中國報告大廳網訊， 當前國內火力發電行業競爭格局呈現明顯的所有制分層與區域分化特徵，雙碳目標下火電行業定位轉為兜底保供與調峰電源，行業整體盈利隨煤炭價格回落持續修復，不同類型市場主體的經營表現差異顯著，頭部民營主體的盈利彈性尤為突出。

一、供給側競爭分層

1.1 市場主體結構

1.1.1 中央直屬發電集團

中央直屬發電集團是國內火力發電市場的核心主導力量，截至2025年6月，五大發電集團的火電裝機容量占全國火電總裝機的比例超過45%，加上國家能源投資集團等其它央屬主體，占比超過55%。這類主體擁有穩定的煤炭長協合作渠道，長協煤占燃料採購的比例普遍超過80%，遠高於行業平均水平，能夠有效平抑煤炭市場價格波動對盈利的影響。政策層面，雙碳目標下，央屬集團承擔更多新能源替代與火電靈活性改造任務，獲得的補貼與政策支持更多，在電力輔助服務市場中的份額也更高。央屬火電項目普遍承擔區域兜底保供任務，在用電尖峰時段需要按照電網要求增加出力，因此平均利用小時數的波動較大，部分保障性機組的利用小時數遠低於市場化機組，一定程度上拉低了整體盈利水平。央屬集團的融資成本最低，長期貸款利率普遍比民營主體低1-2個百分點，財務成本優勢明顯，在項目投資與行業整合過程中更具競爭力，近年來也在逐步整合中小地方火電項目，進一步提升市場集中度。部分央屬集團通過煤電一體化布局，綁定自有煤炭產能，進一步降低了燃料成本波動風險，盈利穩定性優於其他類型主體。

1.1.2 地方國有火電主體

地方國有火電主體多數由地方能源集團整合區域內中小電廠形成，裝機布局集中在本省範圍內，核心功能是保障區域電力供應與民生供暖，多數省份的地方國有火電裝機占本省火電總裝機的比例在30%-40%區間。這類主體與地方煤炭企業的合作深度較高，部分煤炭生產省份的地方火電主體，能夠獲得本地煤炭企業的優先供應，燃料成本甚至低於央屬集團在本地的項目。但非煤炭產區的地方火電主體，需要從省外調入煤炭，物流成本較高，燃料成本反而高於央屬集團。地方國有火電主體的電價受地方政府管控程度更高，部分承擔居民供暖任務的熱電聯產項目，供熱價格調整滯後於成本上漲，容易出現政策性虧損，需要地方政府給予財政補貼。近年來，多地推進地方能源資產整合，省級能源集團的火電裝機規模持續擴張，市場份額逐步提升，部分省份的地方國有火電裝機占比已經超過央屬集團，成為區域市場的主導力量。地方國有火電主體靠近用戶端，在電力市場化交易中更容易獲得本地工業用戶的直購訂單，交易成本更低，一定程度上抵消了燃料成本的劣勢。

1.1.3 民營獨立運營主體

民營獨立火電主體是國內火力發電市場的補充力量，整體裝機占比不足10%，但近年來隨著電力市場化改革推進，民營資本進入火電領域的速度有所加快，尤其是熱電聯產與高耗能企業自備電廠領域，民營資本的占比更高。民營主體的經營機制更加靈活，成本管控更加嚴格，多數項目選址靠近煤炭產區或者負荷中心，通過直購煤與直供電的方式減少中間環節成本，盈利彈性更大。在煤炭價格下行周期，民營主體的盈利增速顯著高於國有主體，而在煤炭價格上行周期，民營主體因為沒有長協煤保障，盈利下滑的幅度也更大，波動遠高於國有主體。多數民營火電項目定位為市場化運營，不承擔公益性保供任務，裝機利用小時數更高，項目投資回報周期更短，對煤炭價格變化的敏感度更高。國內民營火電企業多數集中在煤炭產區，依託坑口煤價優勢降低成本，部分頭部企業已經完成上市，成為民營火電領域的代表性主體，其經營數據能夠反映國內民營火電行業的整體特徵。

1.2 區域競爭分布

1.2.1 煤炭產區火電布局

國內煤炭產區主要集中在山西、內蒙古、陝西、新疆等北方省份，這些省份的火電裝機規模大，靠近煤炭坑口，燃料運輸成本低，火電單位發電成本比沿海省份低0.05-0.1元每千瓦時，競爭優勢明顯。煤炭產區的火電除了滿足本地用電需求外，還通過西電東送、北電南送等輸電通道向東部沿海負荷中心送電，利用成本優勢獲取跨區送電收益，跨區送電的電價高於本地電價，進一步提升了坑口火電的盈利空間。近年來，隨著煤炭產能向主產區集中，煤炭產區的火電裝機規模持續增長，市場占比逐步提升，坑口煤電一體化項目成為主流開發模式，煤炭企業與發電企業深度綁定，進一步降低了燃料成本波動風險，煤炭企業能夠獲得穩定的產品銷路，發電企業能夠獲得穩定的燃料供應，實現雙贏。煤炭產區的火電項目，單位盈利空間更大，在電力市場化交易中，報價更低，競爭力更強，近年來也吸引了不少民營資本參與坑口火電項目開發，推動區域市場競爭強度進一步提升。

1.2.2 負荷中心火電布局

東部沿海省份是國內主要的電力負荷中心，本地煤炭資源匱乏，火電燃料需要從北方產區長途調入，單位燃料成本遠高於煤炭產區，因此火電裝機規模的增長受到嚴格控制，新增火電項目主要以調峰兜底的靈活性機組為主，滿足新能源出力波動帶來的調峰需求。負荷中心的電力價格更高，火電上網電價普遍比煤炭產區高0.1元以上，能夠抵消較高的燃料成本，單位盈利空間仍然保持在合理區間。負荷中心的火電利用小時數更高，因為本地電力需求大，工業用電占比高，基荷需求大，火電的利用效率更高，不少燃氣火電項目主要承擔調峰任務，利用小時數雖然不高，但輔助服務收益高，整體盈利表現優於普通基荷煤電。近年來，負荷中心省份逐步淘汰落後煤電產能，存量火電項目的平均裝機規模更大，供電煤耗更低，效率更高，市場集中度更高，頭部企業的競爭優勢更加明顯，中小落後產能逐步退出，行業整體效率持續提升。

二、頭部民營火電經營分析

2.1 核心盈利指標

2.1.1 盈利表現拆解

2024年國內動力煤價格延續下行趨勢，全年秦皇島5500大卡動力煤平均價格較上年下降約8%，火電行業整體營業成本增速放緩，盈利水平持續修復。國內民營獨立火電企業的經營數據透明度偏低，選取國內上市頭部民營火電主體的公開核定數據，從盈利性維度拆解其在煤炭價格回落周期的經營表現。這類主體未承擔過多公益性發電任務，裝機利用小時數與定價靈活性更高，2024年煤炭價格較2022年高點回落近三成，行業整體盈利修復，頭部民營主體的盈利增速顯著高於行業平均水平，核心盈利指標的變化能夠反映行業不同主體的競爭優勢差異。

對比國內央屬發電集團同期平均盈利表現，該頭部民營主體的歸母淨利潤增速高出行業平均水平近20個百分點，毛利率與央屬主體水平基本持平，說明營收規模增速放緩的背景下，成本管控能力是拉動盈利增長的核心動力。近五年該企業最高分紅比例達到35.05%，也反映出民營主體對股東回報的重視程度更高，盈利質量得到進一步驗證。

該企業營業收入達到300.94億元，同比增長8.0%，營收增速低於行業平均水平，主要因為該企業的裝機規模增長放緩，新增發電量不多，營收增長主要來自電價市場化調整帶來的電價上漲。而歸母淨利潤達到20.64億元，同比增長44.4%，盈利增速遠高於營收增速，說明成本下降是拉動盈利增長的核心動力，這背後一方面是煤炭價格下降帶來的營業成本回落，另一方面是企業成本管控措施成效顯著，營業成本同比增速低於營收增速，推動毛利率維持在12.1%的水平，較上年提升近3個百分點。ROE達到13.0%，高於國內火電行業平均水平，說明企業的淨資產盈利能力更強，股東回報水平更高。

2.1.2 市場估值水平

國內A股火電板塊的估值水平長期處於低位，主要因為市場對雙碳目標下火電行業長期增長空間存在擔憂，因此整體估值遠低於新能源發電板塊。該頭部民營火電企業2024年末P/E（市盈率）為8.96倍，P/B（市淨率）為1.17倍，EV/EBITDA（企業價值倍數）為10.01倍，估值水平與國內火電板塊平均估值基本一致，略低於央屬火電上市公司的平均估值。這背後一方面是市場對民營火電企業的風險溢價要求更高，因為民營主體的融資成本更高，煤炭價格波動帶來的盈利風險更大，因此估值存在一定折價。另一方面，該企業的裝機增長空間有限，未來營收增長預期較低，也壓制了估值水平。與之形成對照的是，擁有靈活性改造指標與調峰能力的火電企業，估值水平略有提升，因為輔助服務收益能夠帶來新的盈利增長點，市場對其長期盈利預期更樂觀。部分承擔調峰任務的火電企業，估值水平比傳統基荷火電高10%-20%，反映出市場對火電行業新定位的定價邏輯變化。

2.2 資產負債結構

2.2.1 資產結構特徵

火力發電屬於重資產行業，資產負債結構直接影響企業的財務成本與抗風險能力，火電項目投資規模大，回報周期長，多數主體依賴長期借款推進項目建設，財務費用占營業成本的比例長期維持在3%左右，民營主體的融資成本普遍高於國有主體，所以資產負債結構的健康程度對盈利影響更為顯著。資產結構能夠反映企業的業務布局特徵，重資產行業中固定資產占比直接決定了企業的折舊成本，進而影響盈利水平，上下游布局的企業長期股權投資占比更高，能夠分散單一環節的風險。

該企業資產負債率約為65%，符合火電行業平均水平，長期借款占負債總額的比例超過55%，債務結構以長期負債為主，匹配火電項目長周期回報的特徵，財務費用全年為8.44億元，占營業收入的比例約為2.8%，處於行業合理區間，固定資產占非流動資產的比例超過50%，符合重資產行業的基本特徵。

該企業2024年末固定資產為301.07億元，占總資產的比例約為45.2%，符合行業平均特徵。長期股權投資達到140.29億元，占非流動資產的比例超過24%，說明該企業通過參股合作的方式布局了不少上下游項目，包括煤炭項目與配售電項目，能夠一定程度上平抑燃料價格波動風險，延伸產業鏈布局，提升整體盈利穩定性。流動資產占總資產的比例約為14.2%，其中貨幣資金為24.77億元，應收帳款為40.67億元，應收帳款占流動資產的比例更高，主要因為電力交易中存在一定的帳期，電網企業與工業用戶的電費結算存在滯後，符合行業特徵。存貨達到9.99億元，主要是煤炭庫存，維持15-30天的耗煤量，能夠保障生產連續穩定，避免煤炭價格短期波動帶來的衝擊。

2.2.2 負債與財務成本

該企業2024年末負債合計為432.96億元，資產負債率約為65%，處於火電行業合理區間，既能夠通過財務槓桿提升股東回報率，也不會因為負債過高導致償債風險。流動負債為151.32億元，非流動負債為281.63億元，非流動負債占負債總額的比例超過65%，其中長期借款達到238.57億元，占非流動負債的比例超過84%，債務結構以長期負債為主，匹配火電項目長周期投資回報的特徵，避免短債長投帶來的流動性風險。短期借款為28.92億元，主要用於補充日常運營的流動資金，滿足煤炭採購等周轉需求。2024年全年財務費用為8.44億元，占營業收入的比例約為2.8%，處於行業合理區間，雖然比國有主體的財務費用率高1個百分點左右，但符合民營主體融資成本的基本特徵。應付帳款為25.67億元，主要是應付煤炭供應商的採購款，合理的應付帳期能夠改善企業的現金流狀況，減少營運資金占用。近年來國內無風險利率下行，火電企業再融資成本逐步下降，不少企業已經完成存量高息債務的置換，財務費用有所下降，未來盈利仍有一定的修復空間。

如需獲取細分區域火電裝機份額數據，可對接中國電力企業聯合會獲取最新調研信息。

核心洞察

1. 火力發電競爭格局呈現所有制分層特徵，市場集中度逐步向頭部主體提升
2. 煤炭價格下行周期中，民營頭部企業盈利彈性顯著高於國有主體
3. 債務結構匹配項目周期的火電企業盈利穩定性更強