电价是电力板块最重要的影响因素，火电盈利底部的判断是电力投资的基石。华泰证券研究报告通过长周期测算认为，煤电利用小时在2028年前后见底（约4300小时），参照德国能源转型与我国“十三五”经验，周期底部点火价差可维持0.08-0.1元/度。在容量电价加持下，火电ROE可维持6%-9%。广东、江苏两省统调煤电利用小时已跌破4300，2025年3月月度电价对应的点火价差均恢复至0.08元/度，正在验证这一判断。短期推荐煤价弹性较大的标的，长期布局优质资产穿越周期。

点火价差是火电盈利的核心变量。我们通过三个维度验证周期底部的点火价差支撑。维度一：回顾2015年电改以来10个典型省份年度交易电价，2016-2017年利用小时不足4300时，年度长协报价对应的点火价差在0.08-0.1元/度。点火价差与上年煤电利用小时呈正相关，即使在利用小时最低的年份也未跌破0.08元/度。维度二：广东2021年后利用小时下降至不足4200，2024年更跌破4000，但2025年3月月度电价对应的点火价差已恢复到0.08元/度。江苏火电统调利用小时2024年已下跌至4230，2025年2-3月月度电价的点火价差也超过0.08元/度。两省月度电价的点火价差在利用小时跌破4300后仍维持0.08元/度以上，高频数据正在验证底部判断。维度三：德国能源转型中，2015年硬煤电厂利用小时下降至4300以下，当年点火价差CDS约0.007欧元/度（0.11元人民币/度）。德国经验表明，即使利用小时持续下行，点火价差也不会无限趋近于零。

我们建立DCF模型对煤电公司盈利进行测算。假设单位投资3.2元/瓦、利用小时4300、发电煤耗288克/度、厂用电率5%、原煤价格700元/吨、点火价差0.08元/度。在容量电价165元/千瓦（2026年全国最低标准）下，火电30年生命周期平均ROE为6.5%；容量电价330元/千瓦（中央规定全部标准）下，ROE为8.3%。即使用电需求不及预期、点火价差降至0.05元/度，只要容量电价给足330元/千瓦，火电仍有7%的ROE。容量电价是否给足对利润率的影响程度非常高，2026年容量电价标准从100元/千瓦提升至165元/千瓦是火电盈利修复的关键催化剂。上市公司母公司层面还有大量成本与费用，会导致实际盈利能力低于旗下实体电厂的盈利数据，但电厂层面6-9%的ROE为火电板块提供了底部安全垫。

煤价下行中电价大概率随之下行，但决定火电盈利的是点火价差而非绝对电价。2017-2025年度长协电价历史回归显示，煤价对电价的解释力度在大部分省份达90%以上，但利用小时的解释力度不高（相关性低于50%）。这反映火电作为边际定价者的地位稳固——新能源的挤压不会剥夺火电中长期定价权。以新疆为例，2025年年度交易中光伏增长81%、风电增长46%，但火电加权平均交易均价同比上涨0.3%。火电在谷段和深谷段报价下降，但峰段和高峰期报价同比上调，且下调了低价时段电量比例（从33%至32%），体现了火电在新能源大省的定价权。火电受益其调节能力，在中长期分时、现货交易和辅助服务等方面，还可获取额外1-2分/度的结算电价。

火电板块短期看煤价弹性，长期看优质资产穿越周期。短期：2025年煤价中枢下行，火电盈利弹性最大的标的受益最直接。浙能电力、华润电力、华能国际AH、申能股份、建投能源、中国电力等煤价弹性标的值得关注。长期：火电利用小时在2028年见底后企稳，底部盈利可预测性增强，具备稳定分红能力的火电资产价值有望重估。淮河能源、陕西能源、国电电力等“煤电一体化”标的盈利稳定性突出。长江电力、华能水电、国投电力、中国核电等优质水电核电资产，在最悲观电价预测下DCF仍有可观空间。建议长期布局优质资产穿越价格周期，AIDC或带动用电需求超预期，可能给供需预测与盈利预测带来超预期惊喜。

表：火电30年生命周期平均ROE敏感性分析

容量电价（元/千瓦）	点火价差0.05元/度	0.06元/度	0.07元/度	0.08元/度	0.09元/度	0.10元/度	0.11元/度
165	3.4%	4.7%	5.7%	6.5%	7.1%	7.6%	8.1%
330	6.8%	7.4%	7.8%	8.3%	8.6%	9.0%	9.3%