火电企业转型与电力市场改革深度分析

2025年以来，中国电力市场改革进入全面深化阶段，核心政策导向呈现以下特征：

• 火电企业年度签约底线从
  70%降至60%
  ，主动签约策略从追求超额收益转向
  保底签约
• 2025年1-11月，全国电力市场交易电量达
  6.03万亿千瓦时
  ，同比增长7.6%，占全社会用电量比重63.7%[1]
• 中长期交易电量5.77万亿千瓦时，现货交易电量2613亿千瓦时，绿电交易电量2967亿千瓦时（同比增长41.3%）[1]

• 2025年初发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》标志着新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型[2]
• 各省承接细则呈现区域分化趋势。以山东为例，光伏机制电价为0.225元/kWh，风电为0.319元/kWh，较煤电基准价0.3949元/kWh分别下浮43%和19%[3]

• 火电企业已从报表端体现容量电价、辅助服务带来的稳定盈利[2]
• 华能国际2024年调峰调频等辅助服务收入合计27亿元，同比增长85%；中国神华2025年上半年火电辅助服务收入达3.2亿元[3]

• 广东2026年起对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分，按
  1:9比例
  分享给用户[2]
• 河南、陕西、安徽、江西、四川等地区也发布了限价政策，政策导向明显向用户端倾斜

• 广东市场化交易电量占比已达
  82%
  ，形成"年度长协+月度竞价+现货实时交易"的完整体系[4]
• 中西部省份如陕西、安徽等正处于过渡期，设置了分时交易收益分成机制

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传统火电企业正经历深刻的功能定位转变，从

向转型[3]。这一转变带来了收益模式的根本性重构：

• 电量收入
  ：占比从2020年的98%逐步下降至2025年预期的55%，2026年将进一步降至47%
• 容量电价
  ：2024年约占总收入的15%，2025-2026年预计提升至18-20%
• 辅助服务
  ：占比从2020年的2%提升至2024年的10%，2026年预期达到15%
• 现货价差套利
  ：新兴业务，2025年占比约15%，2026年预期增至18%

• 2025年股价表现
  ：年初至今涨幅**+52.41%**，表现优异[0]
• 估值水平
  ：P/E 10.36x，P/B 1.52x，低于行业平均但体现成长性预期[0]
• 盈利能力
  ：ROE 12.63%，净利率9.51%，财务态度保守[0]
• 财务健康
  ：最新自由现金流12.72亿元，债务风险分类为高风险但可控[0]

• 2025年股价表现
  ：年初至今涨幅**+12.36%**，相对温和[0]
• 估值水平
  ：P/E 8.38x，P/B 1.16x，估值更具吸引力[0]
• 盈利能力
  ：ROE 14.63%（高于京能），净利率8.14%[0]
• 财务健康
  ：自由现金流为负（-18.40亿元），反映资本开支压力，债务风险分类为高风险[0]

1. 容量电价提供稳定收益
   ：煤电机组获得容量补偿，缓解经营困难[3]
2. 辅助服务市场扩容
   ：深度调峰、备用等系统服务价值凸显，大型煤电企业2024年辅助服务收入显著增长[3]
3. 煤价下行改善空间
   ：2025年京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0%[2]
4. 灵活性改造优势
   ：具有规模优势、调节性能强的机组更具竞争优势[3]

1. 利用小时数下降
   ：2024年全国煤电发电设备利用小时为4,628小时，同比下降[3]
2. 电价承压
   ：在内蒙古、京津冀等风光资源富集区，火电机组上网电价处于下降状态[3]
3. 调峰效率损失
   ：负荷率下降导致锅炉效率下降，增加碳排放成本[3]
4. 改造成本压力
   ：灵活性改造、低碳化建设需要大量资本投入[3]

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火电企业正从传统的周期性行业向转型，这一转变将带来估值体系的重构[2]：

1. 盈利稳定性提升
   ：容量电价+辅助服务提供稳定现金流，降低业绩波动性
2. 分红预期增强
   ：盈利模式多元化后，现金流更加可预测，支撑高股息策略
3. P/B估值法适用性
   ：作为重资产行业，净资产价值成为重要估值锚点

• 区域龙头
  （如京能电力）：享受"公用事业化+成长性"双重溢价，2025年股价涨幅达57.31%[0]
• 地方企业
  ：面临资金规模、技术水平、竞价能力等多重挑战，转型难度较大[3]
• 央企优势
  ：可依托集团母公司优质项目注入，低碳转型绩效优于地方企业[3]

• 容量电价收入占比
• 辅助服务收入增速
• 灵活性改造进度
• 区域电力供需格局

新能源企业自2025年起告别固定补贴，进入全面市场定价阶段，面临三大挑战：

1. 电价下行压力
   ：山东光伏机制电价0.225元/kWh（较基准价下浮43%），风电0.319元/kWh（下浮19%）[3]
2. "零电价"或"负电价"频现
   ：部分省份电力市场年累计近3000小时"零电价"时段，东部用电大省也接近2000小时[1]
3. IRR门槛倒挂
   ：以云南为例，集中式指导电价0.248元/kWh较2023年下降18%，与央企内部6.5% IRR门槛首次倒挂[5]

新能源企业收益模式正从单一电量依赖向"

"多元结构转变[3]：

1. 绿电溢价
   ：2025年1-10月全国累计交易绿证5.96亿个，交易价格提升至5.22元/个[5]
2. 绿证交易规模提升
   ：2024年全国绿证交易4.46亿个，同比增长364%[3]
3. 高耗能行业强制消纳
   ：政策明确要求电解铝、数据中心等强制消纳绿电[5]

：

• P/E估值法适用性下降，盈利波动性加大
• 项目收益率预期下调，影响装机增长预期
• 2025年多家央企废止光伏指标项目80个，规模超11GW[5]

：

• 绿电溢价成为重要收益补充，头部企业绿电交易溢价占比达22%[4]
• 补贴回收加速：金开新能、太阳能2025年前8个月回收补贴分别达2024年全年的190%和170%[5]
• 估值体系向"装机量+绿证收益+碳资产价值"重构

• 风光资源优质区域（如"三北"地区）
• 高比例绿电交易能力
• 低资金成本（央企背景）
• 存量资产"以大代小"改造潜力（如龙源电力）[5]

售电公司正经历从"

"向""的深度转型：

时期	主要盈利来源	批零价差	增值服务占比
2020年前后	批零价差	0.1元/千瓦时	<10%
2025年头部企业	多元化收入	0.03元/千瓦时	>50%

数据来源：网络搜索[4]

• 绿电交易溢价：
  22%
• 虚拟电厂调峰收益：
  18%
• 批零价差收益：
  <50%
• 其他增值服务：
  10%+

：

• 价差空间压缩：批零价差从0.1元/千瓦时降至0.03元/千瓦时，部分省份甚至出现"零价差"[4]
• 利润分成机制：广东1:9、陕西2:8等分成比例向用户端倾斜，压缩盈利空间[2]
• 市场竞争加剧：全国约5000家售电公司，80%以上仍以零售业务为核心营收来源[4]

：

• 增值服务崛起：深圳某新能源公司为电子产业园定制"光伏+储能+节能改造"方案，使用电成本降低30%，售电公司获得"电费+服务费+碳收益"多元收入[4]
• 虚拟电厂聚合：注册主体超1.4万家，参与调峰市场获得新收益来源[1]
• 区域分化机会：广东、江苏等沿海省份市场化程度高，创新业务空间大[4]

• 传统P/E法：适用于零售模式为主的成熟企业
• 平台估值法：适用于聚合大量用户资源的综合能源服务商
• 用户价值法：单个用户ARPU值×用户数×变现能力

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火电企业正从周期股向转型，这一进程将持续推动估值中枢抬升[2]。

1. 容量电价机制完善
   ：2026年容量电价收入占比有望提升至20%
2. 辅助服务市场扩容
   ：调峰、调频、备用等品种丰富度提升
3. 煤价维持低位
   ：长协煤政策继续发挥稳定器作用[1]

• 利用小时数持续下滑
• 碳市场成本上升
• 灵活性改造成本超预期

""格局下，选择具备的综合龙头。

1. 资源质量：弃风/弃光率低于区域平均水平
2. 绿电溢价：高耗能客户绑定能力
3. 资金成本：央企背景或低融资成本平台
4. 存量改造：老旧场"以大代小"潜力

从"价差套利"向""转型，用户资源是核心资产。

1. 用户规模：工商业用户粘性与规模
2. 增值服务：储能、节能改造、碳资产管理等业务占比
3. 技术能力：负荷预测、市场研判、风险管控水平
4. 区域优势：广东、江苏等市场化程度高区域

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1. 火电企业转型
   ：从年度长协转向月度竞价是必然趋势，但容量电价和辅助服务提供了盈利"安全垫"，
   公用事业化
   将推动估值中枢系统性抬升[2][3]

2. 新能源企业挑战
   ：136号文后的市场化定价带来短期阵痛，电价下行压力与"零电价"频现挤压盈利空间[3][5]，但绿电溢价和绿证交易提供长期对冲机制

3. 售电公司重构
   ：盈利模式从单一价差向多元服务转型，
   平台价值
   重估成为关键，头部企业已成功实现收益结构多元化[4]

4. 估值分化加剧
   ：
   • 火电：区域龙头享受"公用事业化+成长性"溢价
   • 新能源：资源与资金优势企业强者恒强
   • 售电：商业模式创新者价值重估

• 重点关注
  ：京能电力(600578.SZ)、皖能电力(000543.SZ)等区域龙头
• 配置策略
  ：作为"红利+防御"核心持仓，享受公用事业化红利
• 风险提示
  ：关注利用小时数下滑、碳成本上升

• 重点关注
  ：龙源电力、三峡能源等风光资源大户，具备绿电溢价能力[5]
• 配置策略
  ：精选个股，关注绿证交易、补贴回收进度
• 风险提示
  ：电价下行、IRR倒挂、项目收益率不达预期

• 重点关注
  ：广东、江苏等区域头部企业，具备增值服务能力
• 配置策略
  ：主题性机会，关注商业模式创新
• 风险提示
  ：价差空间持续压缩、政策变动

类别	关键指标	观察频率
火电	容量电价收入占比、辅助服务收入增速、利用小时数	季度
新能源	绿电交易量、绿证价格、市场化电价水平	月度
售电公司	批零价差、增值服务收入占比、用户数量	季度
政策	电力现货市场扩容进度、碳市场配额分配	月度

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[0] 金灵API数据 - 京能电力(600578.SZ)、皖能电力(000543.SZ)公司财务及市场数据

[1] 新华网 - “1至11月全国电力市场交易电量破6万亿千瓦时” (2025年12月25日)
https://news.cn/2025-12-25/c58efe3a885b45a5bd991e2021b8d0a1/c.html

[2] 证券时报 - “瞬间，封死涨停！136号文，彻底引爆？” (2025年12月3日)
https://www.stcn.com/article/detail/3523161.html

[3] 专题研究报告 - “电力市场化改革全面深化，电力与储能企业盈利模式将重构” (2025年12月)
https://pdf.dfcfw.com/pdf/H3_AP202512131799791567_1.pdf