中国报告大厅网讯，当前火力发电行业现状在双碳目标推进下，已经从传统主力电源转向支撑新能源消纳的基荷调峰电源，产业盈利水平随着煤炭市场价格回落逐步修复，头部上市企业的财务表现更能反映行业整体的盈利改善趋势。

一、火力发电产业发展环境

1.1 政策端定位与发展逻辑

1.1.1 双碳背景下的基荷电源定位

我国提出双碳目标后，行业逐步明确火力发电的转型方向，部分市场观点曾认为火力发电将快速退出，但从我国能源资源禀赋来看，煤炭占一次能源消费比例仍超过50%，新能源发电装机规模快速增长的同时，间歇性、波动性带来的出力不足问题逐步凸显。截至2024年底，全国风电平均利用小时数稳定在2200小时左右，光伏平均利用小时数不足1500小时，远低于火力发电4500小时以上的年均利用水平。极端天气情况下，新能源出力大幅下降，必须依靠火力发电弥补供需缺口，保障电网供电安全。2024年夏季全国大范围高温干旱，水电出力同比下降超过15%，火电发电量同比增长超过6%，充分体现了火力发电的兜底保障作用。

国家能源局出台的相关规划明确，煤电是我国电力系统的基础支撑电源，要发挥其系统调节性作用，为新能源规模化发展提供兜底保障，因此，火力发电行业的转型方向是存量优化，而非快速退出。落后中小容量机组持续淘汰，先进超低排放机组占比不断提升，单位供电煤耗从2015年的315克标准煤/千瓦时下降到2024年的302克标准煤/千瓦时，污染物排放浓度大幅下降，达到燃气轮机排放水平，清洁化水平持续提升。燃气发电占比逐步提升，热电联产集中在北方城镇供热区域，整体行业进入平稳发展期，新增产能主要为保障电力供应的调峰项目，行业总装机规模维持在合理区间，未出现无序扩张。

1.2 市场端竞争格局特征

1.2.1 头部集中化发展趋势

我国电力体制改革推进电力市场化交易，上网电价逐步放开，火电企业的盈利不仅取决于燃料成本，也取决于市场交易电价的议价能力，中小火电企业由于规模小、单位成本高，在市场竞争中逐步被淘汰。2018年以来，全国累计淘汰落后煤电机组超过1亿千瓦，大部分退出产能由头部能源企业整合。当前五大发电集团的煤电装机占全国总装机比例超过50%，加上地方能源国企，合计占比超过80%，市场集中度持续提升。

本次分析的样本为区域地方能源国企旗下的上市火电平台，核心资产集中在经济发达、电力需求旺盛的区域，上网电价稳定性更强，煤炭采购成本更低，相较于中小火电企业，盈利稳定性更强，其财务表现能够反映区域优质火电资产的经营情况。近年随着煤炭价格逐步回归合理区间，头部火电企业的现金流持续改善，分红比例逐步提升，近五年最高分红比例达到35.05%，相较于此前盈利低迷时期的分红水平提升超过15个百分点，反映出盈利改善对股东回报的拉动作用。

二、头部上市火力发电企业财务分析

2.1 核心盈利指标表现

2.1.1 营收与盈利增长拆解

煤炭价格是影响火力发电企业盈利的核心变量，2021年以来煤炭价格经历了大幅上涨后的高位回落过程，2024年国内动力煤市场价格维持在合理区间，带动火力发电企业成本端压力缓解，盈利水平逐步修复。核心盈利指标涵盖营收、净利润、毛利率、ROE等多个维度，能够清晰反映头部火电企业2024年的盈利表现。成本端煤炭价格回落带动营业成本增速低于营收增速，推动盈利增速大幅高于营收增速，这也是近年火电行业盈利改善的核心特征。

盈利增速大幅跑赢营收增速，核心得益于成本端管控能力提升，煤炭价格回落带动营业成本涨幅收窄。12.1%的毛利率水平处于近年较高区间，13%的ROE也反映出资产盈利效率提升，在电力行业整体盈利水平偏低的背景下，这一表现已经超出市场预期。近五年最高分红比例达到35.05%，也反映出头部企业盈利改善后现金流充足，回报股东意愿提升。

2024年全国电力需求同比增长超过5%，火电发电量得益于新能源出力波动调节需求，发电量同比增长超过4%，带动头部火电企业发电量增长，进而推动营业收入增长8.0%，符合行业整体增长趋势。归母净利润增长达到44.4%，增速远高于营收增速，核心原因在于营业成本增速低于营收增速，2024年动力煤市场平均价格较2023年下降超过10%，而火电企业的煤炭成本占营业成本比例超过70%，因此煤炭价格下降直接带动营业成本增速回落，2024年营业成本为264.67亿元，同比增速远低于营业收入的8%，进而推动毛利率提升到12.1%，较2023年提升超过2个百分点。销售费用仅为0.20亿元，管理费用为1.86亿元，研发费用达到1.82亿元，头部火电企业开始加大对CCUS（碳捕获、利用与封存）、灵活性改造等技术的研发投入，研发费用占营业收入比例超过0.6%，符合行业低碳转型的发展方向。ROE（净资产收益率）达到13.0%，在电力行业属于较高水平，反映出头部火电企业的资产盈利效率已经恢复到较好水平，摊薄EPS达到0.91元，对应P/E为8.96倍，P/B为1.17倍，EV/EBITDA为10.01倍，估值水平处于历史低位，反映出市场对火电行业长期发展的预期仍偏谨慎。

2.2 资产负债结构特征

2.2.1 长期资产与负债结构分析

火力发电项目投资周期普遍超过20年，企业需要通过长期债务融资覆盖固定资产投资需求，因此资产结构中长期资产占比远高于流动资产，负债结构中长期负债占比也普遍高于流动负债。2024年煤炭价格回落带动企业盈利修复，经营性现金流净流入增加，货币资金储备有所提升，债务结构也逐步得到优化。应收账款主要为电网企业的上网电费，占流动资产比例超过四成，符合火电企业的营收结算特征，存货主要为电煤储备，规模维持在合理区间，避免占用过多流动资金。

非流动资产占总资产比例超过85%，符合重资产行业的基本特征，固定资产占非流动资产比例超过52%，核心资产质量清晰。长期借款占总负债比例超过55%，债务期限结构与资产回报周期匹配，避免了集中偿债压力。财务费用全年为8.44亿元，利息支出规模与长期借款规模匹配，整体财务负担处于可控范围。头部火电企业在盈利修复过程中，逐步优化债务结构，降低财务风险，整体经营韧性持续提升。

资产总计达到666.02亿元，其中流动资产仅为94.54亿元，占总资产比例不到15%，非流动资产达到571.48亿元，占比超过85%，其中固定资产达到301.07亿元，占非流动资产比例超过52%，是企业最核心的资产，对应火电装机规模超过600万千瓦，单位资产造价符合行业平均水平。长期股权投资达到140.29亿元，主要为对电网企业、联营电站的投资，这部分投资能够获得稳定的分红收益，平滑火电企业自身的盈利波动。应收账款达到40.67亿元，占流动资产比例超过43%，主要为应收电网企业的上网电费，由于电网企业信用水平较高，应收账款坏账风险极低，属于优质流动资产。货币资金达到24.77亿元，能够覆盖短期借款28.92亿元的85%以上，短期流动性安全边际充足。负债合计达到432.96亿元，资产负债率超过65%，符合重资产火电行业的平均资产负债率水平，其中非流动负债达到281.63亿元，占总负债比例超过65%，长期借款达到238.57亿元，占非流动负债比例超过84%，债务期限结构与火电项目20年以上的回报周期匹配，避免了短期偿债压力，降低了流动性风险。应付账款为25.67亿元，主要为应付煤炭供应商的货款，规模与煤炭采购周期匹配，不存在大规模拖欠的情况。归属母公司股东权益为158.22亿元，少数股东权益为74.84亿元，两者合计加上负债合计，刚好等于资产总计，报表逻辑清晰，数据口径一致。资产减值损失合计为-1.22亿元，负的减值损失意味着企业转回了此前计提的资产减值准备，这也带来了归母净利润的额外增长，一定程度上推动了归母净利润增速达到44.4%的高位，尚不排除后续年度减值计提转回空间收窄，盈利增速逐步回归合理区间的可能。

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1. 双碳背景下火力发电基荷定位明确，存量优质资产盈利修复确定性强
2. 2024年头部火电企业盈利增速大幅跑赢营收，成本端改善是核心驱动
3. 头部火电资产估值处于历史低位，分红回报水平提升凸显配置价值