1. 无烟煤概念
不管是烟煤、无烟煤，都是越轻、越亮就越好，当然无烟煤和烟煤“发亮”的概念是不一样的。
“轻”就意味着灰份低。
好的烟煤和无烟煤都是比较易碎的，太硬的煤灰份高。
好的烟煤也是有亮光的，那种乌黑不亮的烟煤挥发分过高，容易自燃。
如果煤中混入的煤矸石过多，不是煤质差，就是搞鬼。
2. 无烟煤概念股2021
能源工业
能源工业又称燃料动力工业，指开发利用自然界中各种能量资源及其转变为二次能源的工业生产部门。能源工业是国民经济发展的先行工业部门之一。能源工业的发展，对于国民经济的发展具有十分重要的作用。我国能源资源十分丰富,是世界能源大国之一，能源的开发和利用在经济发展中具有重大的战略意义。常规能源一般包括煤炭工业、石油工业和电力工业。
基本信息
中文名
能源工业
目的
在于增强竞争、提高效率
部门
煤炭、石油和电力
分类
能源工业是采掘、采集和开发自然界能源或将自然资源加工转换为燃料、动力的工业。是基础工业的重要组成部分，一般分成两大类：
一类是能源开采工业，其产品为“一次能源”。如煤炭工业、石油工业、天然气工业、制氧工业等；
另一类是能源加工转换工业，其产品为“二次能源”。如炼焦工业、石油冶炼工业、电力工业和蒸汽动力工业等。随着科技进步和社会生产的发展，许多新能源或过去难以大规模利用的低热值能源被逐步开发利用，成为能源工业新的组成部分，例如太阳能发电、地热能发电、垃圾发电、沼气生产和核电站等。
特点
1．现有的股权及投资主体多元化,主要是在国有经济框架内实现的
尽管能源工业独立核算的竞争性企业在增加，非国有企业数量的比重也在增大，但其在能源工业资本及产出中的比重却很低。如2003年与2000年比，规模以上非国有控股能源企业数增加了57．47%，占全部能源企业的比重提高了12．92个百分点，达44．7%，但其在能源工业实收资本中的比重仅为11．94%，在工业总产值中的比重为15．26%，在工业增加值中的比重为13．58%。
2．现有的股权多元化，更多体现为国有股持股者的分散化
尽管2003年规模以上能源工业国家资本比重已降到51．61%，但减少的国家股实际上更多地转化为国有法人股，因此国有股仍保持很高的比例。截止到2004年6月底，能源上市公司境内社会法人资本比重不到7%，非上市公司更低。
3．现有的多元化大股东，主要为行业内企业
即使是开放程度高的上市公司，其控股股东绝大多数也是行业内的大型企业集团，行业外企业介入程度低。这与国外显著不同。如美国煤炭企业由行业内企业控股的，仅占百分之十几。
4．多元化与控制权集中并存
在我国能源工业股权及投资主体多元化的同时，控制权高度集中。一方面，行业内企业股份的控制权大多集中在少数大集团手中；另一方面，企业内部股权高度集中在少数股东手中，其中又主要在作为最大股东的少数大集团手中。
5．能源企业的股权重组和持股者的变更及多元化，多为政府推动
特别是国有股持股者在国有企业之间的变更，多是通过无偿划拨的方式实现的。这虽似乎与市场化原则相悖，但是却是现阶段的现实选择，即使是资本主义国家，也难免会有政府的干预。
6．多元化实现途径单一，上市公司股权融资倾向强烈
股权融资形式单一。对上市公司而言，主要是利用证券交易所这个平台，通过上市发行、增发新股和配股等方式进行股权融资。股票市场的发展开辟了企业直接融资的便捷通道，但无须付息的较低的融资成本，却使我国上市公司形成与发达国家上市公司不同的融资偏好，即过分偏好股权融资，忽视股东利益，不努力通过发挥负债的杠杆作用，尽可能实现股东收益的最大化，从而形成资产负债率偏低、股权比重偏大的资本结构特征。
形成
并不是所有产业，都适宜于推行高度的市场化。能源工业多属公用事业行业(欧共体认为，公用事业属于非竞争领域，可以保留国有资本的主导作用)，有其自身的特性，它不仅要注重自身的经济效益，也要兼顾社会效益，其市场化的推进程度必须服从这两个要求。从国外的实践看，私有化是打破垄断、引入竞争的主要方式；但国外的实践也证明，私有化并不是打破垄断、引入竞争的惟一形式，只要在同一行业内形成由多家具有不同利益的市场经营主体的企业，就能形成有效竞争。
1．必须继续坚持国有经济的主导地位
电力行业是一个技术含量比较高的跨地区的网络系统。虽然网络是统一的，但是各环节有不同的特点，需要采取不同的改革措施。电力不能储存，在输电和配电环节存在较强的自然垄断特征，必须实行垄断经营，宜全部为国有经济。发电和售电为竞争性环节，以国有经济为主。
石油资源是关乎我国经济命脉的战略性产业，在国际石油资源争夺日趋激烈、国内石油资源储藏有限(2002年石油可采储量仅占世界的1．75%，天然气可采储量仅占世界的O．97%)的形势下，我国必须坚持国有经济的主导地位，以实现对石油战略资源的有效控制，避免过分强调短期经济利益，杜绝石油资源的外流，维持长期发展所需的战略储备。
煤炭工业是竞争性行业，且储量较丰(2002年我国可采储量占世界的11．63%，仅次于美国、俄罗斯)，可大力推进非国有化，使其成为能源行业中国有资本及国有企业资本比重最低的行业。
2．分拆与合并并举
电力行业的固定资本投入巨大，只有在达到一定的生产规模之后才能分摊这些成本，并随着生产规模的进一步扩大，获得递增的规模报酬，在目前情况下可重组，但不宜过分分拆。电网更具有明显的规模经济特征，不可分拆，但要斩断厂网之间的股权联系。
石油工业是我国垄断程度高的能源行业，开采业处于中石油、中石化、中海油三家集团的垄断之中，加工业处于中石油、中石化两家集团的掌控之中。为此，有必要进一步分拆重组，形成4～5家规模相当的石油集团，以增强竞争。但是，集团下的单个生产企业，如炼油企业，却存在规模不经济的状况，2002年平均规模仅为世界平均水平的42%，甚至仅为印度的37．96%。为此，必须通过重组合并，实现规模效益。
我国的煤炭工业集中度不高，2002年前五位企业生产集中度为14．26%，远低于其他产煤国。高度分散的煤炭企业尤其是乡镇煤矿进入市场后，形成过度竞争的局面，使煤炭工业的利益受到其他行业的严重侵占。可以通过合并重组，将煤炭工业多元化的市场竞争主体做大。
3．加大非国有资本和行业外资本的引入力度
在能源工业中要坚持国有经济主导地位，是指作为市场竞争主体的能源企业以国有为主，从所有制形态上实行有限的多元化，但并不排斥非国有资本。相反，在能源国有企业内部，从股权性质上看要实行广泛的多元化，逐步改变目前国有资本占绝对主导地位的局面，加大国有存量资本转让给社会法人及自然人的力度，增量资本投入中更要吸引较多的民营资本，国有资本在多数能源行业只要保持控制地位即可，以提高国有资本的控制力。同时，要改变目前能源工业主要由行业内企业投资的格局，广泛吸引行业外资本的投入，尤其是与能源工业关联度大的行业企业，有很大的投资的动力。
4．进一步完善资本市场
大力推进产权交易中心等市场的建设，为能源企业资产重组提供更多的平台，实现股权融资形式的多元化；培育债券市场，大力发行能源债券。
5．民营化要有步骤地推行。要避免国有资产的流失
总的来看，目前民营企业资本实力还不强。从我国其他行业所进行的多元化改造看，很多是逐步将国家股转为国有法人股、国有法人股转为社会法人股，并逐步转移到个人手中，在此过程中，低估国有资产的现象十分严重。为此，要通过立法监督，规范股份转让，尽量避免此类情况的发生。
6．政府必须加强监管和控制
就电力工业而言，从国外的经验看，私有化之后，政府对电力市场要进行监管并迅速解决电力市场出现的问题，甚至对电力市场进行彻底的改造，因此电力行业的重组和改革并不意味着政府退出电力市场。同样是私有化，美国仅对零售价进行控制，而澳大利亚对批发、零售环节均进行价格控制，导致两种不同的结果，美国爆发加州危机，而澳大利亚稳定。因此，不能说打破行政垄断，就不要政府干预，恰恰相反，在股权及投资主体多元化的实施过程中，更需要政府的监管和控制。
3. 无烟煤为什么叫无烟煤
无烟煤的含碳量较高，挥发分较低，需要较高的温度才能燃烧。
颜色，无烟煤呈褐色—黑色。光泽 ，无烟煤一般呈沥青、玻璃和金刚光泽。粉色 无烟煤研成粉末的颜色呈浅棕色—黑色。比重和容重 无烟煤的比重和容重变化范围较大，可由1.35～1.8。硬度 无烟煤的硬度最大，接近4。脆度 无烟煤的脆度最小。导电性 无烟煤具良好的导电性。
4. 无烟煤的性质
一、无烟煤的性质：无烟煤，俗称白煤或红煤。是煤化程度最大的煤。无烟煤固定碳含量高，挥发分产率低，密度大，硬度大，燃点高，燃烧时不冒烟。黑色坚硬，有金属光泽。
以脂摩擦不致染污，断口成贝壳状，燃烧时火焰短而少烟。不结焦。一般含碳量在90%以上，挥发物在10%以下。无胶质层厚度。热值约6000-6500千卡/公斤。有时把挥发物含量特大的称做半无烟煤；特小的称做高无烟煤。
二、无烟煤的用途：无烟煤块煤主要应用是化肥（氮肥、合成氨）、陶瓷、制造锻造等行业；无烟粉煤主要应用在冶金行业用于高炉喷吹（高炉喷吹煤主要包括无烟煤、贫煤、瘦煤和气煤）。
还可用于生活给水及工业给水的过滤净化处理。使用时根据滤池的形式确定使用参数，一般双层滤科的铺装厚度为300~400mm；正常滤速10~14m/h，强制滤速14~ 8m/h；三层滤料铺装厚度450mm，正常滤速18~20m/h，强制滤速20～25m/h。滤池反洗采用水冲洗、水汽冲洗或辅以表面冲洗。
5. 无烟煤的定义
（一）水分（Moisture）
水分符号：M，单位：%，是一项重要的煤质指标，煤的水分对其加工利用、贸易、运输和储存都有很大的影响。一般说来，水分高要影响煤的质量。在煤的利用中首先遇到的是煤的破碎问题，水分高的煤就难以破碎；在锅炉燃烧中，水分高就影响燃烧稳定性和热传导；在炼焦时，水分高会降低焦产率；而且由于水分大量蒸发带走热量而延长焦化周期；在煤炭贸易中，水分也是一个定质和定量的主要指标，故在签订销煤合同时，用户一般都会提出煤中水分的限值。
煤的水分简单地说分为：全水分、内在水分、外在水分、结晶水和分解水，在实际测定中只能测煤的全水分、内在水分、外在水分和最高内在水分，而不测定结晶水和分解水。
日常所说的煤的水分是指，在环境温度和湿度下，煤与大气达到接近平衡时所失的那部分水（外在水）和留下来的内在水分，它们的测值随测定环境的温度和湿度改变而发生变化，这也是为什么矿发煤与用户的水分往往有较大差异的原因。
煤炭运销中常用的水分指标有：全水（符号：Mt)，全水分包括外在水分和内在水分；一般分析煤样水分（也称空干基水分，符号：Mad ），它是指分析用煤样（<0.2mm）在实验室大气中达到平衡后所保留的水分，也可以认为是内在水分。有时用户也会要求使用收到基水分（符号：Mar），一般可认为Mar=Mt。
（二）灰分（Ash ）
煤中灰分符号：A，单位：%，是另一项在煤质特性和利用中起重要作用的指标，它与含碳量、发热量、结渣性、可磨性等有不同程度的依赖关系。在煤燃烧和气化中，根据煤的灰分以及灰熔融性、灰粘度、导电性、化学组成等特性来预测燃烧和气化中可能出现的腐蚀、沾污、结渣等问题并据此进行炉型选择；在炼焦中，要用煤的灰分大小来预测焦炭中灰分的高低。煤的灰分高，有效碳的含量就低，发热量一般也低，在商业上要根据煤的灰分来定级论价（现炼焦煤以灰分论价，动力煤已改为以热值为主论价）。
煤的灰分在煤炭分析中的定义为：煤完全燃烧后留下的残渣，它不是煤中固有的矿物质，而是在高温下经各种化学反应而生成的固体残留物。在煤炭运销中常用的灰分指标有：空干基（又称分析基）灰分（符号：Aad）、干基灰分（符号：Ad）和收到基灰分（符号：Aar）。
（三）挥发分（全称为：挥发分产率，Volatile matter ）
煤的挥发分符号：V，单位：%，是煤中的有机物质和一部分矿物加热分解的产物；它不是煤中固有物质；而是在特定温度下的煤热分解产物，所以确切地说挥发分叫挥发分产率。煤的挥发分与煤的变质程度有很大的关系，随煤化程度的增加，挥发分降低；如褐煤的挥发分一般为38%-65%，烟煤的挥发分一般为10%-55%，无烟煤挥发分≤10%。挥发分是决定煤炭利用的重要指标，在燃煤中，根据挥发分来选择适于特定煤源的燃烧设备或适于特定设备的煤源（在锅炉设计时已将挥发分值设定在某一范围，所以用户在购煤时要强调挥发分指标）；在炼焦中，要根据挥发分来确定配煤比例，因挥发分适中的烟煤，粘结性好，适于炼焦；在气化和液化工艺的条件选择上，挥发分也有重要的作用；在环境保护中，挥发分还作为一项制定烟雾法令的依据。
煤的挥发分与其它煤质指标如发热量、碳和氢含量都有较好的相关关系。
在煤炭运销中常用的挥发分指标有：空干基挥发分（符号：Vad ）、干基挥发分（符号：Vd）、收到基挥发分（符号： Var）和干燥无灰基挥发分（符号：Vdaf ）。
（四）固定碳（Fixed carbon ）
固定碳符号：FC，单位：%，也是有些用户经常要求的一个煤质指标，该指标不同于煤的元素分析中的碳（由实际测定得出），它是根据煤的水分、灰分和挥发分计算出来的， FC＝100－（M＋A＋V)。常用的固定碳指标有：干基固定碳（符号：FCd）和收到基固定碳（FCar）等。
（五）全硫（total sulfur ）
一般说煤中硫含量就是指全硫含量符号：St，单位：%，而直接测出的是空干基全硫（符号：St,ad ）。在煤炭运销中常用的硫指标有：空干基全硫、干基全硫（ St,d ）和收到基全硫（ St,ar）。
硫是煤中有害元素之一。煤中硫包括有机硫和以黄铁矿为主的无机硫，一般来说煤中的无机硫通过洗选可以大部分脱除；而有机硫则很难除去。煤中硫在煤燃烧中大部转化为SO2排入大气，对环境造成严重的污染，甚至造成酸雨，据统计1998年全国二氧化硫排放量为2090万吨，其中因燃煤而排放大气的SO2约占80%-90%。在全社会日益重视生存环境的大气候下，国家已对生产和使用高硫煤做出了限制，如北京市区燃煤含硫要
在0.5%以下，上海等沿海大城市燃煤含硫均要求小于0.6%或0.8%，因此各用户在购买煤时都对煤中硫含量提出较严格的限定指标，神华煤之所以销售情况良好，含硫较低（一般小于0.5%）也是主要的原因之一。但煤中硫在某些利用途径中也能起到好的作用，如煤液化当中，硫又可以起到催化剂的作用；如高硫煤经洗选后回收的硫可用来生产硫和硫酸等。
（六）发热量（calorific value）
煤的发热量符号：Q，单位：J/g（焦耳/克）、MJ/kg（兆焦耳/千克），习惯上也使用cal/g（卡/克）、kcal/kg（千卡/千克）；换算关系： 1卡=4.1816 焦耳，是表征煤质的一个重要指标。一则它是燃烧设备热工计算的基础；燃煤工艺过程中的热平衡、耗煤量及热效率等的计算都是以所用煤的热值为依据的，在设计时也是根据煤的平均收到基来考虑锅炉的种类、型号及燃烧方式；二则是是表征煤的各种特征的综合指标。（Qgr,daf）与煤的变质程度有很大关系，一般是随变质程度的加深而增高，如褐煤的发热量较低，烟煤中到焦煤和肥煤热值最高，焦煤以后随煤的变质程度加深而略有降低，这就是为什么的热值比烟煤热值低的原因。
由于煤的发热量指标的重要性，用户购煤时首先考虑的是热值的高低，能否符合燃煤设备对热值的要求，在动力煤的计价中也是以发热量作为结算依据。
煤炭运销中常用的发热量指标有：空干基弹筒发热量（符号：Qd,ad），空干基（符号：Qgr,ad），干基（符号：Qgr,d ）和收到基（原称应用基）（符号：Qnet,ar），有时也用到（符号：Qgr,daf）。在目前的煤炭购销合同中，国内北方用户一般用收到基(Qnet,ar)，而南方用户（如广东）和国外客户一般用空干基高位发热量(Qgr,ad)，对于神华煤来说，两种热值表示方法相差较大（600kcal/kg-1000kcal/kg），签订合同时一定要明确热值的表示基准，而更不能只写发热量多少，以免造成商务纠纷。
（七）可磨性（grindability)
煤炭运销中常说的可磨性是指“哈氏可磨性指数”，符号：HGI。
煤的可磨性表示煤被磨碎的难易程度，煤的可磨性指数越大，则这种煤越易磨碎，反之则难。作为动力用煤，如电力、水泥厂等在设计与改进制粉系统并估计磨煤机的产量和耗电量时，可磨性指数是一个很重要的指标。在以非炼焦煤为主的型煤工业中，为了知道所用煤料的粉碎性，以便确定粉碎系统的级数及粉碎机的类型，也要预先测定煤的可磨性。由于煤的复杂性，不同的煤往往具有不同的可磨性，即使同一矿区、同一煤层的煤，由于所含矿物质的性质、数量不同和煤的结构、挥发分以及水分的差异，也得不到相同的可磨性测值。鉴此，目前用户在购煤时也要求煤的可磨性指标。
（八）煤灰熔融性（习惯称灰熔点，ash fusibility）
煤灰熔融性，单位℃。它包括四个特征温度：①变形温度，符号DT，原称T1； ②软化温度，符号：ST，原称T2； ③半球温度，符号HT； ④流动温度，符号：FT，原称T3。在灰熔融性的四个指标中，最常用的是软化温度，即ST(T2)。
灰熔融性是动力用煤和气化用煤的重要指标，主要用于固态排渣锅炉和的设计，并能指导实际生产操作；它也可以作为液态排渣炉设计中的参考依据。一般固态排渣炉，要求煤灰熔点愈高愈好，以免造成炉内结渣而难以排出。熔点低的煤，由于熔渣会包裹住煤而造成燃烧不完全，从而增加灰渣含碳量，严重时会堵塞炉栅，造成排渣困难，甚至造成停炉事故。熔渣还会腐蚀、共熔炉衬耐火材料，特别是当灰渣为酸性渣而炉衬耐火砖为碱性砖或灰渣为碱性（神华煤灰渣呈碱性）而炉衬耐火砖为酸性砖时，共熔情况将更为严重。对于链条炉需要灰熔点较低一些，这样可以保留适当的熔渣以起到保护炉栅的作用。而液态排渣炉则要求灰熔点愈低越好。神华煤由于煤中CaO和Fe2O3含量高，使得灰熔点较低，这是国外及国内不少用户挑剔神华煤的原因之一，目前集团和公司已采取一些措施，如通过配煤及加添加剂等方式来提高灰熔点，但在销售中如用户要求灰熔点较高（大于1350℃）就需慎重考虑，即使能想法达到，其经济效益也会有所损失。
（九）煤的着火点（也称燃点）
将煤加热到开始燃烧的温度叫做煤的着火点，单位：℃，无代表符号。它是煤的特性之一。煤的着火点与煤的变质程度有很明显的关系，变质程度低的煤着火点低（即容易着火），变质程度高的煤着火点高。在煤质分析中对同一煤档测定的结果，分为原煤样、还原样和氧化样报出，一般可利用原煤着火点和氧化样着火点的差值来推测煤的自燃倾向，着火点低的煤其原煤样和氧化样着火点差值大（△T=原煤样着火点一氧化样着火点），如△T>40℃的煤易自燃，△T<20℃ 的煤除褐煤和长焰煤外都是不易自燃的煤。
神华煤由于本身的性质所决定，属着火点较低（ <300℃，为易自燃的煤，神华煤的这一缺陷为集团和公司煤炭生产、运输、贮存及销售都带来了不少困难，用户对此反映也较多，但目前对于解决煤自燃问题尚没有较好的办法。现集团要求控制上站煤及外运煤的温度，贮存煤及时清仓等还是较有效的措施，神华煤虽易自燃，但在良好的堆存条件下（一般堆高<0.5m，通风较好），2-3个月的时间一般不会自燃着火。
（十）煤的密度
煤的密度分为：真相对密度（原称真比重），符号：TRD；视相对密度（原称容重），符号： ARD，无单位；堆密度，单位：t/m3（吨/米3）。
煤的真相对密度是计算煤层平均质量与研究煤炭性质的一项指标。煤的视相对密度在计算煤的储量及运输、粉碎、燃烧和设计贮煤仓等时需用此指标。煤的堆密度在设计煤仓、估算炼焦炉装煤量等情况下使用。
6. 无烟煤作用
煤炭的用途主要有：
1、发电用煤：中国约1/3以上的煤用来发电，平均发电耗煤为标准煤370g/（kw·h）左右。电厂利用煤的热值，把热能转变为电能。
2、蒸汽机车用煤：占动力用煤3%左右，蒸汽机车锅炉平均耗煤指标为100kg/（万吨·km）左右。
3、建材用煤：约占动力用煤的13%以上，以水泥用煤量最大，其次为玻璃、砖、瓦等。
4、一般工业锅炉用煤：除热电厂及大型供热锅炉外，一般企业及取暖用的工业锅炉型号繁多，数量大且分散，用煤量约占动力煤的26%。
5、生活用煤：生活用煤的数量也较大，约占燃料用煤的23%。
6、冶金用动力煤：冶金用动力煤主要为烧结和高炉喷吹用无烟煤，其用量不到动力用煤量的1%。
7、炼焦煤的主要用途是炼焦炭：焦炭由焦煤或混合煤高温冶炼而成。焦炭多用于炼钢，是钢铁等行业的主要生产原料，被喻为钢铁工业的基本食粮。
7. 无烟煤概念股2022
北京石景山发电厂坐落于石景山北麓，西濒永定河和丰沙铁路，东南邻首钢，是北京的“动力之乡”，现称北京京能热电股份有限公司。
北京使用电能比较晚，而且早期只有清朝宫廷和外国驻华使馆有权力有条件使用，主要由清朝官员和外国商人办电。清光绪二十八年（1902），清朝御史刑部员外郎史履晋、御史蒋式惺及候补同知冯恕等人，集股筹办公用电力事业，共筹得官商股本白银8万两，由史履晋写了呈文。1904年，商部正式复文批准，1905年正式成立京师华商电灯有限公司。该公司在前门西城根建设发电厂，1906年11月25日正式对外供电营业。这座初期容量仅为300千瓦的发电厂是北京公用电力事业发展的起点,也是石景山发电厂的前身。后经过两次扩建，到1912年装机容量达到3035千瓦。
随着用电负荷的增加，前门发电厂受水源和储煤场地的限制，在市中心扩建已无可能。几经周折，京师华商电灯有限公司最后选择在石景山西北临永定河处兴建新厂，始称石景山发电分厂，就近燃用冯恕任股东的门头沟煤矿的京西硬煤（无烟煤）。石景山发电分厂于1919年8月动工兴建，新装一台2000千瓦汽轮发电机和三台锅炉，1921年10月正式发电，1922年2月向京城送电。前门西城根旧厂，随着机组的陆续拆除迁往石景山新厂，便完成了它的历史使命。尔后，石景山发电分厂又陆续扩建，到1936年共装有机组5台，低压炉12座，发电容量为32330千瓦。1938年,随着13号、14号中压中温链条炉的建成，结束了全厂只有低压低温设备的历史。这一生产力水平一直维持到1940年。
1940年2月，华商电灯股份有限公司因被强行收购股本而宣告解散。组建伪华北电业股份有限公司，石景山发电分厂由公司直辖，易名北京发电所。日本军国主义为了支撑侵略战争，掠夺我国电力资源，增加对京津唐地区电力工业投资。1942年，华北最大机组2.5万千瓦汽轮发电机组6号机和与之配套的两台中压中温煤粉炉开始安装，但直到日本无条件投降，工程仍未建成投产。1946年南京国民政府资源委员会接管电业，成立冀北电力公司，北京发电所改为北平发电所，由公司直辖。一度中断的6号机和16号、17号炉工程于1947年全部竣工并网，开始与津唐电网77千伏输电线路连接。从华商电灯股份有限公司石景山发电分厂，到冀北电力公司北平发电所，历时29年，全厂在装机组4台，发电容量5.5万千瓦；输电线路有33千伏和77千伏两个电压等级，成为当时华北地区最大的发电厂。但由于设备陈旧技术落后，长期疏于维修保养，管理混乱，事故频繁，市民讥喻为“黑暗公司”。
1948年12月，石景山发电厂获得解放，工人阶级成了工厂的主人，全厂建立了新的生产关系和生产秩序，改造了设备，事故减少，成本下降，生产得到迅速恢复和发展。1956年开始，石景山发电厂进行两期扩建，安装两台德国制造的容量为1.2万千瓦机组和一台瑞典制造的容量为3万千瓦机组，使全厂装机容量达到11.5万千瓦。
1958年，石景山发电厂以老厂包新厂、“小鸡下大蛋“的方式，组成以工程技术人员、工人、领导干部三结合的设计审查小组，自行设计、施工兴建高井发电厂。1959年12月，第一期工程开工。在十分艰苦的条件下，在不到一年的时间里，靠人抬肩扛，卸下3万多吨水泥，1万多吨钢材，7000多立方米木材，保证了工程质量和进度。1961年12月，1号机组正式投产发电。1966年7月，2号机组投产发电。高井发电厂历时15年，经过6期工程，至1974年10月全部竣工，共安装6台10万千瓦汽轮发电机组，装机总容量60万千瓦。在兴建高井发电厂的同时，于1973年继续建设京西发电厂。1975年20万千瓦燃油机组并网发电。
1980年7月，石景山发电厂与原官厅水力发电厂合并，组建成为石景山发电总厂。总厂下设石景山发电厂、高井发电厂、京西发电厂、113电站和官厅水电站、下马岭水电站、下苇甸水电站、模式口水电站。
1983年，国家计委批准石景山发电厂广宁村南的老厂改建为热电厂。1984年10月，主厂房开始爆破，1985年10月，开始安装3台20万千瓦供热汽轮发电机组，配备3台670吨/时燃煤锅炉。3台机组分别于1988年、1989年、1990年建成投产。上世纪90年代初期，北京地区严重缺电，集中供热需求增加，为确保3台机组稳定供热，满足最大供热需求，决定扩建一台20万千瓦供热机组，并被列为华北电力集团“9511工程”的重点项目。工程于1993年7月开工，1995年10月投产，至此，石景山热电厂总装机容量达80万千瓦。