火电议价能力的提升将依区域分化为两条主线。兴业证券研报认为，东部高负荷用电大省在电量电价层面有望企稳回升，西北新能源大省则在灵活性价值层面获得支撑。区域火电装机集中度是决定电价弹性的关键变量——CR3达79%的上海、71%的浙江等省份电价更为坚挺，而CR3仅44%的广东则面临较大竞价压力。“十五五”期间电量供需趋于平衡，火电议价能力有望系统性改善。

东部省区用电增速与负荷水平相对较高。2025年沿海经济大省广东、江苏、山东、浙江和河北五省合计用电量3.98万亿度，占全社会用电量的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%，增速显著高于全国平均水平。高用电增速叠加火电投产潮收尾，东部地区电量供需有望率先趋于平衡。

用户侧对电价接受程度更高是东部地区的另一优势。广东7月月度中长期交易综合电价同比提升29.80%至483.38元/兆瓦时，环比6月提升20.44%；江苏集中竞价加权均价环比提升3.15%。月协及现货电价已出现上行信号。经测算，多数省份2027-2028年电量供需逐步平衡，建议关注电量电价企稳回升空间。上海、浙江、安徽、江苏等东部省份火电装机CR3分别达79%、71%、58%、36%，高集中度有利于电价竞价结果的稳定。

西北等新能源大省的火电议价能力体现为灵活性价值的兑现。据各省“十五五”规划，新能源规划增量普遍高于“十四五”实际增量——甘肃规划风光装机增量7991万千瓦、宁夏4268万千瓦、内蒙古新能源装机达3.25亿千瓦。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电源收益。

新能源占比较高的省份容量电价提升更快。甘肃、吉林已将煤电容量电价补偿标准提升至330元/千瓦·年，辽宁提升至370元/千瓦·年，较2024-2025年100元/千瓦·年的水平大幅提升。容量电价补偿比例的提升，直接增厚了火电企业的固定收益，使其对电量电价的波动承受能力增强，综合电价更具韧性。推荐关注甘肃能源、陕西能源、华能蒙电等西北地方火电企业。

区域火电装机集中度是决定电价竞价结果的关键变量。上海火电市场基本由申能股份（省属国企）、上海电力（央企）与华能国际（央企）三家主导，CR3达79%。通常在市场化交易环境下，竞争格局集中度较高的省份电价较为坚挺，央企主导的格局下竞价结果更为理性。

浙江省CR3约71%（浙能电力、国能浙江、华能集团），安徽省58%（皖能电力、淮河能源、华电国际），陕西省54%，河北省51%，山东省49%，福建省46%，广东省44%。广东省CR3最低（粤电力A市占率仅25%），2026年度长协电价降至372.14元/兆瓦时，基本达到电价下限。集中度差异直接映射为电价韧性差异——广东因格局分散、竞争激烈，电价下行压力最大；上海、浙江因高度集中，电价更具支撑。

上市公司层面，全国性火电企业的区域布局差异显著。国电电力与华电国际火电资产布局较为集中，前者于江浙皖三省上网电量占比达54.1%，后者于山东/江苏/安徽/广东火电上网电量占比合计约62.3%。华能国际与大唐发电分布较为均匀，华能国际侧重华东（山东/江苏/浙江合计约34.9%），大唐发电北方地区机组占比较高（河北/内蒙古合计约28.2%）。

布局集中的企业在优势区域电价回升时弹性更大。国电电力在华东高用电省份的集中布局，使其在东部电价企稳回升中受益最为直接；华电国际在山东、江苏、安徽、广东四省的火电资产占比超六成，兼具东部电价弹性和广东成本压力的双重特征。地方性火电企业依托属地优势集中发展省内火电，在区域电价回升中的弹性更为突出。推荐关注申能股份（上海）、皖能电力（安徽）、建投能源（河北）、华能蒙电（内蒙古）、陕西能源（陕西）、甘肃能源（甘肃）等区域龙头。

图表5：部分省份火电装机CR3及电价韧性对比（2025A）

省份	CR3	主导企业	电价韧性评估
上海	79%	申能股份、上海电力、华能国际	高
浙江	71%	浙能电力、国能浙江、华能集团	高
安徽	58%	皖能电力、淮河能源、华电国际	中高
河北	51%	建投能源、大唐集团、国家能源	中
山东	49%	华电国际、华能集团、国家能源	中
福建	46%	国家能源、华电集团、国投集团	中低
广东	44%	粤电力A、深圳能源、国家能源	低