2025年电力行业投资策略：火电商业模式迎来拐点，盈利稳定性有望提高

1、 由电量电源转型支撑电源，利用小时数预计持续下降

目前新能源装机和发电力占比持续提升，电力系统主体电源由连续可控的火电 机组变为弱可控和强不确定的风光机组，火电的功能从电量生产转为兜底调节，利 用小时数逐年下降，单位发电分摊的固定成本越来越高；同时，高比例可再生能源 和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显，常规火电机组被新能源机组大规 模替代导致系统转动惯量减少、电力系统保持频率和电压稳定的能力下降，电力系 统辅助调节服务需求大幅增加。 2023 年，发改委和能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格 〔2023〕1501 号），将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化 方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型 进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值。 煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元，2024-2025 年，多数地 区回收 30%固定成本；2026 年起，全国回收比例不低于 50%。

2025 年，发改委和能源局发布《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕 411 号），明确按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类电力辅助 服务市场价格形成机制，健全电力辅助服务费用传导机制，充分调动可调节资源主 动参与系统调节积极性，服务新型电力系统建设。 随着容量补偿、辅助服务市场弥补电力可靠性价值、灵活性价值传导机制的缺 失或不完善的问题，煤电商品属性有望逐步还原。未来煤电从主力电源向辅助电源 转型，随着利用小时下降，煤电行业盈利水平对上游煤价和下游电价的敏感性有望 逐渐降低。同时，根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，截至 2019 年底，我国煤电机组平均服役年限为 12 年；据此推断，我国煤电机组平均服役 年限将于“十五五”期间接近 20 年折旧年限，折旧到期后容量电价将成为煤电重要 利润来源。随着辅助服务市场的逐步完善，辅助服务收入有望覆盖机会成本、改造 投入与边际燃料成本并带来合理收益。

从电力供给结构来看，能源转型持续推进，火电装机容量和发电量占比逐年下 降。2025 年 4 月，全国风光装机历史性超过火电装机；截至 2025 年 5 月末，全国火 电装机 14.57 亿千瓦，在电力装机结构中占比 40.4%，较 2020 年末下降 16.2%；2025 年 1-5 月，全国火电发电量 2.44 万亿千瓦时，在全国发电量总额中占比 73.2%，较 2020 年下降 7.6%。

从电力需求来看，能源消费电气化转型和产业转型共同推动电力消费弹性上升， 电力需求持续较快速增长。2015 年供给侧改革以来，我国第三产业 GDP 占比逐年上 升，由 2015 年的 46.4%提升至 2024 年的 56.4%。第三产业电力消费弹性系数较第二 产业更高，产业转型带动电力消费弹性上升，2008-2015 年，全国电力消费弹性系数 均值 0.61，2026-2024 年，全国电力消费弹性系数均值 0.99。2024 年，全国全社会用 电量 9.85 万亿千瓦时，同比增长 6.8%。 新兴电力需求场景与极端气候现象增多导致全国最大用电负荷快速增长。2024 年全国统调最高用电负荷达 14.5 亿千瓦，同比增长 8.3%。据中电联预计，2025 年全 国全社会用电量 10.4 万亿千瓦时，同比增长 6%左右；全国统调最高用电负荷 15.5 亿千瓦左右，同比增长 6.9%。以 2020 年为基数，十四五期间全社会用电量 CAGR 约 6.8%，全托统调最高负荷 CAGR 约 7.6%。

从电力电量供需平衡表来看，“十五五”乃至更长时期里全国将呈现电量（能量） 供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局。 假设“十五五”期间全国最大用电负荷 CAGR 约为 4.1%；此处引入保证出力系 数（可控功率维度表征机组顶峰发电能力），假设火电、水电、抽水蓄能、核电、生 物质能发电的置信容量系数均为 1.0，风电、光伏发电保证出力系数分别为 0.1、0.0； 随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升，电力系统备用率（保证出力容 量/最大电力负荷-1）持续下降，电力供需趋紧，系统灵活性资源稀缺性愈发凸显； 此外，在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需 的平衡角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳 增长，通过新建 60 到 100 万千瓦的大型机组和淘汰 30 万千瓦以下机组来实现。

不考虑规模以下发电机组和系统损耗电量，假设发电量与全社会用电量相等； 燃气发电、水电、生物质能发电利用小时数保持稳定；假设核电小幅参与调峰，利 用小时数逐年小幅下降；风电尽管存在优质风场资源有限限制，但是考虑风机大型 化和海风开发，利用小时数趋于稳定；光伏受限于消纳条件，利用小时数逐年小幅 下降。从电量供需平衡角度测算，考虑容量市场和辅助服务市场顺利建成且机制公 允，预计“十五五”期间火电利用小时数逐年小幅下降，预计将于 2030 年下降至 3500 左右。

2、 短期催化：点火价差基本触底，部分煤电企业盈利弹性大

短期内由于容量电价水平固定、辅助服务市场容量较小，影响煤电行业盈利能 力的核心因素依旧为利用小时数和点火价差（税后电价与燃料成本之差）。

2.1、 预计未来 2-3 年内西南地区和北方主要产煤区火电供需仍偏紧

利用小时数变动反映火电供需情况，火电供需趋紧的省份利用小时数相应上升， 火电供需宽松的省份利用小时数相应下降。考虑各省6000千瓦及以上火电装机容量， 以 2020 年为基数，截至2024 年末，全国共有 10 各省/市火电装机容量增长超过 20%， 其中，海南火电装机增长 49.1%，四川火电装机增长 35.6%，广东、湖南、广西、内 蒙古、江西 5 省火电装机增长约 30%。

从各省火电利用小时数变动来看，西南（重庆、四川、云南）火电供需严重趋 紧，利用小时数大幅提升；北方主要产煤区（新疆、内蒙古、宁夏、陕西、山西、 河北）和东部地区（福建、安徽、浙江、江苏）火电供需偏紧，利用小时数在较高 基数上保持稳定或小幅提升；新增火电装机较多的省份（江西、广东、海南、湖南、 广西）火电供需趋于宽松，火电利用小时数大幅下降。

从各省拟建、在建火电项目数量来看，未来 2-3 年内，西南地区和北方主要产 煤区火电供需或仍偏紧，东部地区火电供需或实现紧平衡，广东火电供需或持续趋 于宽松。据北极星电力网统计，2024 年至 2025 年 2 月底，共有 29 个省份 320 个火 电项目拟建、在建。总体来看，广东、新疆等 12 省项目数量超 10 个，占全国项目 的比例的 72%。局部来看，广东项目数量和装机规模均远超其他省份，在建、拟建 火电项目数量 38 个，总装机量超 1800 万千瓦；新疆项目数量 27 个；内蒙古、安徽 项目数量约 20 个。考虑到三北地区新增火电项目主要是大基地配套调峰火电和少量 煤电联营项目，预计在本轮火电项目投产后供需仍偏紧。

2.2、 现货煤价回落至基准价水平，火电企业盈利显著改善

在电力现货市场建设之前，我国火电上网电价形成机制主要经历了还本付息电 价、经营期电价、标杆电价以及市场化电价四个阶段。 1985 年后，改革开放促进了我国经济的高速发展，为了调动各方特别是社会资 本投资电力工业的积极性，我国打破“完全管制电价”的制度，采用了“还本付息” 电价机制，规定利用贷款建设的集资电厂或机组在还本付息期间，按照成本、税金、 具有还本付息能力和获取合理利润的原则核定上网电价，电力工业得到发展。 1997 年，电力供需矛盾形势有所缓和，电价机制由“还本付息电价”转为“经 营期电价”，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定上网电价。 2002 年，国务院下发《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5 号文件），电力工 业开始进行厂网分开、主辅分离，2003 年 7 月，国务院办公厅《关于印发电价改革 方案的通知》（国发办〔2003〕62 号）提出了上网电价、输配电价、销售电价的改革 目标和电价管理原则，而后随之出台了相关的配套实施办法，我国燃煤上网电价开 始实行事前核定“标杆电价”，并建立了煤电联动机制。 2019 年 10 月，国家发展改革委下发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革 的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制转为“基准价+上下浮动” 的市场化机制，浮动比例定为上浮 10%、下浮 15%。而后煤价出现急剧上涨，2021 年，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发 改价格〔2021〕1439 号），放开所有燃煤发电进入市场，同时将浮动比例调整为上下 浮动 20%。需要强调的是，当前的市场化机制的本质为“有管理的市场化电价”，电 价波动区间受政策限制，并没有实现由供需定价的真正市场化。

电煤贸易合同以中长期合同为主，鼓励“淡储旺用”。根据国家发改委《关于做 好 2025 年电煤中长期公同签订履约工作的通知》，发电企业以 2023 年 11 月-2024 年 10 月的国内耗煤量（总耗煤量扣除进口煤使用量）为基数，根据上网电量按比例核 算。发电企业合同签订量不应低于签约需求的 80%，鼓励根据供需情况多签、签实。 同时，供需企业应在协商一致基础上，将年度电煤中长期合同细化分解到月，鼓励 “淡储旺用”，原则上淡季月份分解量不低于旺季分解量的 80%。 电煤中长期合同价格采用“基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各 50%，2023-2025 年下水动力煤（5500）中长期合同基准价维持在 675 元/吨。浮动 价采用全国煤炭交易中心综合价格指数（NCEI）、环渤海动力煤综合价格指数（BSPI）、 泰皇岛动力煤综合交易价格指数（CCTD）、中国电煤采购价格指数（CECI）上月最 后一期综合价格的算数平均值。“基准价十浮动价”由全国煤炭交易中心根据价格机 制按月测算和发布。2023 年末至 2025 年初、2025 年初至 2025 年 6 月末，四项电煤 价格指数均值下降约 50 元/吨；截至 2025 年 6 月末，四项电煤价格指数均值 657 元/ 吨，低于中长期合同基准价 675 元/吨。

2023 年末以来，动力煤大宗价格持续下降，截至 2025 年 6 月末，CCI 动力煤 综合价格与大宗价格指数均已跌破长协价。2025 年二季度 CCI 动力煤（5500）大宗 价格指数（反映现货价格水平）均值为 641 元/吨，同比下降 213 元/吨，环比下降 100 元/吨；截至 2025 年 6 月末，大宗价格指数报 631 元/吨，长协价格指数报 669 元/吨。

2021-2022 年，煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突，全球能源价格大幅上涨，煤炭 价格屡创新高，而煤电上网电价仅 10%的浮动范围限制导致煤电行业陷入大面积亏 损。2021 年 10 月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的 通知》（发改价格〔2021〕1439 号），将煤电上网电价浮动范围放宽至 20%，高耗能 企业市场交易电价不受上浮 20%的限制，一定程度上缓解了煤电企业的经营困境。 2023 年火电行业全面实现扭亏，2024 年业绩持续增长，2025 年全年行业盈利 有望进一步改善。2022 年以来煤炭价格逐渐回落，行业燃料成本压力缓解，经营业 绩修复，2023 年火电行业全面实现扭亏。2024 年，火电行业实现归母净利润 606.98 亿元，同比增长 33.2%；2025 年一季度，火电行业实现归母净利润 212.06 亿元，同 比增长 7.8%。

行业盈利能力持续修复。2024 年火力发电行业毛利率/归母净利率 14.3%/5.0%， 同比提升 1.6pct/1.1pct；2025 年一季度，行业毛利率/归母净利率 16.0%/7.2%，同比 提升 1.8pct/1.1pct。

2.3、 煤价下行幅度超电价下行幅度，北方多省点火价差同比提升

2015 年，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改 价格〔2015〕3169 号） 明确以中国电煤价格指数 2014 年各省（价区）平均价格作 为基准煤价，与之对应的上网电价为基准电价；各省电煤到厂价指数（5000 动力煤） 按月发布。2019 年，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》（发改价格规〔2019〕1658 号），明确从 2020 年 1 月 1 日起不再实行煤电 标杆电价，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，各省电煤到场价停止披露。 为量化各省煤电燃料成本，我们以 2019 年 12 月为基期，假设到厂煤中 85%为 长协煤，15%为现货煤，通过 CCI 大宗和 CCI 长协价格指数区间变动幅度来估算 2020 年至今各省电煤到厂价水平，即：

电煤到厂价区间变动幅度=85%×CCI 长协变动幅度+15%×CCI 大宗变动幅度

尽管电力市场中年度长协交易占比更高，但是由于该电价数据不透明，我们重 点关注变化方向和幅度而非绝对额，除山东、江苏、广东三省使用市场化交易均价 之外，其余各省电价采用电网代理购电价格和容量电价加权来表征；根据各省电价、 省内累计供电煤耗和电煤到厂价计算点火价差。自 2024 年起，火电容量电价从电量电价中独立出来单独补贴，为保持前后数据可比性，我们在 2024-2025 年代理购电价 格基础上增加了容量电价部分；各省容量电价折合度电水平计算方式为：各省当期 容量电价补贴/各省当期火电利用小时数。 从历史数据来看，各省点火价差数据存在较大差异。北方产煤区（山西、内蒙 古、新疆、陕西）、环渤海地区（河北、天津、辽宁）、中部地区（河南、湖南、湖 北）以及东部地区（上海、江苏、浙江、广东）点火价差较高；水电大省四川、云 南、青海代理购电价格受水电价格影响较大，点火价差可能失真；广西点火价差偏 低且波动较大。从边际变化来看，北方主要产煤区、环渤海地区、中部地区多数省 份点火价差同比有所提高；东南沿海地区多数省份点火价有所下降。

由于 2024 年暖冬叠加闰年高基数，2025 上半年火电利用小时数同比有所下滑； 从单位装机的点火差收益（点火差×利用小时）的边际变化来看，2025 上半年，北 方产煤区和环渤海地区的多数省份单位装机点火差收益同比仍有所提升，点火差的 提高冲抵了利用小时数下降的影响，火电机组盈利同比向好；东部沿海地区火电盈 利能力承压，江苏、浙江、广东火电单位装机收益下降较多。

3、 长期演绎：调节价值重估，周期属性弱化，盈利稳定性有 望提高

电力现货市场中，电能量价格由系统根据发电侧申报量价信息及用户侧申报数 据（或者负荷预测数据），以发电成本最小化为目标计算得出，价格形成机制为供需 定价。开展电力现货市场建设后，上网电价按照电力商品的不同维度属性开始细化， 由“综合性上网电价”向“电能量+有效容量+调节服务”电价体系转变。2023 年 11 月，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发 改价格〔2023〕1501 号），将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单 独结算，通过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转 变。2024 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务 市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号），对辅助服务市场进行全流程的规 范。至此，电力商品“电能量+有效容量+调节服务”的价格体系在国家政策层面予 以确定，发电侧上网电价市场化形成机制的顶层设计完成闭环。

3.1、 容量电价保障煤电固定成本回收，折旧到期后利润可观

容量电价将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单独结算，通 过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转变。随着新 能源渗透率逐渐提高，煤电的功能需要从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年 下降，单位发电分摊的固定成本越来越高，容量电价机制对净发电空间内无法回收 的固定成本进行补偿。2023 年，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价 机制的通知》，将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式 形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度 等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保 煤电行业持续健康运行。 2024-2025 年，多数地区回收 30%固定成本，部分转型较快地区（如新能源高 占比省份）回收 50%；2026 年起，全国回收比例不低于 50%。

3.2、 辅助服务市场补贴煤电灵活性价值

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务；电力 辅助服务市场是指经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相 应收益的市场运行机制。 2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场 价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号），提出不断完善辅助服务价格形成机制， 并明确辅助服务价格合理上限。其中，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新 能源项目的上网电价；调频性能系数最大不超过 2，调频里程出清价格上限不超过 每千瓦 0.015 元；备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。 2025 年 4 月，国家能源局综合司发布《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源 规〔2025〕411 号），明确按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各 类电力辅助服务市场价格形成机制，健全电力辅助服务费用传导机制，充分调动可 调节资源主动参与系统调节积极性，构建统一规范的电力辅助服务市场体系，服务 新型电力系统建设。 火电企业为辅助服务市场主要获益主体。根据国家能源局的数据，截至 2023 年 6 月底，全国发电装机容量约 27.1 亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千 瓦；2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费的 1.9%；按价 格形成机制分类，市场化补偿费用 204 亿元，占比 73.4%，固定补偿费用 74 亿元， 占比 26.6%；按辅助服务类型分类，调峰补偿 167 亿元，占比 60.0%，调频补偿 54 亿元，占比 19.4%，备用补偿 45 亿元，占比 16.2%；按电源侧发电主体分类，火电 企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。

3.3、 煤电项目收益率有望得到保障，折旧到期后容量电价贡献稳定收益

根据中电联《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》，煤电机组设计寿命一般为 30 年，到期后符合条件的机组可适当延寿；截至 2019 年末，我国现役机组平均服役 年限 12 年。2019-2024 年，我国煤电装机容量净增加 1.54 亿千瓦，增幅仅 14.8%。 据此推断，若现役煤电机组折旧年限为 20 年，则我国大部分现役煤电机组折旧到期 时间集中在 2027 年前后。 以上市公司 2019 年发电设备当期折旧做线性外推得，截至 2019 年末，各公司 现役发电设备折旧到期时间集中在 2031 年前后。2019-2024 年期间，多数上市公司 火电装机增幅较小，2019 年之前的存量机组占主导，2030 年前后现役机组折旧到期 后，上市公司利润有望得到较可观的提升（上市公司 2019 年之前投产的火电存量机 组单位造价约 4.0 元/瓦，建设期 2 年，建设期利息费用资本化，假设项目采用 20 年 线性折旧，残值率 5%，则年折旧率 4.8%，年折旧金额约 200 元/千瓦）。

考虑 2019 年之前投产的存量 200 万千瓦（3×66 万千瓦或 2×100 万千瓦）电站； 假设单位造价 4.0 元/瓦，建设期 2 年，建设期利息费用资本化；火电机组设计寿命 一般为 30 年，到期后符合条件的机组可适当延寿；项目采用 20 年线性折旧，残值 率 5%；期间费用率 3%；5500 动力煤价格取中长期合同基准价 675 元/吨。

电量电价部分核心假设如下：①2025 年利用小时数 4250，2030 年利用小时数减 少至 3500 小时以下（根据电量供需平衡表预测）。②负荷率 50%时，平均供电煤耗 300 克/千瓦时；负荷率下降至 40%时，平均供电煤耗提高 10 克/千瓦时至 310 克/千 瓦时。③考虑较悲观情景，2025-2030 年上网电价 400 元/兆瓦时（不含税，下同）。 容量电价部分核心假设如下：2025 年容量电价水平为每年每千瓦 100 元，2026 年起容量电价固定成本回收比例不低于 50%，即每年每千瓦 165 元，考虑较悲观情 景，2025-2030 年煤电容量电价水平维持每年每千瓦 165 元。 辅助服务部分核心假设如下：①假设 2025 年火电最小出力 40%，每年降低 2%； 理论调峰电量总量=（50%-实际负荷率）×装机容量×8760。②火电 50%以下出力才 能够获得调峰补偿，30%-50%出力为非深度调峰，非深度调峰单价 100 元/兆瓦时（税 后 88.5 元/兆瓦时，与 2025H1 各省点火价差中位数水平相当）。 其他假设如下：①项目建设期贷款已偿还完毕，项目财务费用为 0；②首年运维 费用、人员费用等其他固定成本为每年每千瓦 200 元，运维、人员费用等其他固定 成本水平随负荷率降低和最小出力运行时间增加而提高。 假设存量煤电机组自 2027 年起陆续折旧到期（我们重点关注折旧到期前后项目 收益模式的变化而非折旧到期的绝对时间）。从项目利润表来看，2025-2030 年项目 收入基本维持稳定，营业成本随燃煤成本减少而逐渐下降；项目折旧完成后将释放 4.0 亿元税前利润，利润大幅增长。

从各项关键经营指标来看，点火价差（税后电价-单位供电燃煤成本）由于供电 煤耗提高而电价保持不变而持续下降；2026 年由于容量电价水平提高，项目单位供 电利润大幅提升；2027 年起随着项目折旧陆续到期，折旧逐渐减少，单位供电利润 与毛利率大幅提升。假设情景下，2029 年存量项目折旧较 2027 年减少 50%，毛利率 提升 5.9pct，单位供电净利润提升 158.6%。

假设项目盈利全部分红（项目没有扩张，利润留存率设置为 0%），项目净资产 （投入资本）=项目建设投入的资本金+建设期利息费用，项目净资产在项目全生命 周期中是固定值。假设贷款利率 5%，建设期 2 年，则项目总投入资本为 28.12 亿元。 随着容量电价水平提升与折旧到期，项目 ROE 与 ROIC 有望逐渐提升，从 2025 年 的 1.23%提升至 2030 年的 9.49%（由于假设项目建设期贷款已偿还完毕，项目无财 务费用支出，故 ROE 与 ROIC 相等）。

假设项目燃煤成本全部由电量电价收入承担；折旧全部由容量电价收入承担； 运维及其他固定成本由电量电价、容量电价、辅助服务收入按收入比例分摊。 从项目毛利结构来看，电量电价贡献度逐渐减小，容量电价贡献度随着补贴提 升和项目折旧到期而陆续提高；辅助服务由于 2030 年之前火电调峰大多为非深度调 峰，调峰成本增加不显著，毛利贡献度逐渐提高。到 2030 年，电量电价、容量电价、 辅助有望贡献 40%、30%、30%项目毛利。

容量电价补偿能够覆盖煤电项目大多数固定成本。假设项目运维费用、人员费 用等其他固定成本取固定值每年每千瓦 200 元，折旧与运维等固定成本总计每年每 千瓦 400 元。考虑极端情景，若项目固定成本全部由容量电费承担，当煤电利用小 时数下降至 2500 小时，容量电费补贴提高至每年每千瓦 330 元，容量电费无法回收 的固定成本折合度电水平仅 28 元/兆瓦时。

编辑：火腿肠