际成本（计划兜底）。风险主要来自成本超支与计划偏差， 属非市场风险。 | 利润 ≈ 标杆电价 × 电量 − 燃料 − 固定成本。 风险＝煤价波动 + 联动滞后，盈利随煤价周期起伏。 | 煤价 − 电价剪刀差主导盈利，周期性强。 风险＝煤价波动 + 交易电价下行 + 利用小时被新能源挤压。 | 利润 = 电量侧点火价差 + 容量电费 + 辅助服务收入。 风险＝利用小时下降 + 容量回收比例执行进度 + 煤价波动 + 碳成本 碳成本方向 已核验·具体口径 待核。 |
以下为小卡给出的「未来商业模式」原文，结构化为收入 / 成本 / 机会成本三侧呈现，文字原样保留。