一、占比下降趋势明确，但绝对量可能保持韧性

1. 发电占比大幅收缩
根据最新数据，2024年中国火电装机容量占比已降至44.14%，较2007年的77.73%大幅下降。预测到2030年，火电在总发电量中的占比将进一步缩减至45%-50%，较2023年的67.36%下降约20个百分点。这一趋势主要受“双碳”目标驱动，以及风光等可再生能源装机爆发式增长的影响。
2. 绝对发电量可能维持高位
尽管占比下降，但火电发电量短期内不会断崖式下跌。2024年火电贡献了全国67.36%的发电量，而风光发电量仅占21.36%。火力发电2024年是6.3万亿度电。预计到2030年，火电发电量可能仍维持在8-9万亿千瓦时，发电量还有增长。甚至因电力需求增长（如数据中心、电动车）而出现短期波动。
二、角色转型：从“主力军”到“调节器”

1. 灵活性改造成为生存关键
火电厂正加速向调峰电源转型。例如，上海外高桥三厂通过技术改造实现20%额定负荷稳定运行，未来火电机组需具备30%-100%负荷深度调峰能力。到2030年，火电将主要承担电网调峰、备用和极端天气保供职能。
2. 技术升级延长生命周期
- 清洁化路径：超超临界机组热效率突破50%，生物质掺烧（降低40%碳排放）和天然气掺氢燃烧技术逐步推广；
- 碳捕集：CCUS技术成本预计从60美元/吨降至30美元/吨，为煤电续命提供可能；
- 数字化：智能控制系统和数字孪生技术提升运营效率。
三、区域差异与政策博弈
1. 发展中国家的过渡需求
中国等新兴经济体仍需火电保障能源安全。文献4预测，到2030年火电装机容量将达1.55亿千瓦，新建项目需预留碳捕集接口。而发达国家如欧盟计划2030年退煤，形成鲜明对比。
2. 政策双重挤压
- 限制性政策：碳市场扩容、煤电项目融资限制；
- 扶持性政策：容量电价机制（年补贴330元/千瓦）、参与绿证交易（预计2030年市场规模500亿元）。这种“既打压又依赖”的政策框架，决定了火电退坡速度将慢于预期。
四、风险与不确定性

1. 新能源消纳瓶颈
若储能技术（如抽水蓄能、电化学储能）发展不及预期，火电退坡速度可能放缓。文献8指出，2024年风光装机占比42.03%，但发电量仅14.39%，凸显新能源“大装机、低出力”矛盾。
2. 极端气候扰动
类似2022年四川干旱导致水电骤减的事件，可能迫使火电短期反弹。此外，地缘冲突（如煤炭进口波动）也会影响火电存续周期。
结论：结构性下降，功能性存续
到2030年，火力发电将经历“量稳占比降，功能大转型”的过程：
- 占比：从当前近70%降至45%-50%；
- 角色：从基荷电源转为调峰主力；
- 技术：清洁高效机组替代老旧小机组。
火电不会消失，但会以更清洁、更灵活的姿态，在能源转型过渡期继续扮演“压舱石”