中国报告大厅网讯， 当前国内火力发电行业竞争格局呈现明显的所有制分层与区域分化特征，双碳目标下火电行业定位转为兜底保供与调峰电源，行业整体盈利随煤炭价格回落持续修复，不同类型市场主体的经营表现差异显著，头部民营主体的盈利弹性尤为突出。

一、供给侧竞争分层

1.1 市场主体结构

1.1.1 中央直属发电集团

中央直属发电集团是国内火力发电市场的核心主导力量，截至2025年6月，五大发电集团的火电装机容量占全国火电总装机的比例超过45%，加上国家能源投资集团等其它央属主体，占比超过55%。这类主体拥有稳定的煤炭长协合作渠道，长协煤占燃料采购的比例普遍超过80%，远高于行业平均水平，能够有效平抑煤炭市场价格波动对盈利的影响。政策层面，双碳目标下，央属集团承担更多新能源替代与火电灵活性改造任务，获得的补贴与政策支持更多，在电力辅助服务市场中的份额也更高。央属火电项目普遍承担区域兜底保供任务，在用电高峰时段需要按照电网要求增加出力，因此平均利用小时数的波动较大，部分保障性机组的利用小时数远低于市场化机组，一定程度上拉低了整体盈利水平。央属集团的融资成本最低，长期贷款利率普遍比民营主体低1-2个百分点，财务成本优势明显，在项目投资与行业整合过程中更具竞争力，近年来也在逐步整合中小地方火电项目，进一步提升市场集中度。部分央属集团通过煤电一体化布局，绑定自有煤炭产能，进一步降低了燃料成本波动风险，盈利稳定性优于其他类型主体。

1.1.2 地方国有火电主体

地方国有火电主体多数由地方能源集团整合区域内中小电厂形成，装机布局集中在本省范围内，核心功能是保障区域电力供应与民生供暖，多数省份的地方国有火电装机占本省火电总装机的比例在30%-40%区间。这类主体与地方煤炭企业的合作深度较高，部分煤炭生产省份的地方火电主体，能够获得本地煤炭企业的优先供应，燃料成本甚至低于央属集团在本地的项目。但非煤炭产区的地方火电主体，需要从省外调入煤炭，物流成本较高，燃料成本反而高于央属集团。地方国有火电主体的电价受地方政府管控程度更高，部分承担居民供暖任务的热电联产项目，供热价格调整滞后于成本上涨，容易出现政策性亏损，需要地方政府给予财政补贴。近年来，多地推进地方能源资产整合，省级能源集团的火电装机规模持续扩张，市场份额逐步提升，部分省份的地方国有火电装机占比已经超过央属集团，成为区域市场的主导力量。地方国有火电主体靠近用户端，在电力市场化交易中更容易获得本地工业用户的直购订单，交易成本更低，一定程度上抵消了燃料成本的劣势。

1.1.3 民营独立运营主体

民营独立火电主体是国内火力发电市场的补充力量，整体装机占比不足10%，但近年来随着电力市场化改革推进，民营资本进入火电领域的速度有所加快，尤其是热电联产与高耗能企业自备电厂领域，民营资本的占比更高。民营主体的经营机制更加灵活，成本管控更加严格，多数项目选址靠近煤炭产区或者负荷中心，通过直购煤与直供电的方式减少中间环节成本，盈利弹性更大。在煤炭价格下行周期，民营主体的盈利增速显著高于国有主体，而在煤炭价格上行周期，民营主体因为没有长协煤保障，盈利下滑的幅度也更大，波动远高于国有主体。多数民营火电项目定位为市场化运营，不承担公益性保供任务，装机利用小时数更高，项目投资回报周期更短，对煤炭价格变化的敏感度更高。国内民营火电企业多数集中在煤炭产区，依托坑口煤价优势降低成本，部分头部企业已经完成上市，成为民营火电领域的代表性主体，其经营数据能够反映国内民营火电行业的整体特征。

1.2 区域竞争分布

1.2.1 煤炭产区火电布局

国内煤炭产区主要集中在山西、内蒙古、陕西、新疆等北方省份，这些省份的火电装机规模大，靠近煤炭坑口，燃料运输成本低，火电单位发电成本比沿海省份低0.05-0.1元每千瓦时，竞争优势明显。煤炭产区的火电除了满足本地用电需求外，还通过西电东送、北电南送等输电通道向东部沿海负荷中心送电，利用成本优势获取跨区送电收益，跨区送电的电价高于本地电价，进一步提升了坑口火电的盈利空间。近年来，随着煤炭产能向主产区集中，煤炭产区的火电装机规模持续增长，市场占比逐步提升，坑口煤电一体化项目成为主流开发模式，煤炭企业与发电企业深度绑定，进一步降低了燃料成本波动风险，煤炭企业能够获得稳定的产品销路，发电企业能够获得稳定的燃料供应，实现双赢。煤炭产区的火电项目，单位盈利空间更大，在电力市场化交易中，报价更低，竞争力更强，近年来也吸引了不少民营资本参与坑口火电项目开发，推动区域市场竞争强度进一步提升。

1.2.2 负荷中心火电布局

东部沿海省份是国内主要的电力负荷中心，本地煤炭资源匮乏，火电燃料需要从北方产区长途调入，单位燃料成本远高于煤炭产区，因此火电装机规模的增长受到严格控制，新增火电项目主要以调峰兜底的灵活性机组为主，满足新能源出力波动带来的调峰需求。负荷中心的电力价格更高，火电上网电价普遍比煤炭产区高0.1元以上，能够抵消较高的燃料成本，单位盈利空间仍然保持在合理区间。负荷中心的火电利用小时数更高，因为本地电力需求大，工业用电占比高，基荷需求大，火电的利用效率更高，不少燃气火电项目主要承担调峰任务，利用小时数虽然不高，但辅助服务收益高，整体盈利表现优于普通基荷煤电。近年来，负荷中心省份逐步淘汰落后煤电产能，存量火电项目的平均装机规模更大，供电煤耗更低，效率更高，市场集中度更高，头部企业的竞争优势更加明显，中小落后产能逐步退出，行业整体效率持续提升。

二、头部民营火电经营分析

2.1 核心盈利指标

2.1.1 盈利表现拆解

2024年国内动力煤价格延续下行趋势，全年秦皇岛5500大卡动力煤平均价格较上年下降约8%，火电行业整体营业成本增速放缓，盈利水平持续修复。国内民营独立火电企业的经营数据透明度偏低，选取国内上市头部民营火电主体的公开核定数据，从盈利性维度拆解其在煤炭价格回落周期的经营表现。这类主体未承担过多公益性发电任务，装机利用小时数与定价灵活性更高，2024年煤炭价格较2022年高点回落近三成，行业整体盈利修复，头部民营主体的盈利增速显著高于行业平均水平，核心盈利指标的变化能够反映行业不同主体的竞争优势差异。

对比国内央属发电集团同期平均盈利表现，该头部民营主体的归母净利润增速高出行业平均水平近20个百分点，毛利率与央属主体水平基本持平，说明营收规模增速放缓的背景下，成本管控能力是拉动盈利增长的核心动力。近五年该企业最高分红比例达到35.05%，也反映出民营主体对股东回报的重视程度更高，盈利质量得到进一步验证。

该企业营业收入达到300.94亿元，同比增长8.0%，营收增速低于行业平均水平，主要因为该企业的装机规模增长放缓，新增发电量不多，营收增长主要来自电价市场化调整带来的电价上涨。而归母净利润达到20.64亿元，同比增长44.4%，盈利增速远高于营收增速，说明成本下降是拉动盈利增长的核心动力，这背后一方面是煤炭价格下降带来的营业成本回落，另一方面是企业成本管控措施成效显著，营业成本同比增速低于营收增速，推动毛利率维持在12.1%的水平，较上年提升近3个百分点。ROE达到13.0%，高于国内火电行业平均水平，说明企业的净资产盈利能力更强，股东回报水平更高。

2.1.2 市场估值水平

国内A股火电板块的估值水平长期处于低位，主要因为市场对双碳目标下火电行业长期增长空间存在担忧，因此整体估值远低于新能源发电板块。该头部民营火电企业2024年末P/E（市盈率）为8.96倍，P/B（市净率）为1.17倍，EV/EBITDA（企业价值倍数）为10.01倍，估值水平与国内火电板块平均估值基本一致，略低于央属火电上市公司的平均估值。这背后一方面是市场对民营火电企业的风险溢价要求更高，因为民营主体的融资成本更高，煤炭价格波动带来的盈利风险更大，因此估值存在一定折价。另一方面，该企业的装机增长空间有限，未来营收增长预期较低，也压制了估值水平。与之形成对照的是，拥有灵活性改造指标与调峰能力的火电企业，估值水平略有提升，因为辅助服务收益能够带来新的盈利增长点，市场对其长期盈利预期更乐观。部分承担调峰任务的火电企业，估值水平比传统基荷火电高10%-20%，反映出市场对火电行业新定位的定价逻辑变化。

2.2 资产负债结构

2.2.1 资产结构特征

火力发电属于重资产行业，资产负债结构直接影响企业的财务成本与抗风险能力，火电项目投资规模大，回报周期长，多数主体依赖长期借款推进项目建设，财务费用占营业成本的比例长期维持在3%左右，民营主体的融资成本普遍高于国有主体，所以资产负债结构的健康程度对盈利影响更为显著。资产结构能够反映企业的业务布局特征，重资产行业中固定资产占比直接决定了企业的折旧成本，进而影响盈利水平，上下游布局的企业长期股权投资占比更高，能够分散单一环节的风险。

该企业资产负债率约为65%，符合火电行业平均水平，长期借款占负债总额的比例超过55%，债务结构以长期负债为主，匹配火电项目长周期回报的特征，财务费用全年为8.44亿元，占营业收入的比例约为2.8%，处于行业合理区间，固定资产占非流动资产的比例超过50%，符合重资产行业的基本特征。

该企业2024年末固定资产为301.07亿元，占总资产的比例约为45.2%，符合行业平均特征。长期股权投资达到140.29亿元，占非流动资产的比例超过24%，说明该企业通过参股合作的方式布局了不少上下游项目，包括煤炭项目与配售电项目，能够一定程度上平抑燃料价格波动风险，延伸产业链布局，提升整体盈利稳定性。流动资产占总资产的比例约为14.2%，其中货币资金为24.77亿元，应收账款为40.67亿元，应收账款占流动资产的比例更高，主要因为电力交易中存在一定的账期，电网企业与工业用户的电费结算存在滞后，符合行业特征。存货达到9.99亿元，主要是煤炭库存，维持15-30天的耗煤量，能够保障生产连续稳定，避免煤炭价格短期波动带来的冲击。

2.2.2 负债与财务成本

该企业2024年末负债合计为432.96亿元，资产负债率约为65%，处于火电行业合理区间，既能够通过财务杠杆提升股东回报率，也不会因为负债过高导致偿债风险。流动负债为151.32亿元，非流动负债为281.63亿元，非流动负债占负债总额的比例超过65%，其中长期借款达到238.57亿元，占非流动负债的比例超过84%，债务结构以长期负债为主，匹配火电项目长周期投资回报的特征，避免短债长投带来的流动性风险。短期借款为28.92亿元，主要用于补充日常运营的流动资金，满足煤炭采购等周转需求。2024年全年财务费用为8.44亿元，占营业收入的比例约为2.8%，处于行业合理区间，虽然比国有主体的财务费用率高1个百分点左右，但符合民营主体融资成本的基本特征。应付账款为25.67亿元，主要是应付煤炭供应商的采购款，合理的应付账期能够改善企业的现金流状况，减少营运资金占用。近年来国内无风险利率下行，火电企业再融资成本逐步下降，不少企业已经完成存量高息债务的置换，财务费用有所下降，未来盈利仍有一定的修复空间。

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核心洞察

1. 火力发电竞争格局呈现所有制分层特征，市场集中度逐步向头部主体提升
2. 煤炭价格下行周期中，民营头部企业盈利弹性显著高于国有主体
3. 债务结构匹配项目周期的火电企业盈利稳定性更强