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

摘要：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。我们搭建火电的新模型，将电量电价价值弱化，将容量和辅助服务价值作为火电的核心盈利来源。市值管理、净资产修复、分红提升三箭齐发，火电持续向好。新形态下火电盈利稳中有增，分红比例空间广

文｜郭鹏姜涛许子怡

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。我们搭建火电的新模型，将电量电价价值弱化，将容量和辅助服务价值作为火电的核心盈利来源。市值管理、净资产修复、分红提升三箭齐发，火电持续向好。新形态下火电盈利稳中有增，分红比例空间广阔，火电将大概率走向股息率定价（PE=分红率/目标股息率），彻底走向公用事业化。

摘要

火电的研究框架从传统周期四要素走向容量辅助服务的价值新模型。传统的火电框架聚焦的电量电价、煤价、装机、利用小时四个指标，过去均是周期性较强的。但伴随能源结构的转型，利用小时数的下降被容量电价和辅助服务补偿；在市场化交易推进的背景下，能够反映煤价变动的月度及现货电量占比的提升，年度长协电价的指引效果愈发失真。因此，我们搭建火电的新模型，将电量电价价值弱化，将容量和辅助服务价值作为火电的核心盈利来源。可以看到，容量和辅助服务与发电无关，而是与绿电增长和调节资源的需求有关，弱化火电周期，提升稳定价值。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。

市值管理+净资产修复+分红提升三箭齐发，火电持续向好。在商业模型变化的基础上，火电公司市值管理频发，年初至今，6家火电公司发布市值管理方案，火电公司高度重视股东回报。不考虑Q4，多家火电公司已7个季度单季度利润波动大幅放缓。盈利还带动火电报表持续修复，2023、2024年板块扣除永续债后的归母所有者权益较上年末均增长8.2%，永续债规模亦开始下降，提升净资产增长预期。伴随经营现金流的恢复、资本开支趋于稳定，火电板块25H1已有389亿元自由现金流。分红持续兑现且提升，2025H1板块分红总额同比提升91%。整体来看，火电的财务指标也积极响应。

从盈利稳定和分红提升的视角，火电的“公用事业化”时刻或已来临。过去的火电分红比例低、周期波动导致其股息率要求高，这是火电估值低位的核心原因。但基于上述探讨，我们认为新形态下的火电盈利稳中有增，分红比例空间广阔。伴随上述演绎，我们认为火电将大概率走向股息率定价（PE=分红率/目标股息率），彻底走向公用事业化。

风险提示

改革不及预期；利用小时数不及预期；煤价超额上涨。

正文

一、能源转型叠加电改推进，火电商业模型正在重塑

在转型的背景下，火电的功能在变化，从发电资产走向调节资源，要素框架从度电利润走向单位装机利润，从波动走向稳定，从周期走向价值。

传统火电四要素框架本质是仅聚焦发电价值，因此此前周期属性非常突出。传统的火电框架聚焦电量电价、煤价、装机、利用小时四个指标，其中，煤价周期性强、电量电价（过去主要看年度长协电价）对煤价的反馈是错期的、装机也是周期性增长、利用小时数在一定中枢内波动。因此，传统的火电被认为是周期股。

但伴随能源结构的转型，四要素发生了变化，周期性愈发弱化。伴随绿电占比提升带来的能源结构转型和电力市场化交易加速。从传统四要素来看，（1）利用小时因电量被风光挤出而下行，但却仍可获得调节收入；（2）装机仍在新增，但是不再聚焦全时段发电，而是侧重顶峰负荷的保供和匹配风光的调节；（3）煤价虽仍有波动，但是储备产能机制将弱化其波动性，此外通过月度电量和现货占比的提升，煤电联动是大势所趋；（4）风光导致不同时段电力供需不同，火电在高价时段发电的比例提升，市场化交易使其度电收入好于年度长协电价，年度长协电价的价值愈发失真。

容量和调节价值权重也在增长，大幅提升盈利的稳定性。（1）2024年开始执行的容量电价根据单位装机赋值（100-165元/KW·年，与发电量无关），本身针对补偿的是利用小时数下降导致无法分摊的折旧，2026年容量电价还将上涨，未来将推出市场化的发电侧容量机制；（2）伴随风光装机的增长，火电部分时段让出负荷会获得辅助服务收入（旨在对灵活性改造和低负荷下运行成本的增长进行补偿），且这部分伴随风光增长还将提升，长期来看融入现货电价中。我们测算，容量和辅助服务价值正成为火电的核心盈利来源，这部分与发电无关，而是与绿电增长和调节资源的需求有关，因此是弱周期属性的，火电的稳定性就因此而增长。

（一）火电的传统四要素模型在早期具备解释能力

利润影响因素之煤价：利润与煤价显著负相关。燃料成本通常占火电经营成本的60%-80%不等。复盘近十年火电板块利润水平来看，受制于过去电价调整的滞后性，因而板块利润与煤价呈现显著负相关性。归母净利润增速与毛利润增速变动基本一致，基本表现为归母净利润变动幅度略高于毛利润变动幅度，主要系此前减值波动的影响，在2021-2022年火电巨亏年份尤为明显。

利润影响因素之电价：火电度电收入与利润弱正相关，但变动幅度远低于利润及煤价变动幅度。收入端来看，从电价角度出发，标杆电价时期历次调整多与煤炭价格相关，电价调整存在一定滞后性，2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将此前一直施行的燃煤发电标杆上网电价机制改革为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，并规定基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%；2021年10月，受煤价大幅提升影响，燃煤电价浮动区间扩大至上、下20%。总体来看，火电长协电价与煤价高度相关。2023年11月煤电容量电价机制正式落地，火电电价中开始出现固定补偿部分，火电综合电价与煤价的关联度有所削弱。

利润影响因素之利用小时数&装机：火电板块利润与装机及新增装机正相关、与利用小时数弱负相关。收入端来看，从电量角度出发，发电量=装机×发电利用小时数，火电板块的毛利润也与新增装机趋势匹配，即新增装机提升毛利润，高毛利润也激励火电装机增长。从利用小时数的指标来看，反而与火电毛利润负相关，一方面系其上网顺序靠后，发电量受水电和新能源装机影响，另外是其他三要素权重较大，导致利用小时数的影响偏弱。展望未来，装机增长或仍挂钩顶峰负荷的提升，而利用小时数伴随能源结构转型和容量辅助服务价值提升，利用小时数的权重愈发下降。

与利润影响因素基本一致，历史上火电板块行情受煤价、电价、装机等驱动。复盘火电板块近十年走势，市场博弈点从盈利改善（低煤价）-利润提升（绿电）进行转变，2023年下半年至今受政策及煤价继续回落影响、板块波动上涨。

盈利改善（低煤价驱动）：2015年煤价大幅下降（秦皇岛Q5500煤价均值在427元/吨），盈利性亦驱动运营商加快新增装机投产建设，当年火电装机同比增速升至7.8%，火电成长属性被市场认可。

火电受限（新能源大发展）：2018-2021年煤价持续下降、但期间火电市场表现亦持续低迷，电力过剩叠加新能源竞争挤压火电空间，期间年新增火电机组下降至35-40GW（此前为50GW左右）。

利润提升（火电+绿电建设）：2021年至今火电行情再次启动，一为能耗双控背景下绿电价值重估，二为我国最大用电负荷持续高增，火电新增核准、投产装机加快；三为伴随煤价波动、股价亦有起伏。

盈利提升+定位转变（煤价回落+调节价值）：聚焦2023年下半年至今，火电全面转盈，同时电改政策频发，容量电价、辅助服务政策相继落地，市场逐步开始对火电发电+调节价值有所认知，期间煤价中枢持续回落，火电板块市场表现波动向好发展。

（二）但在能源结构转型的背景下，火电的驱动要素在发生变化

伴随能源转型火电的功能在变化，从发电资产走向调节资源，发电利用小时数对利润的影响愈发弱化。伴随双碳目标的提出，以风光为主的清洁能源快速发展，从发电结构来看，2023年以来风光在月度发电增量中占比持续提升（2025M1-7已达124%），对其他电源的挤出效应明显（尤其是火电）；截至2025年7月末，我国火电装机占比已由2015年的66%降低至40%，火电发电量占比已由2015年的74%降低至65%，利用小时数近五年波动向下。但我们认为，在转型的背景下，火电的功能在变化，传统火电四要素框架本质是仅聚焦发电价值，因此此前周期属性非常突出；但当前火电正在从发电资产走向调节资源，周期性愈发弱化。

火电公司纷纷表达发电策略改变，单季度业绩愈发稳定。从2025年中报来看，上半年受来水好转及新增风光发电量较多影响，全国性火电公司火电上网电量同比增速在-7%~-2%左右，与全国范围火电发电量同比下降2.4%基本一致。电价方面，7家火电公司提出通过市场化交易、抢发效益电、优化报价策略等方式提升度电收入，尽管电量下降，但度电收入好于预期，即火电弱化发电价值、强化容量调节价值正在体现。

综合考虑上述变化，我们试图探讨，新形势下的火电度电收入。我们提出【火电度电收入=容量电价折度电（容量电价/发电利用小时数）+调节价格+电量电价】。其中容量电价政策自2024年1月1日开始实施，其中要求2024-2025年绝大部分地区对应容量电价100元/千瓦·年，且提出2026年起提升至165元/千瓦·年，因而容量电价有确定性提升空间。调节价格将由调节供需决定，风光发电量占比持续提升下，预计调节需求持续增长，而作为电源测调节供给的提供方主要由火电、抽水蓄能、电化学储能等构成，关注各个主体投产参与程度。

前文我们提到，观察到火电公司提出通过市场化交易、抢发效益电、优化报价策略等方式提升度电收入，电量电价优于此前预期，拆分来看我们提出【电量电价=长协电价*长协发电电量（非签约电量）+（长协电价-现货电价）*长协签约电量中交易电量+现货电价*现货电量】构成，其中伴随交易策略的愈发灵活，长协签约电量中交易电量部分呈现提升趋势，伴随现货市场的广泛推行、现货电量与中长期电量呈现此消彼长趋势；电价层面，现货电价为96个时间段报价（存在峰谷价差），火电在现货市场可以通过合约套利以及峰谷策略的方式实现度电电量电价的提升。

因而我们认为，在度电容量电价、辅助电费提升趋势下，电量电价对火电度电收入的影响能力在降低；再进一步聚焦电量电价，在中长期交易电量逐步下降的背景下，年长协电价（即中长期协议电价）对电量电价影响能力在下降，未来不必过度博弈年长协电价的签订情况。

（三）新形态下的火电模型迭代，从波动周期走向稳定价值

如何理解新形态下的火电模型提升的盈利稳定性呢？我们认为可从三方面来观测：一是容量电价的上涨；二是辅助服务收入的提升；三是看好煤电联动的推进弱化发电价值。

2026年容量电价将进一步提升，火电度电收入中稳定电价部分的比例继续提高。根据国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价政策自2024年1月1日开始实施，其中要求2024-2025年，省级电网中河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个省份煤电机组固定成本回收比例是50%，对应容量电价165元/千瓦·年；其余省份成本回收比例为30%，对应容量电价100元/千瓦·年。预计自2026年起，多数地区的成本回收比例将提至50%，对应容量电价165元/千瓦·年，四川、云南等领先省份将提升至70%以上，对应容量电价230元/千瓦·年，容量电价预期有提升空间，火电度电收入中的稳定部分比例持续扩大。

二是辅助服务收入的提升：龙头近年辅助服务收入体量显著提升。综合前两方面来看，来自容量电价、辅助服务的稳定收入（非煤属性）占比快速增长，有望削弱火电的周期波动。

三为看好电量电价和煤价联动，且发电价值在持续弱化。我们认为在煤价相对平稳或者是非大涨大跌的状态下，月度电价和现货电价将对年度长协形成较好的指引作用。从年内来看，各省平均月代购电降幅自2月起持续收窄，我们虽在当下无法明确2026年的年度长协电价降幅，煤价在2026年的大幅向下又难以被市场接纳，煤电联动也在持续推开，我们看好的是年度长协占比下降，月度现货占比提升有效反映煤价（甚至对煤价形成影响），或无需太多纠结年度长协电价预期。

我们认为在新形态的火电模型下，ROE将维持在10%左右水平。对火电的ROE模型进行拆解来看，我们在2024年4月发布行业深度报告《煤价企稳——开启新火电三部曲》中提出，火电正从“纯发电资产”走向“调节资源”，相关价格机制已经明确，分别是容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本。测算容量电价对应ROE为6.3%、辅助服务电价对应ROE为2.5%、电量电价争取打平用煤成本，合计ROE预计维持在10%以上，且火电公司经历前几年的煤价大涨，净资产仍有折损，ROE阶段性还会更高。

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

电力年内有清晰的产业趋势变化——市值管理，将稳定盈利、提升分红、驱动行情。年初至今，不完全统计已有13家公用事业公司发布市值管理方案，其中火电占6家。从方案对股价短期连续或大幅下跌的界定来看，都是以连续20个交易日股价跌幅达到20%或低于最近一年股票最高收盘价50%作为条件，采取措施包括分析波动原因、加强投资者交流、采取分红、回购、增持等手段稳定股价等。我们看到市值管理方案发布后，各公司股价跌幅可控，我们认为市值管理将超预期的实现行情稳定，即股价跌幅若短期较为明显，有市值管理方案公司的投资价值则非常突出。

盈利改善下净资产持续修复，部分公司开始积极偿还永续债、提升资产质量。过去几年由于煤价飙升且长协履约不足，火电公司的报表严重缩水，2021年单年火电板块净资产就下滑了9.2%，同时永续债规模亦持续提升，2023年达到峰值为1985亿元（央企具备资产负债率考核要求）。伴随2023年下半年起火电盈利逐步修复，火电公司净资产亦逐步增长，2023、2024年火电板块扣除永续债后的归母所有者权益较上年末均增长8.2%、2025H1较2024年末增长3.5%。此外，我们还发现板块永续债规模亦开始下降，2025H1已降低至1982亿元。过去市场通常采用剔除永续债还原真实净资产方式给予火电资产PB估值，若考虑火电公司未来逐步偿还永续债，当前所有者权益将持续提升，从而扩大市值空间。

（二）自由现金流改善突出，分红持续兑现且逐步提升

受益于盈利恢复，火电板块经营现金流净额同比持续改善。根据WIND，2025年上半年A股火电板块实现经营性现金流净额1440亿元（同比+29.4%），现金流持续好转，考虑为：（1）火电盈利持续修复，现金流亦有所改善；（2）市场煤价下降带来的燃料支出减少及库存变化等综合影响。伴随资本开支趋于稳定，火电自由现金流改善亦突出。此外，火电公司亦开始积极偿还负债，2025年上半年筹资现金流净额净流出183亿元。

火电公司分红持续兑现且提升，2025H1火电板块分红总额同比提升91%。伴随盈利持续改善，2023年度火电板块分红总额已提升80.6%，2024年继续同比提升22.0%；火电板块股息率已从2021年0.9%绝对低点升至2024年3%以上。当前多家公司发布分红承诺；市值管理方案中亦提及增加分红频次；伴随盈利改善及稳定性提升，火电板块分红具备可持续性。

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

火电的“公用事业化”时刻或已来临。市场经常用公用事业属性来形容盈利稳定、长久期、高分红的价值股，而作为公用事业本身的电力各子行业，却又各自走在公用事业这条道路的不同阶段，盈利和估值体系差异明显。我们以盈利稳定性、分红能力和ROE水平三个要素来对电力资产进行所处商业模式的界定。我们认为长期来看，若以水电作为衡量公用事业进程的标杆，当前火电盈利将逐步稳定脱离周期，分红能力伴随报表改善及市值管理落地陆续提高，火电的“公用事业化”正在路上。

横向对比来看，火电ROE有趋于稳定趋势，现金分红总额快速提升中。十年维度来看，火电历史上受制于煤价、电价等因素，ROE波动率远高于水电、核电等资产，但伴随商业模式的转变，容量+辅助服务部分持续提升，发电价值弱化，新形态下的火电模型盈利的稳定性大幅提升，ROE有望趋于稳定。近年伴随盈利改善，火电板块现金分红总额已实现快速提升，但分红比例仍不足40%（2024年度水电、燃气分红比例均超50%）；伴随盈利稳定加速报表修复，火电板块分红比例及分红总额均存在较大提升空间。

（二）估值切换：盈利稳定分红提升——火电的股息率定价

火电板块：当前A、H股PE估值分位水平为显著低位，A股PB分位水平为中游位置。考虑公用事业资产较多两地上市公司，我们通过2015年至今估值分位水平一同对比，PE估值角度，当前火电A、H股分别为12.69、10.88倍，PE估值分位水平分别为18%、22%，处于公用事业5个子板块（火/水/绿/核/燃）下游。PB估值角度，当前火电A、H股分别为1.05、0.70倍，PB估值分位水平分别为41%、86%，H股处于较靠前水平、A股处于中游水平。

市值空间：看好火电板块分红比例逐步提升，同时公用事业化加速下有望切换至股息率定价。我们在《水电系列深度报告（四）：估值：每股分红提升——走向DDM之路》中探讨过不同估值方式的适用条件，其中PE、PB估值水平参考预期业绩增速、ROE等，与经营能力挂钩，成长期公司估值可参考PEG，盈利不稳定公司更适用PB估值；而当公司进入成熟期、业绩增速下滑，可以通过提高分红稳定估值，在提高分红的初始阶段，我们关注较短周期的分红，适用股息率定价，估值大小取决于分红高低，此时的PE估值是由分红率/股息率倒算出来的结果，不再适用PEG的估值逻辑。

水电近十年分红比例稳定保持在50%以上，市场对其合理股息率要求不断下降至3%左右，基于【PE=分红率/股息率】倒算出PE估值在17-20倍左右。分红比例来看，火电资产当前A股分红比例不足40%、H股受海外投资者偏好影响分红比例为50%，均存在向上提升空间；市场预期合理股息率来看，基于盈利趋于稳定背景下，火电资产分红能力可靠程度大幅提升，预期股息率有望下修，分子分母端同时打开市值空间。