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我国火电行业正处业绩修复期 定位正逐步从“电量主力”转型为“调节资源”
2025-09-12 09:42
一、煤价下行打开利润空间，火电行业正处在业绩修复期
根据观研报告网发布的《中国火电行业现状深度研究与投资前景分析报告（2025-2032年）》显示，火电，即火力发电，又称热力发电，是利用可燃物（如煤炭、石油、天然气等）在燃烧时产生的热能，通过发电动力装置（如汽轮机、燃气轮机等）转换成电能的一种发电方式。火电是电力工业的重要组成部分，为全球范围内的电网提供了大量的电能。
自2023年以来，受益煤炭价格下行及用电旺季催化，我国火电行业进入了业绩修复与战略转型的机遇期。数据显示，2024年我国火电行业归母净利润达656亿元，同比增长31%；2025年一季度，我国火电行业归母净利润219亿元，同比增长8%。
从主要上市企业发布的2024年业绩可看出，当前我国火电行业正处在业绩修复期。有数据显示，2024年在30家火电板块上市公司中，仅八家近利润出现下滑，其余大部分均实现增长。其中营收超千亿的大唐发电净利润同比大增229%，深南电A的净利润更是大幅增长426.81%。
2024年30家火电板块上市公司经营业绩情况
企业名称 |
营业收入（亿元） |
净利润（亿元） |
同比增速 |
净利率 |
华能国际 |
2455.51 |
101.35 |
20.01% |
5.75% |
国电电力 |
1791.82 |
98.31 |
75.29% |
9.29% |
大唐发电 |
1234.74 |
45.06 |
229.7% |
5.55% |
华电国际 |
1129.94 |
57.03 |
26.11% |
6.05% |
浙能电力 |
880.03 |
77.53 |
18.92% |
10.1% |
粤电力A |
571.59 |
9.64 |
-1.07% |
3.07% |
广州发展 |
483.28 |
17.32 |
5.73% |
4.05% |
上海电力 |
427.34 |
20.46 |
28.46% |
9.74% |
深圳能源 |
412.14 |
20.05 |
-1.99% |
6.39% |
江苏国信 |
369.33 |
32.38 |
73.12% |
12.18% |
京能电力 |
354.28 |
17.23 |
95.52% |
6.46% |
皖能电力 |
300.94 |
20.64 |
44.36% |
9.95% |
淮河能源 |
300.21 |
8.58 |
2.17% |
3.05% |
申能股份 |
296.19 |
39.44 |
14.04% |
16.15% |
永泰能源 |
283.57 |
15.61 |
-31.12% |
7.16% |
建投能源 |
235.17 |
5.31 |
181.59% |
2.96% |
陕西能源 |
231.56 |
30.09 |
17.73% |
20.13% |
内蒙华电 |
222.94 |
2325 |
15.98% |
10.58% |
长源电力 |
173.91 |
7.15 |
104.9% |
4.2% |
晋控电力 |
166.7 |
0.32 |
106.23% |
-0.93% |
豫能控股 |
121.55 |
-1.21 |
78.07% |
-0.98% |
通宝能源 |
108.29 |
5.13 |
-24.58% |
4.72% |
天富能源 |
92.71 |
2.48 |
-42.34% |
2.77% |
甘肃能源 |
86.95 |
16.44 |
40.3% |
26.37% |
华银电力 |
83.48 |
-1.13 |
39.78% |
-1.23% |
宝新能源 |
79.04 |
7.06 |
-20.6% |
8.93% |
赣能股份 |
69.21 |
7.14 |
45.84% |
10.24% |
华电辽能 |
44.54 |
0.85 |
-96.04% |
2.31% |
穗恒运A |
42.99 |
1.67 |
-43.15% |
4.57% |
深南电A |
4.43 |
0.22 |
426.81% |
14.43% |
数据来源：各公司财报，观研天下整理
另外，截至2025年7月16日，A股市场已有12家火电板块上市公司发布了2025年上半年业绩预告。其中，有8家公司预计报告期内实现净利润同比增长，另有3家公司预计扭亏为盈。
根据市场分析，动力煤价格持续下行是助力火电企业实现了盈利修复的核心驱动因素。自2024年10月以来，煤炭市场持续低迷，价格“跌跌不休”。2025 年1-2月我国煤炭价格持续下跌，由年初的 765 元/吨下降至2月底的694 元/吨。而燃料成本占比超70%的火电企业，度电利润对煤价敏感性凸显。以典型企业大唐发电为例，公司2024年火电燃料费用合计支出为624.33亿元，较2023年同比减少超41亿元，反映出煤价回落对成本端的正向传导。由此，煤炭价格持续下行，有效降低了火电企业成本，实现盈利修复。
与此同时，2024年4月末，容量电价政策正式执行，为火电企业提供了稳定的收入来源，有效弥补了电量电价波动带来的风险。这一政策显著改善了火电企业的盈利基础。随后同年8月，2025年的电量电价政策逐步落地，同时推进了煤电联动机制。这一调整使电价能更准确反映煤炭成本变化，保障了火电企业的合理收益。
二、新能源发电方式冲击下占比下降，但火电仍然是我国主要发电方式
长期以来，火电凭借其稳定可靠的供电能力，满足了工业生产、居民生活等各方面的用电需求。尤其在用电高峰时段，火电能够迅速响应负荷变化，为电网提供坚实的电力支撑。虽然近年受到新能源发电方式的冲击，火电占比不断下降。但目前火电仍然是我国主要发电方式，占比依旧维持在 60%以上。数据显示，2024年我国火电发电量占全国总发电量的63.2%；火电装机容量占总装机规模的43.1%。这一组数据表明，火电仍是我国当前阶段不可替代的电力保障主力，且其价值正日益凸显。特别是在新能源高渗透、电力系统稳定性压力上升的背景下，火电在构建新型电力系统过程中仍承担“压舱石”与“稳定器”的关键角色，是当前阶段内不可或缺的核心调节资源。
三、火电发电量、装机容量不断增长，但增速有所放缓
近年我国火电发电量、装机容量不断增长。数据显示，2020-2024年我国火电发电量从5.3万亿千瓦时增长到6.34万亿千瓦时；火电装机容量从12.45亿千瓦增长到14.4亿千瓦。2025年1-5月我国火电发电量2.4万亿千瓦时，火电装机容量14.5亿千瓦。
不过从增速来看，受新能源发电方式的冲击，当前我国火电发电量、装机容量增长速度有所放缓。数据显示，2024年我国火电发电量同比增长1.8%，较2023年增速下降了4.6个百分点；甚至是在2025年1-5月出现负增长。2024年我国火电装机容量同比增长3.8%，较2023年增速下降了0.3个百分点。
四、市场配置价值重估，火电逐渐从“电量主力”到“调节资产”
当前，在电源结构加速重构、电力市场机制持续推进背景下，火电作为传统电力系统的重要支柱，其系统价值与估值逻辑正发生深刻变化，正在逐步从“电量供给主力”转型为“系统性调节资源”。也就是说，随着电力市场化的推进，未来火电将从发电为主，转变为发电+调节，生意模式将由保电量向运营电价演绎。由此，高现货电价+利用小时下降+容量保障是行业未来演绎的方向。根据国家能源局口径，2024年全国火电设备平均利用小时为4,400小时，已较2020年低点（约4,216小时）累计提升184小时，这也反映出火电在负荷支撑、调节出清中的角色正在被重新强化。
根据市场分析，当前我国火电的配置价值重估，主要体现为电价机制演变奠定制度基础、收益结构趋于多元稳定、灵活性能力成为价值变现载体、以及区域冗余属性强化底层支撑等方面。
火电的配置价值重估体现方面
体现方面 |
相关概述 |
电价机制演变奠定制度基础 |
火电在电力系统中的配置逻辑变迁，首先源于其定价机制的变革。过去20年间，我国煤电上网电价经历三次重要演进：1）2004–2019年：标杆电价阶段。 火电上网电价由政府制定且长期固定，不能动态反映煤价变动。该阶段煤电企业高度依赖煤价波动，表现出显著的“逆周期属性”：经济上行期煤价上涨、成本压缩利润；经济下行期煤价下跌、利润修复。2）2020–2021年：基准+浮动机制初步建立。 国家发改委于2019年底发文推进“基准电价+上下浮动”市场化改革，允许电价浮动不超过±10%，迈出电价市场化第一步。3）2021年后：浮动区间扩大、灵活化趋势确立。 煤价大幅上行压力下，电价浮动空间被扩大至±20%。2023年底，全国多地实施“煤电容量电价机制”，标志着电价机制从“单一电量定价”走向“电量+容量+服务”三元定价。 |
收益结构重构 |
2023年11月，国家发改委、国家能源局联合推动“煤电容量电价机制”全面落地，火电收入体系由单一电量驱动转向“容量 + 电量 + 服务”三元结构。在此框架下，容量电价用于对冲固定成本压力，电量电价保障基本可变成本覆盖，辅助服务收入则构成系统调节红利的主要变现渠道，为火电资产带来更强的抗周期性和盈利弹性。 |
技术结构升级 |
随着新能源波动性增强、系统调节压力上升，传统火电正加速向灵活性资产转型。火电灵活性改造已成为增强电力系统韧性的重要抓手，其技术路径主要包括热电解耦、最小出力优化和启停响应提升三个方向。一方面，通过配置蓄热装置、电极锅炉等设备，实现供热与发电功能的有效解耦，有助于打破供热负荷对发电运行的约束，在供热期也可释放调峰能力。另一方面，通过优化锅炉燃烧系统、改进自动控制模块、提升温控精度等手段，火电机组的最小稳定运行出力由传统的50%逐步下探至30%甚至更低，具备更强的低负荷稳定运行能力，显著拓展系统调节范围。 |
区域冗余保障属性 |
我国新能源资源与用电负荷呈现显著空间错配特征，风光资源集中分布于“三北”地区，而负荷中心则高度集聚在华东、华南等东部沿海区域。在“远资源、近负荷”的格局下，跨区输电成为支撑电力平衡的关键纽带。然而，受限于特高压通道建设周期、电网调度灵活性及系统潮流瓶颈，远距离输电难以完全覆盖负荷侧的高峰用电需求。在此背景下，区域内具备快速响应能力的兜底电源成为保障本地电力安全的必需配置。火电作为调节能力强、调启速度快、出力稳定的传统电源类型，在本地冗余保障体系中承担关键角色。尤其在极端气象（如寒潮、热浪）与新能源低谷时段，火电资产通过“就地调节”机制，有效缓释跨区潮流失配带来的供电风险，提升区域电力系统的抗扰动能力与韧性。 |
现货市场边际定价权确立 |
在电价机制市场化与现货交易机制持续推进背景下，火电已成为多个试点省份现货市场的主力边际出清电源。在山东、山西、甘肃等现货市场运行中，火电通常承担高峰时段出清责任，其报价直接影响系统电价水平。火电报价策略正由“成本填报”转向“需求预测+风险定价+分段博弈”，通过低价段锁定出清概率、高价段获取边际溢价，已形成系统化定价博弈模式。在负荷错峰、价格双轨、新能源波动加剧的现实下，火电的边际定价能力愈发制度化，强化其在市场中的锚定作用。 |
资料来源：公开资料，观研天下整理（WW）
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