一、火电资产的系统价值与配置逻辑重估

在能源转型“先立后破”的大背景下，火电尽管在电源结构中的占比持续下行，但其在电力系统中的兜底保障功能和调节支撑价值正日益凸显。特别是在新能源高渗透、电力系统稳定性压力上升的背景下，火电在构建新型电力系统过程中仍承担“压舱石”与“稳定器”的关键角色，是当前阶段内不可或缺的核心调节资源。

1.1火电仍为发电主力，系统调节价值显性化

2024年全国火电发电量达6.34万亿千瓦时，同比增长1.8%，占全国总发电量的67.4%；火电装机容量达14.4亿千瓦，同比增长3.89%，占总装机规模的43.1%。随着风电、光伏等新能源加速发展，火电在装机结构中的比重持续下降，但绝对发电量仍保持增长，表明其仍是当前阶段不可替代的电力保障主力。

1.2火电运营现状：利用小时止跌回升，盈利结构待重塑

在经历了“十三五”中后期的连续回落之后，火电利用小时自2021年起出现阶段性修复，显示出其在新能源快速发展与系统调节需求上升背景下的系统韧性。根据国家能源局口径，2024年全国火电设备平均利用小时为4,400小时，已较2020年低点（约4,216小时）累计提升184小时，反映出火电在负荷支撑、调节出清中的角色正在被重新强化。

利用小时修复的主要动力来自两方面：一是极端气候、制造业回暖等因素导致负荷高位运行，提升火电运行频率；二是新能源出力波动导致系统备用与快速响应需求上升，使得调节型火电获得更多调度权重。但值得注意的是，当前利用小时虽有所回升，仍未恢复至“十二五”期间4,880小时以上的中枢水平，显示火电运营整体仍处于“边际恢复”而非“全面复苏”的阶段。

与运行层面的回暖相呼应，火电盈利能力亦呈现出边际改善趋势。自2024年Q4以来，煤炭市场价格持续下行，带动燃料成本显著回落。受煤炭供需关系偏松及政策稳价导向影响，秦皇岛港Q5500山西产动力煤平仓价自年初约765元/吨跌至2025年5月底的611元/吨，累计降幅超过20%。作为火电经营成本的核心变量，燃料价格的回落为行业利润修复提供了有力支撑。以典型企业大唐发电为例，公司2024年火电燃料费用合计支出为624.33亿元，较2023年同比减少超41亿元，反映出煤价回落对成本端的正向传导。按公司披露数据测算，全年火电单位燃料成本约为0.29元/kWh，同比下降0.02元/kWh，在供电煤耗保持稳定的假设下，火电盈利能力有望修复。

但应注意的是，火电运营中的结构性矛盾仍未根本缓解。一方面，现行“基准价+浮动”上网电价机制联动性较弱，电价调整滞后于燃料成本变化，致使多数省份煤电上网电价难以及时反映煤价上涨，火电企业盈利对燃料价格仍高度敏感，稳定性不足；另一方面，尽管容量电价与辅助服务机制已逐步铺开，但整体覆盖率和补偿强度仍有待提升，尚未形成足以对冲电量收益波动的稳定机制。

此外，部分省份电力现货市场已运行出“高边际成本+低出清电价”的结构性剪刀差，火电企业若缺乏成熟的分段报价策略与灵活调度响应机制，仍可能陷入“发得越多、亏得越多”的博弈困境。在新能源波动放大的背景下，此风险正逐步成为制约火电运营韧性的关键变量。

总体来看，当前火电运营状态处于“结构性承压与边际修复并存”阶段。未来行业盈利能力能否持续改善，核心取决于三个变量：其一，燃料价格能否维持合理区间；其二，市场电价机制能否更好反映边际成本；其三，容量补偿与辅助服务能否发挥稳定系统收益的基础作用。火电的运营逻辑正由“电量驱动”向“系统价值+政策支持+市场响应”的多元结构演变。

1.3火电投资周期回顾：从无序扩张到结构修复

从中长期周期看，我国火电投资与装机节奏呈现出明显的阶段性特征，整体经历了“高速扩张—政策收缩—结构修复”的演变路径。

“十一五”至“十二五”期间，伴随工业化、城镇化进程加快及电力需求持续扩张，火电装机维持高位增长。2008年金融危机后，“四万亿”投资刺激政策带动大规模基建启动，煤电项目密集上马，火电新增装机和投资额均快速攀升。

进入“十三五”阶段，随着环境监管趋严和清洁能源政策持续加码，火电建设面临多重约束，增速显著放缓。一方面，2013年“大气十条”实施后，火电超低排放改造提上日程，环保投资成本大幅上升；另一方面，风电、光伏装机持续提速，对煤电形成产能挤出效应。同时，2014—2015年常规火电审批权由国家层面下放至地方，叠加产能利用率下滑，部分地区煤电项目核准过度，导致“十三五”开局即面临阶段性产能过剩，投资强度明显收缩。

进入“十四五”以来，火电行业迎来阶段性政策反转。2021—2022年，受极端气候与能耗双控影响，多地出现电力紧张局面，火电作为兜底电源的重要性再度凸显。国家能源局提出“3个8000万”目标，即两年内分别完成煤电核准8000万千瓦、开工8000万千瓦、投产8000万千瓦，带动火电核准与开工数量出现阶段性修复。2021—2023年，全国火电年均投资完成额约1049亿元，年均新增装机规模回升至5359万千瓦，形成一轮“稳供应、防跳崖”的修复窗口期。

但随着新能源发电量快速增长、电力供需紧张局面阶段性缓解，2024年以来火电项目核准节奏再度趋于谨慎，整体投资节奏由总量增长转向结构优化。政策重心从“新增规模支持”逐步过渡到“提升灵活性、保障调节能力”的方向，投向以调节型、兜底型火电项目为主，标志着火电投资逻辑由数量导向走向结构导向的新阶段。

1.4当前火电配置价值重估：从“电量主力”到“调节资产”

在电源结构加速重构、电力市场机制持续推进背景下，火电资产的系统价值与估值逻辑正发生深刻变化，逐步从“电量供给主力”转型为“系统性调节资源”。当前火电的配置价值重估，主要体现为电价机制演变奠定制度基础，收益结构趋于多元稳定，灵活性能力成为价值变现载体，以及区域冗余属性强化底层支撑。

（1）电价机制演变奠定制度基础：从标杆电价到市场定价主导。

火电在电力系统中的配置逻辑变迁，首先源于其定价机制的变革。过去20年间，我国煤电上网电价经历三次重要演进：1）2004–2019年：标杆电价阶段。 火电上网电价由政府制定且长期固定，不能动态反映煤价变动。该阶段煤电企业高度依赖煤价波动，表现出显著的“逆周期属性”：经济上行期煤价上涨、成本压缩利润；经济下行期煤价下跌、利润修复。2）2020–2021年：基准+浮动机制初步建立。 国家发改委于2019年底发文推进“基准电价+上下浮动”市场化改革，允许电价浮动不超过±10%，迈出电价市场化第一步。3）2021年后：浮动区间扩大、灵活化趋势确立。 煤价大幅上行压力下，电价浮动空间被扩大至±20%。2023年底，全国多地实施“煤电容量电价机制”，标志着电价机制从“单一电量定价”走向“电量+容量+服务”三元定价。

（2）收益结构重构：容量+服务+电量三元支撑成型

2023年11月，国家发改委、国家能源局联合推动“煤电容量电价机制”全面落地，火电收入体系由单一电量驱动转向“容量 + 电量 + 服务”三元结构。在此框架下，容量电价用于对冲固定成本压力，电量电价保障基本可变成本覆盖，辅助服务收入则构成系统调节红利的主要变现渠道，为火电资产带来更强的抗周期性和盈利弹性。

从收入结构看，电量收入仍是核心组成，占比约70%–90%，其定价结构采用“中长期合约 + 现货交易”的双轨制：中长期电价锚定煤价成本与合理利润，提供基本收益保障；现货电价则高度依赖供需张力与竞价策略，反映新能源挤压效应、跨省输电瓶颈等边际变量，成为短周期波动与超额收益的主要来源。电量规模受装机规模与利用小时双重驱动，其中利用小时不仅体现区域电力紧张度，也放大固定成本摊销效率，是电量维度中核心变量。

容量电价机制方面，火电作为系统兜底与调节资源，其固定成本由政策机制予以补偿，有效增强了收入的稳定性与确定性。根据最新政策要求，煤电机组的容量电价以每千瓦年均330元的全国统一基准固定成本为测算基础，2024–2025年大多数地区按照不低于30%的比例进行回收，部分功能转型较快地区比例达到50%。自2026年起，各地固定成本回收比例将统一提升至不低于50%。

在实际执行层面，2024年全国各省煤电容量电价区间约在0.0052～0.0373元/kWh之间，全年平均容量电价约为0.0183元/kWh，其中湖南、河南、重庆、吉林等地水平较高，部分地区1–11月平均值已超过0.02元/kWh。该机制的推行，标志火电收入从“多发电量换收益”走向“提供容量即可保底”的制度变革，大幅缓释了新能源替代压力下的收益波动风险。

辅助服务收入则是未来最具增长空间的部分。根据国家能源局新闻发布首次披露，2023年上半年全国辅助服务补偿费用合计278亿元，占上网电费比例达1.9%。其中，火电企业获得的补偿占比达91.4%，主因在于火电具备天然的调节能力、响应速度与基础设施配套优势。在调峰、调频、备用等市场中，具备灵活性改造能力、数字化运行系统与策略报价能力的火电资产正快速脱颖而出。随着未来辅助服务市场机制深化，服务品类扩容、补偿方式市场化、价格形成更透明，火电辅助服务收入有望逐步从“补偿型”走向“收益型”，形成区别于传统电量盈利模式的全新价值闭环。

（3）技术结构升级：灵活性红利逐步释放

随着新能源波动性增强、系统调节压力上升，传统火电正加速向灵活性资产转型。火电灵活性改造已成为增强电力系统韧性的重要抓手，其技术路径主要包括热电解耦、最小出力优化和启停响应提升三个方向。一方面，通过配置蓄热装置、电极锅炉等设备，实现供热与发电功能的有效解耦，有助于打破供热负荷对发电运行的约束，在供热期也可释放调峰能力。另一方面，通过优化锅炉燃烧系统、改进自动控制模块、提升温控精度等手段，火电机组的最小稳定运行出力由传统的50%逐步下探至30%甚至更低，具备更强的低负荷稳定运行能力，显著拓展系统调节范围。

与此同时，部分新建或改造机组已具备30分钟内完成启停的快速响应能力，调节速率达到5%以上/分钟，适应现货和辅助服务市场对频率、负荷快速调整的高要求。截至2024年Q3，全国累计完成灵活性改造煤电机组规模超过3.6亿千瓦，集中于新能源渗透率较高、系统波动较大的“三北”地区。伴随容量补偿、辅助服务收益等机制的逐步健全，灵活性火电机组已在市场中获得较强的收益稳定性和调度优先性，成为支撑新型电力系统平衡能力的重要力量。预计未来在技术路径成熟、制度激励完善的背景下，火电灵活性红利将进一步释放，推动其在“调节型资产”体系中的地位持续提升。

（4）区域冗余保障属性：错配背景下的本地兜底资源

我国新能源资源与用电负荷呈现显著空间错配特征，风光资源集中分布于“三北”地区，而负荷中心则高度集聚在华东、华南等东部沿海区域。在“远资源、近负荷”的格局下，跨区输电成为支撑电力平衡的关键纽带。然而，受限于特高压通道建设周期、电网调度灵活性及系统潮流瓶颈，远距离输电难以完全覆盖负荷侧的高峰用电需求。

在此背景下，区域内具备快速响应能力的兜底电源成为保障本地电力安全的必需配置。火电作为调节能力强、调启速度快、出力稳定的传统电源类型，在本地冗余保障体系中承担关键角色。尤其在极端气象（如寒潮、热浪）与新能源低谷时段，火电资产通过“就地调节”机制，有效缓释跨区潮流失配带来的供电风险，提升区域电力系统的抗扰动能力与韧性。

（5）现货市场边际定价权确立：由“定价接受者”向“价格锚定者”转型

在电价机制市场化与现货交易机制持续推进背景下，火电已成为多个试点省份现货市场的主力边际出清电源。在山东、山西、甘肃等现货市场运行中，火电通常承担高峰时段出清责任，其报价直接影响系统电价水平。火电报价策略正由“成本填报”转向“需求预测+风险定价+分段博弈”，通过低价段锁定出清概率、高价段获取边际溢价，已形成系统化定价博弈模式。在负荷错峰、价格双轨、新能源波动加剧的现实下，火电的边际定价能力愈发制度化，强化其在市场中的锚定作用。

二、火电行业头部公司分析

我们选取具有代表性的火电上市公司，对其近年单位发电成本与度电毛利水平进行横向对比，探究不同经营模式下企业成本控制能力与盈利韧性。从趋势上看，燃料成本依然是度电成本的决定性变量，煤价波动直接影响火电企业的盈利中枢。2021—2022年，动力煤价格高位运行，拉动行业整体度电成本大幅抬升；2023年煤价阶段性回落，推动发电成本有所下降，但行业整体仍处相对高位；进入2024年，煤炭价格延续下行趋势，火电企业单位成本进一步改善。

在此过程中，煤电一体化企业的成本优势逐步凸显。通过打通煤炭资源与火电资产，相关公司能够有效锁定燃料采购成本、稳定煤源结构，并实现煤炭利润的向下游传导。例如，陕西能源凭借上游煤炭资源优势，2024年度电成本测算为0.234元/KWh，显著低于行业平均水平，展现出较强的成本控制能力与抗风险韧性。

相对而言，度电成本处于行业高位的代表包括华能国际与浙能电力，2024年两者单位发电成本分别为0.424元/KWh与0.389元/KWh，主要原因在于：1）华能国际作为传统煤电央企，装机规模大但机组结构老化，平均供电煤耗较高，叠加部分区域煤源紧张，单位燃料消耗偏大；2）浙能电力则因长协煤覆盖率偏低，对市场煤价格变化敏感，同时其机组主要分布在浙江、安徽、新疆等地，其中浙江为资源短缺型省份，需大量采购外煤，运输半径与采购成本较高。尽管存在区域与结构性差异，整体来看2024年大部分公司度电成本较2023年普遍下降，反映出煤价回落背景下火电行业盈利修复的共性趋势。

从盈利端来看，火电企业度电毛利润在2021年整体陷入亏损，2022年后逐步修复，其核心驱动仍源于燃料成本波动与电价机制的调整节奏。2021年，动力煤价格大幅上行并持续高位震荡，显著挤压火电盈利空间。尽管国家发改委于当年10月将燃煤电价浮动区间扩大至±20%，试图增强价格传导弹性，但煤价上行的节奏与幅度远超电价调整速度，电价机制反应滞后，导致多数火电企业无法及时将成本增量传导至电价端，收入增长滞后于成本上升，度电毛利润普遍转负。

进入2022年后，煤价涨势放缓、政策调价逐步落地，企业盈利压力阶段性缓解。2023年起，随着市场化电价机制逐步完善、煤价震荡回落，火电盈利能力呈现边际修复。2024年，大多数火电企业度电毛利润较2023年进一步提升。具体来看，陕西能源凭借煤电一体化布局、资源禀赋及区域电价机制优势，2024年度电毛利润达到0.099元/KWh，居行业首位。其煤源稳定、成本可控，加之西部地区电价机制更具市场弹性，使其在行业整体修复中脱颖而出。相对而言，内蒙华电与华电国际等企业度电毛利润仍处行业低位，分别为0.045元/KWh与0.047元/KWh，反映出其成本传导与机组效率存在劣势。整体来看，2024年行业内部盈利差距有所缩小，但煤电结构性分化仍未完全收敛。

1）华电国际：公司是华电集团旗下电常规电源整合平台，前身为1994年成立的山东国电，深耕电力行业已超过三十年。公司于1999年在港交所上市，2005年登陆上交所，第一大股东为中国华电集团（截至2025Q1，持股占比53.28%），实控人为国务院国资委。公司在运营的发电资产遍布全国十二个省、市，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。截至2024年末，公司控股装机容量为 5981.862 万千瓦，其中燃煤发电装机约占控股装机容量的78.15%，燃气发电、水力发电等清洁能源发电装机约占 21.85%。

2）大唐发电：公司成立于1994年，是大唐集团旗下火电业务的最终整合平台。1997年，公司分别在香港交易所和伦敦交易所上市，2006年，公司进一步登陆上交所，成为中国首家同时在香港、伦敦和上海三地上市的企业。公司第一大股东为中国大唐集团（截至2025Q1，持股占比35.34%），实控人为国务院国资委。公司发电以火电为主，切入新能源成为第二增长点，京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，水电项目大多位于西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。截至2024年末，公司在役总装机容量达7911.1227万千瓦，其中火电/水电/风电/光伏分别占比为68.01%/11.64%/12.71%/7.64%。

3）华能国际：公司成立于1994年，是华能集团旗下的综合性电力运营平台。同年，公司在纽约证券交易所上市，随后于1998年在香港交易所上市，并于2001年登陆上海证券交易所，成为中国首家同时在纽约、香港和上海三地上市的发电企业。截至2025Q1，华能国际以直接和间接的方式总计持股占比60.21%，实控人为国务院国资委。截至2024年末，公司总计发电可控装机容量为1.45125亿千瓦，其中煤机装机为9314.3万千瓦，燃机装机为1350.8万千瓦。

4）浙能电力：公司成立于1985年，前身为浙江省电力开发公司，现为浙能集团旗下火电业务的唯一整合平台，并于2013年在上海证券交易所上市。截至2025Q1，公司第一大股东为浙能集团，通过直接和间接的方式合计持有公司73.18%股份，实际控制人为浙江省国资委。公司在深耕火电业务的同时，积极布局新能源高端装备制造，形成双主业并行的发展格局。从营收结构来看，2024年公司电力销售、光伏产品销售及蒸汽销售的收入占比分别为80.48%、5.04%和7.97%。截至2024年底，公司管理机组总装机容量3749.99万千瓦，其中燃煤机组、燃气机组装机占比分别为87.67%、10.87%，整体以火力发电为主，煤电装机规模比例为全省最高。

5）国电电力：公司前身为成立于1992年的大连东北热电发展股份有限公司，于1997年在上海证券交易所上市。2000年，公司更名为国电电力，并于2002年在电力体制改革背景下并入中国国电集团。2017年，国电集团与神华集团重组，公司成为国家能源集团的核心电力上市企业及常规能源发电业务的整合平台（截至2025Q1国家能源集团总计持股占比50.68%，实控人为国务院国资委）。截至2024年末，公司控股装机总容量为11170万千瓦，其中火电板块为主，火电/水电/风电/光伏装机容量分别为7462.90万千瓦/1495.06万千瓦/983.98万千瓦/1228.06万千瓦。