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广发公用 | 火电公用事业化系列一：火电新框架：十年淬变，焕发新生

广发证券研究

2025-09-16

导读：火电正从发电资产走向调节资源，从波动走向稳定，从周期走向价值，商业模型发生变化。

文｜郭鹏姜涛许子怡

火电正从发电资产转向调节资源，商业模型由周期性向稳定性转变。通过弱化电量电价价值、强化容量与辅助服务收益，火电盈利模式重构。叠加市值管理推进、净资产修复与分红提升，行业持续向好。新形态下火电盈利稳中有增，分红空间广阔，有望逐步走向股息率定价（PE=分红率/目标股息率），实现“公用事业化”转型。

摘要

传统火电研究框架聚焦电量电价、煤价、装机和利用小时四大周期性指标。随着能源结构转型，风光发电占比提升挤压火电发电空间，利用小时下行趋势显现，但容量电价与辅助服务补偿机制逐步完善，提升了火电盈利的稳定性。当前火电功能已从单纯发电转向电力系统调节资源，核心盈利来源正转向与绿电增长相关的容量和辅助服务收入，周期属性显著弱化。

在此背景下，火电企业积极推行市值管理，年初以来已有6家发布相关方案，重视股东回报。盈利能力改善推动财务修复：2023年、2024年火电板块扣除永续债后归母所有者权益连续两年同比增长8.2%，2025年上半年自由现金流达389亿元。分红持续兑现，2025年上半年板块分红总额同比提升91%。

综合来看，火电盈利趋于稳定、分红能力增强，“公用事业化”进程加速。未来火电估值或将转向股息率驱动，逐步形成以ROE维持在10%左右、分红比例提升为基础的价值重估逻辑。

正文

一、能源转型叠加电改推进，火电商业模型正在重塑

火电功能发生根本转变，从发电资产走向调节资源，盈利模式由波动周期转向稳定价值。 传统火电投资框架依赖电量电价、煤价、装机规模和利用小时数四个周期性指标，导致其被视为典型周期股。然而，在“双碳”目标与电力市场化改革双重驱动下，上述要素权重发生变化，火电商业模式迎来系统性重构。

具体表现为：
（1）利用小时数受风光挤出而下降，但可通过容量电价和辅助服务获得补偿；
（2）新增装机不再追求满负荷运行，而是服务于顶峰保供与系统调节；
（3）煤价波动虽存，但储备机制与市场化交易推进有助于弱化影响；
（4）现货市场发展使火电在高价时段发电比例上升，度电收入优于年度长协电价，后者指导意义减弱。

容量电价与辅助服务成为盈利新支柱，显著提升稳定性。 自2024年起实施的容量电价机制按装机容量补偿（100–165元/kW·年），直接对冲利用小时下滑带来的折旧分摊压力，并将于2026年进一步上调。同时，伴随风光渗透率提升，灵活性调节需求增长，火电通过参与调峰、调频等辅助服务获取额外收益，且该部分收入长期有望融入现货电价体系。

测算显示，容量与辅助服务收入与发电量脱钩，主要取决于电网调节需求和绿电发展速度，具备弱周期特征。二者正逐步取代电量电价，成为火电核心盈利来源。

（一）火电的传统四要素模型在早期具备解释能力

利润与煤价显著负相关。 燃料成本占火电经营成本的60%-80%。过去因电价调整滞后，板块利润与煤价高度反向联动。2021–2022年煤价高企期间，火电行业普遍亏损，归母净利润降幅大于毛利降幅，主因减值损失放大波动。

电价对利润影响有限，变动幅度远小于煤价。 2019年燃煤电价改为“基准价+上下浮动”，2021年浮动区间扩至±20%。尽管长协电价仍与煤价挂钩，但自2023年11月容量电价机制落地后，火电综合电价中固定补偿部分增加，削弱了与煤价的直接关联。

利润与装机正相关，与利用小时数弱负相关。 发电量=装机×利用小时数，新增装机推动毛利增长。但由于上网优先级靠后，利用小时数受水电及新能源冲击明显，且受其他三要素主导，其单独影响较弱。展望未来，装机增长将更多匹配顶峰负荷需求，而利用小时数的重要性随容量补偿机制推广将持续下降。

历史行情主要由煤价、电价与政策驱动。 回顾近十年走势：
• 2015年低煤价带动盈利改善，火电装机增速达7.8%，成长属性获认可；
• 2018–2021年新能源快速发展，火电发展空间被压缩，新增装机降至35–40GW；
• 2021年以来，绿电价值重估叠加用电负荷高增，火电核准与投产加快；
• 2023年下半年至今，煤价回落叠加容量电价、辅助服务政策落地，市场开始认知火电“发电+调节”双重价值，板块表现趋稳向好。

（二）但在能源结构转型的背景下，火电费效驱动要素在发生变化

火电定位转变，从发电主体转为系统调节资源，利用小时对利润的影响持续弱化。 随着风光快速发展，2025年1–7月其在发电增量中占比已达124%，对火电形成明显挤出效应。截至2025年7月，火电装机占比由2015年的66%降至40%，发电量占比由74%降至65%，利用小时数呈下行趋势。

然而，火电的核心作用正转向保障电力系统安全与灵活性调节。多家火电企业在2025年中报中明确调整发电策略，强调“抢发效益电”“优化报价策略”，即便上网电量同比下降2.4%，但度电收入好于预期，体现其弱化发电价值、强化调节价值的趋势。

构建新收入模型：火电度电收入 = 容量电价折度电 + 调节价格 + 电量电价。
其中：
• 容量电价自2024年起执行，2024–2025年多数地区为100元/kW·年，2026年起将提升至165元/kW·年，四川、云南等地更高；
• 调节价格由系统供需决定，风光渗透率提升将推升调节需求，火电为主要供给方之一；
• 电量电价方面，市场化交易占比提升，现货电价存在峰谷差，火电可通过合约套利与报价优化提升实际结算电价。

因此，在容量电价与辅助服务收入趋势性上升的背景下，电量电价对整体收入的影响力下降；而在中长期交易占比下降的趋势下，年度长协电价的参考意义也在弱化，无需过度博弈其签订情况。

（三）新形态下的火电模型迭代，从波动周期走向稳定价值

新模型下火电盈利稳定性提升，主要来自三方面：
一是容量电价确定性上涨；
二是辅助服务收入持续增长；
三是煤电联动机制推进，弱化发电端周期性。

2026年起容量电价将全面上调，稳定收入占比进一步提高。 根据政策安排，2026年多数省份煤电机组固定成本回收比例将提至50%（对应165元/kW·年），四川、云南等领先区域将达70%以上（约230元/kW·年）。这意味着单位装机的稳定收益将持续扩大，支撑火电度电收入中的固定部分。

辅助服务收入显著增长，龙头公司已体现趋势。 近年来主要火电企业的辅助服务收入规模快速提升，非煤属性收入占比扩大，有效平抑整体业绩波动。

看好煤电联动深化，发电价值进一步弱化。 在煤价相对平稳或温和波动环境下，月度及现货电价能更及时反映成本变化。随着年度长协占比下降、现货交易占比提升，电价形成机制更加市场化，年度长协电价的指引作用将持续弱化。

预计新模型下火电ROE将维持在10%左右。 拆解来看：容量电价贡献约6.3% ROE，辅助服务贡献约2.5% ROE，电量电价力争覆盖变动成本，合计可达10%以上。考虑到此前煤价高企导致净资产受损，随着盈利修复，阶段性ROE或将更高。

二、市值管理+净资产修复+分红提升三箭齐发，火电预期向好

（一）市值管理举措陆续落地，盈利改善净资产持续修复中

市值管理成为行业新趋势，助力稳定盈利与股价表现。 年初以来，已有13家公用事业公司发布市值管理方案，其中火电企业占6家。方案普遍设定股价连续20个交易日跌幅超20%或低于一年内最高价50%为触发条件，措施包括加强沟通、分红、回购、增持等。实施后相关公司股价波动可控，凸显投资价值。

盈利修复带动净资产持续回升，永续债规模开始下降。 2021年煤价飙升曾导致火电板块净资产单年下滑9.2%。自2023年下半年起，盈利逐步恢复，2023年、2024年扣除永续债后的归母所有者权益连续两年同比增长8.2%，2025年上半年再增3.5%。同时，永续债规模从2023年峰值1985亿元降至2025年上半年的1982亿元，资产质量改善趋势明确。

（二）自由现金流改善突出，分红持续兑现且逐步提升

经营性现金流持续好转，自由现金流大幅改善。 2025年上半年A股火电板块经营性现金流净额达1440亿元，同比增长29.4%，主因盈利修复及燃料成本下降。资本开支趋于稳定，自由现金流表现突出，同期筹资现金流净流出183亿元，反映企业主动去杠杆。

分红兑现力度加大，2025年上半年板块分红总额同比提升91%。 2023年、2024年火电板块分红总额分别同比增长80.6%、22.0%，股息率从2021年0.9%的低点升至2024年超3%。多家公司已作出分红承诺，部分拟提高分红频次，叠加盈利稳定性增强，分红可持续性提升。

三、火电的“公用事业化”时刻或已来临

（一）盈利稳定：火电“公用事业化”正在进行

火电正迈向盈利稳定、分红可期的公用事业化阶段。 公用事业属性通常指盈利稳定、现金流充沛、高分红的成熟资产。横向比较，水电ROE稳定、分红率超50%，是典型的公用事业标杆。当前火电在容量电价与辅助服务支撑下，ROE趋于稳定，预计维持在10%左右；分红总额快速增长，但整体分红比例仍不足40%（2024年），相比水电、燃气仍有较大提升空间。

随着报表修复与市值管理落地，火电盈利稳定性与分红能力持续增强，“公用事业化”进程明确。