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： 2027年是火电行业基本面修复的关键节点：新能源装机增速大幅下滑（2026年前5月风电-45.87%、光伏-69.88%），叠加充换电、数据中心等新业态拉动用电需求，测算2027年起电量供需格局改善，火电利用小时数降幅收窄。 火电议价能力提升有两条清晰路径：西北等新能源大省——高新能源占比带来调节需求，火电灵活性价值通过现货套利和辅助服务兑现（甘肃、吉林容量电价已上调至330元/千瓦·年）；东部用电大省——高用电增速下电量电价存在企稳回升空间。 “十五五”折旧到期是重要的利润增厚窗口：2005-2007年首轮投产高峰机组（占2025年末火电装机14.72%）将在“十五五”期间陆续折旧到期，可释放度电折旧约0.052元/度。 行业自由现金流转正打开分红提升空间：SW火电2025年自由现金流“十四五”以来首次转正达648亿元，多数火电企业2026-2028年自由现金流呈上行趋势，叠加市值管理考核深化，分红比例有望提升。 集中度高的区域电价更为坚挺：上海火电CR3达79%、甘肃69%、安徽58%，竞争格局集中有利于电价稳定；CR3仅44%的广东则年度长协电价持续下行至372.14元/兆瓦时。 高参数大容量机组已成行业主力：60万千瓦级及以上机组占比持续提升，百万千瓦级煤机在华能国际/华电国际/国电电力/大唐发电中分别占17.7%/23.7%/32.5%/16.3%，其煤耗更低（超超临界百万千瓦268克/度 vs 30万千瓦级290克/度）。H2：火电的“逆周期”与“顺周期”——煤价之外的新逻辑。火电历史行情主要与煤价呈反向波动。但当前行业正在发生结构性变化——议价能力、折旧到期、自由现金流三重改善信号叠加，火电的盈利逻辑正在从“被动跟随煤价”转向“主动修复基本面”。短期：煤价上行挤压利润，但电价传导机制在改善。截至7月17日，秦岛煤价较年初上涨18.84%至820元/吨。但2026年度长协电价签约比例要求由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——广东7月月度中长期交易综合电价同比提升29.80%。中期：2027年供需格局改善是基本面拐点。新能源全面入市后新增装机增速大幅下滑（2026年前5月风光新增装机同比分别-45.87%/-69.88%），火电投产高峰收尾；充换电、数据中心等新业态拉动用电需求持续增长（中电联预计2026年用电量+5-6%）。测算显示2027年起电量供需格局改善。长期：容量电价+灵活价值完善收入结构。火电机组可凭借深度调峰、启停调节等方式获取灵活价值收益。一季度华电国际、华能国际、大唐发电平均上网电价同比仅分别下降0.013、0.027、0.022元/千瓦时，优于市场预期。容量电价补偿标准亦随之提升，甘肃、吉林已将2026年煤电机组容量补偿标准上调至330元/千瓦·年。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：议价能力的“双主线”逻辑——西部灵活性与东部电价。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，火电机组可通过参与现货市场套利或辅助服务市场获取灵活电源收益。同时，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。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%，相关省份用户侧对电价接受程度更高。集中度决定议价能力。竞争格局集中度较高的省份电价较为坚挺。上海CR3达79%、甘肃69%、安徽58%、陕西54%、河北51%。格局分散的省份易出现价格内卷——广东CR3仅44%，2026年度长协电价已降至372.14元/兆瓦时，基本达到电价下限。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：折旧到期的“利润增厚”效应——为什么这次不一样。2005-2007年首轮投产高峰机组即将迎来折旧到期，这是火电行业近年来最重要的利润增厚机会之一。规模有多大？2005-2007年，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%。能增厚多少利润？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10%，部分企业达约15%。本轮折旧到期的机组质量更高。本轮折旧到期的机组中大型机组占比较此前更高。华能国际与华电国际60万千瓦级以上占比分别约68%和78%。高参数大容量机组煤耗水平更低——超超临界百万千瓦标杆供电煤耗268克/度，而30万千瓦级为290克/度。上市公司层面，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%。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——从“资本开支高峰”到“分红释放期”。火电行业正在经历从“大规模资本开支”到“自由现金流释放”的关键转折。资本开支高峰已过。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。以华能国际为例，2025年公司风光装机增量同比减少1.7GW，2026年风、光资本开支规划调整至305与72亿元（2025年规划为362与150亿元）。2025年SW火电合计资本开支2628.10亿元，同比减少6.64%。自由现金流转正。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。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。分红提升可期。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：投资逻辑与重点关注方向。核心投资逻辑（三重改善叠加）。1. 议价能力提升：西部灵活性价值释放（容量电价上调至330元/千瓦·年）+东部电量电价企稳回升（五省用电量占全社会38.35%）。2. 折旧到期增厚利润：2005-2007年投产机组（占火电装机14.72%）将于“十五五”集中折旧到期，释放度电折旧0.052元/度。3. 自由现金流改善：SW火电2025年自由现金流首次转正达648亿元，分红比例有望提升（皖能电力规划2027年达50%）。重点关注方向：全国性龙头：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）——非煤成本压降空间大，资产全国化布局下电价降幅可控。地方性高股息：申能股份、皖能电力、建投能源、华能蒙电、陕西能源、甘肃能源——供需格局较好、电量电价稳定性强，或灵活性价值对综合电价支撑显著。估值与股息率：以2027年预期股息率计，华能国际H股6.6-7.3%、大唐发电H股6.5-7.0%、建投能源5.2-5.9%、皖能电力4.7-5.6%、申能股份5.0-5.3%。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）。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。