公用事业行业火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善-260724（27页）.pdf

核心结论速览： 火电中长期基本面转好预期明确：2027年起我国电量供需格局迎来改善，火电机组利用小时数降幅收窄。新能源全面入市后新增装机增速下滑（2026年前5月风电、光伏新增装机同比分别下降45.87%和69.88%），火电投产高峰有望于年内收尾。 议价能力多路径提升：东部用电大省高用电增速下火电电量电价存在企稳回升空间（广东、江苏、浙江等五省2025年合计用电量占全社会38.35%）；西北等新能源大省火电灵活性价值有望进一步体现，容量电价补偿比例亦有望更快提升（甘肃、吉林已上调至330元/千瓦·年）。 “十五五”将迎机组集中折旧到期：2005-2007年首轮火电投产高峰（合计占2025年末火电装机14.72%）有望于“十五五”期间陆续折旧到期。以机组造价4500元/千瓦、利用小时4147小时计，约可释放度电折旧费用0.052元/度。 行业自由现金流转正：SW火电2025年自由现金流“十四五”以来首次转正，达648.22亿元。经测算，多数火电企业2026-2028年自由现金流普遍回正并呈上行趋势。 年协电价签约比例及电价限制放宽：2026年度长协签约比例要求由80%降至70%，鼓励签订灵活价格机制。月协及现货电价占比提升有望更充分反映煤价与电力供需变化。 容量电价持续提升完善火电收入结构：绿色转型较快的甘肃省、吉林省等已将2026年煤电机组容量补偿标准上调至330元/千瓦·年，进一步保障火电盈利稳定性。H2：火电行业行情复盘——煤价仍是核心驱动。火电行情主要受市场对煤价、电价与电量三个因素的动态预期驱动，其中板块行情与煤价走势高度相关。火电成本中约七成为燃料成本，煤价变化直接影响火电盈利能力。2026年以来，尽管年协电价下行叠加市场煤价回升造成火电盈利承压，但在AI用电需求提升、能源通胀等预期驱动下，前5月SW火电行业上涨41.9%；随后板块高位回调，6月1日至7月17日下调25.9%；年初以来火电行业整体上行5.15%。短期承压：煤价上行挤压盈利空间。截至7月17日，秦岛动力煤（5500K）价格较年初上涨18.84%至820元/吨。供给端山西等地安全监管持续高压，产地煤矿供应偏紧；需求端受厄尔尼诺效应影响，广东、江浙等地尖峰负荷提前到来，电厂日耗同比提升。燃料成本上行可为煤电电价谈判提供一定支撑，但年度长协电价调整往往滞后于煤价波动，叠加绿电挤占出力空间，短期火电企业盈利面临压力。中期拐点：2027年电量供需格局改善。供给侧，新能源全面入市后新增装机增速下滑。2026年前5月全国风光新增装机分别为25.05GW和59.59GW，同比下降45.87%和69.88%；火电投产高峰亦有望于年内收尾。需求侧，充换电、数据服务等新业态拉动用电需求。中电联预计2026年我国用电量同比增加5-6%。2030年新能源汽车总充电量有望达3839亿千瓦时（约2025年的3倍），算力中心用电量预计达8000亿千瓦时（约2025年的4.7倍）。数据来源：兴业证券《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》（2026年7月24日）。H2：议价能力提升路径——西部灵活性价值与东部电价拐点。火电议价能力的提升将依区域分化为两条主线：主线一：西部、北部——灵活性价值释放。西北等新能源大省“十五五”新能源规划增量普遍高于“十四五”实际增量，高新能源占比带来较大电力系统调节需求。火电机组可通过深度调峰、启停调节等方式获取灵活价值收益，参与现货市场套利或辅助服务市场获取收益，为其综合电价提供支撑。新能源占比较高的省份容量电价提升较快。甘肃、吉林已将煤电容量电价补偿标准提升至330元/千瓦·年，辽宁已提升至370元/千瓦·年。主线二：东部——电量电价企稳回升。东部用电大省用电增速与负荷水平相对较高。2025年广东、江苏、山东、浙江和河北五省合计用电量3.98万亿度，占全社会用电量38.35%；2026年前5月五省用电量分别同比+9.2%、+6.2%、+3.6%、+7.4%、+6.3%，用户侧对电价接受程度更高。集中度与议价能力正相关。竞争格局集中度较高的省份电价较为坚挺。以上海为例，申能股份、上海电力与华能国际三家合计市占率达79%。部分集中度较高的省份由省属国企主导，竞价结果更易受地方政府影响。数据来源：兴业证券《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》（2026年7月24日）。H2：机组折旧到期——“十五五”利润增厚窗口。首轮投产高峰迎折旧到期。2003年全国缺电推动火电机组集中开工，2005-2007年形成首轮火电投产高峰，全国火电装机净增量分别为6190、9244和7225万千瓦，合计约占2025年末火电装机的14.72%。以20年折旧期计，相关机组有望于“十五五”期间陆续折旧到期。以华能国际与华电国际为例，2005-2010年建成投产的火电机组容量分别约占其火电总装机的40%和36%。度电折旧释放空间。假设机组造价4500元/千瓦、折旧期限20年、残值率5%，以2025年火电机组利用小时数4147小时计，直线法下可释放度电折旧费用0.052元/度。2025年多数火电企业机组折旧费用约占火电成本的10%，部分具备煤价优势的企业如甘肃能源达到约15%。高参数大容量机组占比提升。60万千瓦级及以上高参数大容量机组已成为行业主力。截至2025年末，华能国际/华电国际/国电电力/大唐发电百万千瓦级煤机占比约17.7%/23.7%/32.5%/16.3%，60万千瓦级机组约38.5%/42.0%/41.3%/43.5%。高参数机组煤耗水平更低。超超临界百万千瓦与60万千瓦级机组标杆供电煤耗分别为268和275克/度，超临界60万千瓦与30万千瓦级机组则分别为286和290克/度。数据来源：兴业证券《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》（2026年7月24日）。H2：自由现金流改善——分红提升可期。行业自由现金流转正。本轮火电投产潮逐步收尾，“十五五”期间火电增量机组有限。绿电因市场化电价走低建设节奏放缓，火电企业资本开支呈收缩趋势。2025年SW火电合计资本开支2628.10亿元，同比减少6.64%。叠加2025年燃料成本处于低位，行业自由现金流“十四五”以来首次转正，达648.22亿元。主要企业自由现金流测算。经测算，多数火电企业2026-2028年自由现金流普遍回正并呈上行趋势：| 公司 | 2024A | 2025A | 2026E | 2027E | 2028E ||||||||| 华能国际 | -131.2 | -131.2 | 2.9 | -2.9 | 75.0 || 华电国际 | 38.2 | 38.2 | 18.8 | 26.3 | 90.6 || 大唐发电 | -44.9 | -44.9 | 7.9 | 77.5 | 133.6 || 国电电力 | -24.6 | -24.6 | 38.4 | 261.9 | 279.8 || 华润电力 | -118.8 | -5.7 | 32.8 | 78.6 | 124.6 |分红意愿与能力提升。自由现金流改善叠加市值管理深化，火电企业分红能力与意愿有望逐步提升。国务院国资委将市值管理纳入央企负责人考核，电力行业市值管理持续深化。皖能电力已规划2025-2027年度现金分红比例分别不低于40%、45%、50%，2023及2024年度分红比例为35%。数据来源：兴业证券《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》（2026年7月24日）。H2：投资建议与重点关注标的。火电行业盈利阶段性承压，但供给侧装机增速放缓、需求侧用电量持续增长，2027年电价有望逐步企稳。叠加报表修复与市值管理考核深化，行业分红意愿与比例有望提升，红利价值逐步显现。推荐关注方向：1）全国性火电龙头：非煤成本压降空间较大，资产全国化布局下电价降幅相对可控。推荐华能国际（H+A）、国电电力、华润电力、华电国际（H+A）、大唐发电（H+A）。2）地方性高股息企业：优选供需格局较好、电量电价稳定性较强，或灵活性价值对综合电价支撑显著的地方火电企业。推荐申能股份、皖能电力、建投能源、华能蒙电、陕西能源、甘肃能源。重点关注标的估值：| 公司 | 2025A归母净利润(亿) | 2026E PE | 2027E PE | 2027E预期股息率 |||||||| 建投能源 | 18.8 | 8.4 | 7.4 | 5.9% || 申能股份 | 40.1 | 11.3 | 10.6 | 5.3% || 皖能电力 | 21.5 | 9.6 | 8.9 | 5.6% || 国电电力 | 71.6 | 15.6 | 13.1 | 4.6% || 华能国际(H) | 144.1 | 6.5 | 6.0 | 7.3% || 大唐发电(H) | 73.9 | 5.9 | 5.5 | 7.0% |数据来源：兴业证券《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》（2026年7月24日）；Wind。如需了解行业趋势与战略洞察，可返回查看本报告深度分析页面。数据来源说明。本页面数据来源于兴业证券于2026年7月24日发布的《火电：议价能力、折旧及现金流等多方面持续改善》研究报告。报告作者：蔡乾（S0190518030002）、李静云（S0190522120001）、朱理显（S0190525010004），研究助理：隋佳航。数据来源包括Wind、中国电力知库、国家能源局、CCTD煤炭市场网、北极星电力市场网、各公司公告等。