广发证券研究报告指出，火电正从单一的“用煤发电的加工业”向“风光消纳的调节资源”转型，电价机制从单一电量电价演变为“容量电价+电量电价+辅助服务电价”的三部制体系。测算当前容量电价水平对应ROE达6.3%（2025年后补偿比例升至50%对应10.4%），辅助服务电价对应ROE约2.5%，电量电价贡献约1.15%，三者合计火电ROE中枢有望稳定在10%以上。火电盈利稳定性大幅增强，公用事业化估值提升可期。
容量电价：固定成本补偿的核心支柱
2023年11月，国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，煤电机组固定成本为330元/千瓦·年，2024-2025年多数地区补偿比例为30%。容量电价绑定煤电固定成本，折度电收入约0.022元/千瓦时（不含税，按4000利用小时折算）。
在不考虑成本增加的情况下，当前容量电价水平对应ROE达6.3%。2025年之后补偿比例升至50%，对应ROE将进一步提升至10.4%。容量电价明确了火电盈利的下限——无论煤价如何波动、利用小时如何变化，容量电价为火电提供了稳定的固定成本回收机制。
2024年内容量电价执行情况良好，各省份补偿水平基本落实到位。容量电价的价值不仅在于直接贡献利润，更重要的是改变了火电的盈利模式——从“看煤价脸色”向“固定收益保底+电量弹性增厚”转变。
辅助服务电价：调节性价值变现
辅助服务电价反映火电的调节性价值，是火电从基荷电源向调节电源转型的重要收益来源。根据国家能源局数据，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，火电企业获得补偿254亿元，占总费用的91.4%。
测算调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，假设调峰价格上限为0.3元/千瓦时，2027年火电调峰占全部调峰份额70%，对应火电调峰市场空间为698亿元。截至2023年末我国火电装机13.90亿千瓦，至2027年暂不考虑净增加，辅助服务电价折每千瓦补偿约50元，4000利用小时数下折度电约0.013元/千瓦时。综合考虑深度调峰所需灵活性改造成本100元/千瓦，辅助服务部分对应ROE约2.5%。
辅助服务与发电业务互为机会成本，辅助服务电价为火电发电业务的收缩（全国火电发电量占比下降）提供了利润迁移路径。伴随新能源装机持续增长，辅助服务市场空间将持续扩大。
三部制电价体系下的ROE测算
三部制电价体系下，火电ROE由三部分构成：
容量电价部分：基于330元/千瓦·年固定成本、30%补偿比例（2024-2025年），ROE贡献6.3%。2025年后补偿比例升至50%，ROE贡献升至10.4%。
辅助服务部分：基于2027年辅助服务市场空间698亿元、火电获取70%份额，ROE贡献约2.5%。
电量电价部分：基于综合标煤成本956元/吨（70%长协煤价709元/吨+30%现货煤价850元/吨）、煤耗300克/千瓦时，全国平均不含税燃煤标杆0.35元/千瓦时、上浮15%至0.403元/千瓦时，ROE贡献约1.15%。
三者合计，火电机组ROE有望稳定在10%左右。远期容量电价补偿有望向50%甚至更高提升，ROE中枢有望维持在10%以上。火电从“周期性亏损”走向“稳定盈利”，公用事业化进程加速。
火电三部制电价ROE测算| 电价构成 | 核心假设 | 度电收入（元） | ROE贡献 |
|---|
| 容量电价 | 330元/千瓦·年×30%补偿 | 0.022 | 6.3% |
| 辅助服务电价 | 火电调峰698亿市场空间 | 0.013 | 2.5% |
| 电量电价 | 燃煤标杆上浮15% | 0.403 | 1.15% |
| 合计 | 三部制综合 | 0.437 | ~10% |
投资逻辑：公用事业化估值提升
火电盈利稳定性的提升将驱动估值体系从“周期股”向“公用事业股”切换。当前火电公司PB多处于1.0-1.5倍区间，ROE稳定在10%以上后，PB有望向公用事业板块的1.5-2.0倍靠拢。
重点推荐：皖能电力（ROE 15%+，安徽供需占优）、浙能电力（浙江CR1 45%，省属平台）、申能股份（上海火电电量占比95%，盈利稳定）、华电国际电力股份H、华能国际电力股份H、华润电力H等。关注预期差较大的广州发展。
