全文摘要
1、电力市场化改革背景与政策演进
·双轨制问题与新能源现状：计划与市场双轨制价格体系下，电力市场出现诸多不合理现象，包括过去两年新能源超建。2024年，新能源发电量成中国第二大主体，风光合计占比约18%，首超水电；火电仍为第一大主体，占比65%。因新能源不稳定、难预测，电力体系调节压力增大。
·国家政策调整方向：2021年以来，国家电力改革思路从‘全面推进碳中和’调整为‘先立后破，确立煤电主体地位’。2023年9月，国家出台容量电价政策，东部主流容量电价补偿约100元/千瓦，占装机30%；西部补偿比例达50%。2026年1月1日起，全国固定资产补偿需达50%，四川、云南等地超75%。2025年以来，电力市场化加速，一方面通过136号文将新能源纳入电力市场；另一方面，十多个省份开展电力现货交易，稀缺时段稳定发电的电厂获稀缺电价，推动电力企业价值重估，产业界认为火电价值和地位因新能源大量发电而提升。
·甘肃政策出台背景：甘肃因新能源装机提升，新能源发电量达35%，火电降至45%。在此背景下，火电进一步压降会使系统性成本指数级上升，压力巨大，因此甘肃率先出台地方性容量电价政策。
2、甘肃容量电价政策具体内容
·政策覆盖范围与标准：甘肃容量电价政策覆盖新型储能等方向，补偿标准为每年每千瓦330元，执行期自2026年1月1日起，持续两年左右。一台百万千瓦机组对应建设成本约33 35亿元，该补偿按全容量成本进行。同时，甘肃对电力现货市场电价调整，从0.65元压降至约0.5元，保持现有发电量绝对电价稳定。
·容量电费计算机制：容量电费=申报容量×容量电价×容量供需系数。容量供需系数受有效负荷等因素影响，不一定达100%，但改革方向明确。
3、火电行业商业模式转变
·从抢电量到经营电价转变：无容量补偿时，电力企业需靠抢电量保证现金流，形成以抢电量为主的火电商业模式。引入容量电价后，企业不发电也能收回固定成本，经营模式转变。企业可根据区域供需调整中长协与现货电量策略：过剩区域（如广东）中长协价以基准价下浮20%为下限，广东2025年中长协已达下限，企业可多签中长协、买现货电套利；紧张区域（如北方）峰谷价差大，企业可少签中长协，靠现货高价发电获超额收益。不过，甘肃已压降新能源电力现货价上限以减少套利空间。
·周期属性弱化与ROE预期：火电周期属性渐弱。国内火电可变成本占经营成本的80%-90%，而香港公用事业仅约50%。2025年煤价大幅回落后，其带来的火电边际业绩增长已入中后段。虽预计2026年各地火电中长协价将大幅下降，但企业可调整年度长协电量减少影响。同时，电价科目多元化，企业收费名录增多。在此背景下，火电企业有望维持6%-8%的ROE、3%-4%的ROA，略超通胀，回归公允值。海外公用事业ROA一般为4%-6%，ROE约8%-10%。
·现金流与分红能力改善：“十三五”末期及“十四五”，新能源及“新能源+火电”的大幅资本开支使电力企业负债率高。进入“十五”（电力投资小周期的资本开支降速期）后，资本开支降速，叠加财务费用压降，企业现金流将大幅好转。
4、火电板块投资逻辑与标的
·估值与红利属性分析：当前红利指数中，银行权重第一，煤炭权重第二。未来两到三年，自由现金流改善、资本开支下降、分红能力提升的电力资产（尤其是综合电力公司）大概率进入红利指数，成为分红类企业，其红利化属性扩张类似2021 2022年的煤炭。主流火电公司PE估值约6 8倍，大唐发电港股按今年业绩指引，PE约4 5倍。火电估值修复源于公用事业属性提升，而非博弈煤价。随着各省政策出台，火电职能转变及配套价格政策将提升其稳定性。
·重点推荐标的：标的推荐应从博弈煤价转向重视全国性综合电力公司。北方弹性标的方面，大唐发电港股电厂在京津冀，有水电和风光资源，股性弹性大，京津冀还有建投能源、京能电力。广东触底标的宝新能源长协触底，今年半年报增长50%，超市场预期。全国性火电公司有华能国际和华电国际等。去年走势好的皖能电力、华润电力、申能股份等公司，今年股价受抑制，因市场仍以煤炭价格下滑带动的业绩边际弹性为炒作逻辑。但这些ROE已处较高水平的公司（如皖能电力去年ROE13.4%，华润电力去年ROE约15%），当前PB估值约一倍，明年或破净，PE估值约7 8倍，具备估值重塑空间。火电市场逻辑正从业绩弹性驱动转向生意模式带动的估值修复。