REITs行业不动产资产证券化系列：容量保障机制重塑火电板块价值首推成本可控、机组高效的REITs资产

图表目录图表1：范围持续扩容，电由纳入支持走向项目受理 4图表2：能源资产分类及纳入募资产范围情况 5图表3：能源基础设施已成为募重要发行方向 6图表4：源已形成气电、风电、光伏和水电多元资产谱系（截至2026/6/30） 6图表5：首批两单申报电项目基本情况 7图表6：华润焦作电厂项目外观照 7图表7：华能青岛项目外观照 7图表8：火电研究框架：宏观政策机制、中观区域供需及微观资产效率共同决定火电价值 8图表9：非化石能源主导新增装机（万千瓦） 9图表10：火电存量装机仍以燃煤为主，燃气占比缓步提升 9图表11：我国发电量结构中风光占比快速提升 9图表12：火电发电量增速波动下行年转为负增长 9图表13：火电装机呈现负荷中心与资源基地双集中格局 10图表14：煤电核准自高峰回落，但短期装机供给仍将较快释放 10图表15：煤电政策重心由节能改造向低碳、高效和灵活调节延伸 10图表16：年新一代煤电技术指标体系推动火电资产向高效调节升10图表17：全国用电量保持中速增长年首次突破万亿千瓦时 11图表18：第二产业构成用电基本盘，第三产业及居民用电增速更快 11图表19：年非火力发电增量超过全社会用电增量，火电发电量同比下降（亿kWh） 11图表20：风光发电占比持续提升，火电发电占比至59.8% 11图表21：用电需求与新能源发电增速多次背离 12图表22：高比例光伏接入后，电网日内净负荷波动加剧 12图表23：负荷中心依赖本地需求支撑，资源基地依赖跨区外送消纳 12图表24：风光提升压降常规电量空间，同步抬升容量与调节价值 13图表25：新能源承接增量电量，火电利用小时中枢下行 14图表26：华能国际煤机上网电价趋势下行（/兆瓦时） 14图表27：煤电价格机制由单一电量定价向两部制电价、并进一步向可靠容量补偿演进 14图表28：华润焦作容量及供热收入占比提升，电量依赖下降 15图表29：华能青岛电价回升推动电能量收入占比提高 15图表30：年部分省份容量电价明显上调，煤电固定成本补偿区域分化扩大 15图表31：年多数省区中长期交易均价下行，煤电容量补偿与电量价值呈现分化 16图表32：容量收入夯实现金流底盘电价仍主导煤电资产估值弹（指标变化1%对应项目估值变动百分比） 16图表33：电底层资产燃料成本占营业成本比重普遍达65%-85% 17图表34：煤价传导由行政联动转向市场化定价，但中长期电价调整仍存在时滞 18图表35：现货煤与长协煤价差扩大压低火电毛利率，燃料成本主导盈利周期 18图表36：每个季度的火电发电量增长率与季度毛利率未呈稳定相关，即发电增量不必然带来增利 19图表37：长协煤比例越高，现货煤上涨对度电利润的冲击越小 19图表38：气电联动能够稳定度电利润 20图表39：价格传导可缓释气价波动供电气耗仍是气电项目核心成本变（相关参数上升对应可供分配金额变化比例） 20图表40：火电资产筛选逻辑 21图表41：两单拟发行燃煤电预测分派率位于7.56%—7.85% 22图表42：华夏华润煤收入结构（亿元） 23图表43：华夏华润煤电量及电价 23图表44：长城华能煤收入结构（亿元） 23图表45：长城华能煤电量及电价 23图表46：华夏华电清洁源收入结构（亿元） 24图表47：华夏华电清洁源电量及电价 24图表48：鹏华深圳源收入结构（亿元） 24图表49：鹏华深圳源电量及电价 24一、首批煤电REITs获受理，火电REITs资产谱系进一步完善能源公募REITs底层资产持续扩容，能源基础设施由清洁能源进一步延伸至清洁低碳、灵活高效煤电。2021年958号文首次单列能源基础设施，纳入风电、光伏、水电、气电、生物质、核电等清洁能源项目，以及特高压、配网、微电网、充电设施和分布式冷热电项目。20241014常态化发行，并首次将清洁2025年煤电专项政策进一步明确支持符合条件的煤电项目发行行业范围清单则将能源资产谱系进一步明确。容量机制提升煤电现金流稳定性，底层资产与公募REITs发行要求的适配度逐步提高。公募REITs申报项目需具备运营稳定、收益良好等特征，近三年经营性净现金流原则上应保持为正，且不存在影响未来长期稳定运营的重大风险。过去煤电收入主要依赖电量电价，机组固定成本也需通过发电收入回收；随着新能源发电占比提升，煤电机组更多承担备用、调峰和顶峰保供职能，利用小时下降可能导致机组“备而少发”，即使持续提供系统支撑，收入仍随发电量和市场电价波动，现金流稳定性与可预测性相对不足。容量电价将部分固定成本回收与实际发电量脱钩，为煤电资产建立相对稳定的收入底盘。2024—2025年，国家首次全面建立煤电容量电价机制，多数地区按照每年100元/千瓦左右的标准回收约30%的固定成本，部分煤电功能转型较快地区回收比例达到5%20265%，165元/20265REITREIT获交易所受理，标志着煤电资产由政策支持进入项目申报审核阶段，能源资产谱系进一步拓展至承担保供和灵活调节职能的传统能源资产。图表1：REITs范围持续扩容，煤电REITs由纳入支持走向项目受理时时间 政策/事件 发布部门 能源REITs资产扩围历程202042020820217

《关于推进基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点相关工作的通知》（发改办投资〔2020〕586号）号文）

家发展改革委委委

建立基础设施REITs制度框架，能源相关以“水电气热等市政工程”表述出现20247

（1014号文）

国家发展改革委

（口径20254

《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》

国家发展改革

REITs202512

《基础设施领域不动产投资信托基金（ET05

国家发展改革委

2026年1月 《关于完善发电侧容量价机的

国家发展改革

REITs2026年5月 首批煤电REIT理 上交所深交所 煤电正式进入公募REITs场申阶段家发展和改革委员会，证监会，能源局，上交所，深交能源REITs资产谱系持续扩容，清洁能源发电已形成较丰富发行案例，煤电及储能进入突破阶段。当前风电、光伏、水电、天然气发电、生物质发电等均已纳入公募REITs范围并有项目落地，核电、特高压、配网、充电基础设施等仍处储备探索阶段。煤电虽属传统能源，但在“清洁低碳、灵活高效”条件下已被纳入支持范围，首批燃煤发电公募REITs已申报；储能则已有机构间REITs案例，体现能源资产证券化正由发电端向调节性资产和能源网络延伸。图表2：能源资产分类及纳入公募REITs资产范围情况是否纳是否纳入公募REITs 是否已有公 是否已有机构间能源资产大类细分能源资产类型（发改委口径） 募REITs上市 REITs上市天然气发电√√煤电（灵活天然气发电√√化石能源发电（属火电）燃油发电 未明确单列纳入 余热、余压、余气发电未明确单列纳入--太阳能发电（光伏/太阳能发电（光伏/热） √ √ √水力发电（含常规水电抽蓄√ √ √√√√（地热能发电及集中供热 未明确单列纳入地热能发电及集中供热 未明确单列纳入 海洋能（潮汐能/波能发） 未明确单列纳入 √增量配电网与微电网能源网络与新型基石油天然气长输管道 未明确单列纳入 √√新型储能设施充电基础设施 √改委，能源局，统计局，iFind能源基础设施已成为公募重要发行方向。试点范围持续扩大，底层资产由产业园区、仓储物流、高速公路逐步扩展至能源基础设施领域。7日，第一单能源基础设施REITREIT正式上市，202389单能源基础设施，能源基础设施已成为重要发行方向。图表3：能源基础设施已成为公募REITs重要发行方向2520151050Fin能源REITs已形成气电、风电、光伏和水电等多元资产谱系，煤电成为下一步重要扩容方向。从上市历程看，2022年首单燃气REIT——鹏华深圳能源REIT上市，2023年首批风电、光伏REITs——中信建投国家电投新能源REIT、中航京能国际能源REIT上市。2024年首单水电REIT——嘉实中国电建清洁能源REIT上市，能源基础设施REITs逐步形成涵盖天然气、风电、光伏、水电等多类型能源资产的市场格局。能源基础设施正逐REITsREITs市场的制度基础和市场条件也逐渐成熟。图表4：能源REITs已形成气电、风电、光伏和水电多元资产谱系（截至2026/6/30）项目名称上市日期业态上市至今涨幅市值（亿元）现金分派率（年化）投资收益（中债IRR）鹏华深圳能源REIT2022-07-26燃气38.9%33.97.2%5.2%中信建投国家电投新能源REIT2023-03-29风电32.0%78.33.8%3.9%中航京能国际能源REIT2023-03-29光伏、水电30.7%56.47.4%3.5%嘉实中国电建清洁能源REIT2024-03-28水电64.1%16.05.4%2.3%华夏特变电工新能源REIT2024-07-02光伏50.7%14.97.8%0.4%中信建投明阳智能新能源REIT2024-07-23风电16.8%12.07.9%3.8%工银蒙能清洁能源REIT2024-12-10风电35.0%13.411.9%0.3%华夏华电清洁能源REIT2025-08-01燃气17.8%21.84.9%1.9%华夏中核清洁能源REIT2026-02-02水电27.0%19.13.9%3.1%EIT公告，iFind首批煤电首批煤电REITs获交易所受理，煤电资产证券化由政策支持进入项目审核阶段。过去市场对于煤电资产的认知更多停留在周期性行业和高资本开支领域，其盈利能力较大程度上依赖煤价、电价及利用小时波动。然而，随着新能源装机占比持续提升，煤电承担的系统调节和容量保障功能不断增强，容量电价、辅助服务等新收益来源逐渐建立，煤电资产的现金流稳定性显著改善。在此背景下，煤电资产正由主要依赖电量收益的周期性发电资产，向兼具保供、调节与容量价值的公用事业型能源资产转变。首批两单项目均为央企旗下热电联产资产，2026年预测净现金流分派率为7.56%—7.85%，全周期IRR为4.96%—6.04%。其中，华夏华润燃煤REIT底层资产为华润焦作电厂项目，项目位于河南省焦作市，装机规模为2×660MW超超临界燃煤机组，于2014年至2015年陆续投产，兼具发电与集中供热功能。项目底层资产估34.4亿元，2026年、20277.9%7.8，全周期内部收益率（IRR）5.0%。2×350MW热电联产机202231.6亿元，2026年、2027年预测净现金流分派率，全周期内部收益率（IRR）6.0%。图表5：首批两单申报煤电REITs项目基本情况项目名称项目动态底层资产估值规模（亿元）剩余年限预测净现金流分派率全周期R装机规模华夏华润燃煤REIT已问询华润焦作电厂项目34.419年202620275.0%2×660MW超超临界燃煤机组长城华能燃煤REIT已反馈华能青岛项目31.626.75年202620276.0%2×350MW热电联产机组募图表华润焦作电厂项目外观照 图表华能青岛项目外观照家能源集之 东省电力业协二、行业逻辑重构：供给转向高效灵活，需求转向容量保障与调节宏观层面，新能源渗透率提升和出力波动增强，推动煤电由电量型电源向容量保障和灵活调节电源转型，容量及辅助服务机制由此成为煤电现金流的重要补充。双碳目标推动电源结构加快转型，新能源逐步承接新增电量，但其出力波动也提高了电力系统对可靠容量和灵活调节的需求。收入端应区分电量收入、容量收入、辅助服务收入和供热供汽收入：电量收入依赖交易电量与单位交易电价，容量收入取决于有效可用容量和地方执行口径，辅助服务收入则与机组调频、调峰、备用和爬坡能力相关。成本端应覆盖不同火电资产的燃料和运营约束，燃煤机组重点观察煤价、长协煤比例和煤源保障，燃气机组重点观察气价联动、LNG或管道气供应稳定性，其他火电资产还需关注燃料采购半径、资源获取稳定性、环保、安全生产、委托运行、保险和技术服务等运营成本。由此，区域需求、政策补偿和燃料成本共同构成微观资产的经营稳定性判断框架。图表8：火电研究框架：宏观政策机制、中观区域供需及微观资产效率共同决定火电价值政策因素政策因素双碳目标/容量电价机制/REITs常态化发行政策宏观层面总量指标全社会用电量/工业增加值/第二产业用电量宏观结果替代效应 新能源占比提升、波动性增强、峰谷差扩大新增供给火电核准装机量/新建火电项目数量供给存量供给机组关停规模/老旧机组占比中观层面结构优化灵活性改造技术指标/标煤煤耗煤电用电需求火电装机容量/发电量需求区域供需格局调峰需求火电发电小时/跨区域输电新能源消纳需求 弃风率/弃光率/火电与风光发电量增速对比电量收入电量收入=交易电量×单位交易电价收入容量收入容量收入=有效可用容量×容量电价辅助服务收入 调频、调峰、调压、备用服务微观层面供热供汽收入燃料-电价联动燃料成本煤/气价、长协煤/气比例、燃料保障能力成本其他成本委托运行费、安全生产费、保险费、技术服务费等信建投注：本文后续以煤电资产为研究主线，并以已上市气电REITs作为比较样本。新能源已成为新增装机主体，火电绝对规模仍在增长，但装机占比持续下降，供给侧评价重点由规模扩张转向机组质效。2025年底，全国发电装机容量达到38.9亿千瓦，2017—2025年非火电装机占比由37.8%提升至60.4%，同期火电装机占比由62.2%降至39.6%。火电内部仍以燃煤机组为主，2024年煤电和气电装机分别占火电装机的82.7%和9.9%。随着新增装机主要由风光承担，火电资产价值将更多取决于机组效率、可靠性和灵活调节能力，而非单纯的装机规模。图表非化石能源主导新增装机（万千瓦） 图表火电存量装机仍以燃煤为主，燃气占比缓步提升火电 风电 太阳能 水电 核电450000 400000350000300000250000200000150000100000500000201720182019202020212022202320242025

100%

燃煤占比燃气占比其他占比88.4 88.4 7.5 6.9 2.7%% 8% % 8% % 8 % 9.9%9.1%8.7%8.4%8.0%7.6%6.8%2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024家能源 家能源图表我国发电量结构中风光占比快速提升 图表火电发电量增速波动下行，2025年转为负增长

风电核电水电火电光伏20162017201820192020202120222023202420252026

0

火电（亿千瓦时） 同比增速（%，右轴）2020 2021 2022 2023 2024

10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%-2.0%家能源 家能源煤电核准规模已从2022—2023年高峰回落，但前期项目集中投产使短期供给仍处扩张期。2022—2023年全国煤电集中核准约2.1“十四五”开工到投产存在较长建设周期，前期集中核准项目正逐步进入投产阶段，短期煤电装机仍将保持增长。若后续核准节奏延续回落趋势，中期新增供给增速有望逐步收敛。火电装机呈现沿海负荷中心与西部资源基地双集中格局。截至2025年底，广东、内蒙古和山东火电装机规模位居全国前三。广东、山东、江苏和浙江等沿海省份主要服务本地高负荷需求，形成就地消纳型电源；内蒙古、新疆和山西等地区依托煤炭资源与跨区域输电通道，形成资源外送型电源。两类资产在利用小时、电价形成、燃料成本和外送约束等方面存在差异，需采用不同的区域评价逻辑。图表火电装机呈现负荷中心与资源基地双集中格局 图表煤电核准自高峰回落但短期装机供给仍将较快释放煤电核准装机量（万千瓦） “十三五”年均核准量2907.9万千瓦12,000 煤电核准装机量（万千瓦） “十三五”年均核准量2907.9万千瓦12,000 11,284.5 10,0009,734.28,0006,399.26,0004,500.04,0001,927.92,00002021202220232024202580006000400020000

广东内蒙古山东江苏山西新疆浙江河南安徽陕西

12%%12608%%126081226612003840583278%6%4%2%0%-2%家能源 色和平EnergyMonito新增建设与存量改造并行，政策和项目方向更加侧重清洁高效、灵活调节及新能源协同。新增项目更多围绕新能源基地配套、电网支撑、区域保供、容量替代及热电联产等功能展开，政策导向已由单纯增加基础电量供给，转向提升系统支撑能力和存量机组运行效率。政策标准进一步推动火电机组向低煤耗、强调节和高可靠性升级。新一代煤电升级政策围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节和智能运行建立指标体系，部分先进机组供电煤耗要求降至270克/千瓦时以下，纯凝工况最低技术出力可降至20%，高负荷区间调节速率提升至每分钟4%额定功率左右，同时对机组可用率和非计划停运次数提出更高要求。机组技术能力由过去主要决定发电效率，逐步扩展至影响容量电费、辅助服务收入和运行稳定性的综合指标。图表15：煤电政策重心由节能改造向低碳、高效和灵活调节延伸时间 时间 政策文件 发布部门 核心内容2021年10月《全国煤电机组改造升级实施方案》发改委、能源局推动节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”发改委、能源局 推动生物质掺烧、绿氨发改委、能源局 推动生物质掺烧、绿氨烧及等低化改建设（2024—2027年）》2024620254

《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》

发改委、能源局

指标体系家发改委，国家能源图表16：2025年新一代煤电技术指标体系推动火电资产向高效调节升级指标指标维度 新一代煤电点示要求（强制最低技术出力 纯凝工况最低出力降至20%煤耗与碳排放 度电碳排放较2024同类组降低超临湿冷组供煤耗最低技术出力 纯凝工况最低出力降至20%负荷变化速率 50%以上负荷调节率达到负达到2%Pe/min安全可靠性 保供期申报出力达标率安全可靠性 保供期申报出力达标率99%；计划运次≤0次/·年家发改委，国家能源2.3全社会用电需求保持增长，为电力系统提供稳定的总量基本盘。2013—2025年，我国全社会用电量由5.32万亿千瓦时增至10.37万亿千瓦时，年均复合增速约5.7%。从用电结构看，第二、第三产业用电量合计占比达83.2%，其中第三产业和城乡居民生活用电量分别同比增长8.7%和6.3%，均高于第二产业的3.9%。服务业及居民用电占比提升，使电力负荷的季节性和时段性特征进一步增强。图表17：全国用电量保持中速增长，2025年首次突破10万亿千瓦时

图表18：第二产业构成用电基本盘，第三产业及居民用电增速更快0

全国用电量（亿千瓦时） 同比增速（%，右轴）

30%25%20%15%10%5%0%-5%

0

2025年用电量（亿千瓦时） ）第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生

12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%源 源新能源已基本承接新增电量，火电边际需求由电量扩张逐步转向系统缺口补足。2025年全国发电量增加4,883.7亿千瓦时，其中风光发电量增加4,650.8亿千瓦时，增量规模相当于全社会新增用电量的95.2%；计入生物质发电后，新能源发电增量相当于全社会新增用电量的97.1%。同期火电发电量同比下降0.7%至6.33万亿千瓦时，发电占比降至59.8%。新能源成为新增电量的主要来源，火电则在继续承担基础供电的同时，更多补充新能源低出力、负荷高峰及局部电力缺口。图表发电量同比下降（亿kWh）

图表20：风光发电占比持续提升，火电发电占比降至59.8%0.0

5,161.0 5,354.6 -471.5

80%70%60%50%40%30%20%10%

火电发电占比（%） 风光发电占比（%）全国社会用电增量 非火力发电量增量 火力发电量增量

201720182019202020212022202320242025源局，统计 计年全社会用电量同比增速在2.8%—10.4%之间波动，7—8月迎峰度夏期间月度用电量均突破1万亿千瓦时。同期火电发电量增速与用电需求多次背离：月全社会用电量同比增长5.8%；10月全社会用电量同比增长10.4%，太阳能发电增速回落，火电发电量则转为增长7.3%。火电发电需求越来越取决于新能源及水电出力、外来电供应等因素共同形成的系统剩余负荷，顶峰保供和灵活调节属性持续增强。图表用电需求与新能源发电增速多次背离 图表高比例光伏接入后，电网日内净负荷波动加剧2025全社会月用电量（亿千瓦时） 太阳能电发电当月同比（%） 2025火电发电当月同比（%） （%）0

1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

35%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%源局，统计 江电注：发电量增速数据为规模以上工业发电口径区域供需决定火电资产需求质量，负荷中心重点看本地电力缺口，资源基地重点看外送通道与合同锁定。从主要火电装机省份看，广东、山东、江苏、浙江等东部省份既是火电装机大省，也是用电负荷中心，本地电力需求较强，为火电电量消纳提供基础。广东、江苏、浙江等省份用电量明显高于本地发电量，较强的本地负荷为省内可调度电源提供需求支撑；但火电电量仍受外来电、新能源出力和省内市场供需影响，净受入省份并不必然对应更高利用小时或电价。内蒙古、山西、新疆等资源基地型省份火电发电占比较高，但本地负荷承接能力相对有限，火电消纳更依赖跨区跨省输电通道、受端需求以及中长期交易合同稳定性。2025年全国跨区、跨省输送电量分别同比增长7.9%、6.3%，内蒙古、山西、新疆外送电量分别达3251、1504、1340亿千瓦时，体现资源基地型火电资产对外送体系的依赖。图表23：负荷中心依赖本地需求支撑，资源基地依赖跨区外送消纳14,000160%12,000140%10,00014,000160%12,000140%10,000120%100%8,00080%6,00060%4,00040%2,00020%00%广东 山东 江苏 浙江 河南 内蒙古 山西 新疆 陕西外送基地负荷中心电三、容量机制夯实现金流底盘，电价与燃料成本主导收益弹性新能源替代压低火电常规电量空间，但也增加了电力系统对可靠容量和灵活调节的需求，收入端多空因素并存。总体来看，火电收入正由单一电能量收入向“电能量收入+容量收入+辅助服务及供热等其他收入”多元结构演变。电力供需、容量标准和市场规则构成区域Beta，交易策略、调节性能、可靠性和供热运营能力构成资产Alpha。电量收入：结算电量与平均结算电价共同决定收入规模。新能源承接增量电量使火电利用小时中枢承容量收入：容量电价推动部分固定成本回收与实际发电量脱钩，增强火电收入稳定性，但收入仍受有运营增收：具备交易能力和灵活调节性能的项目可通过中长期与现货组合、辅助服务及供热业务增厚收益，但兑现程度存在显著项目差异。例如，华能国际在2026年一季度公开电话会议中表示，一季度市场化交易带来约1.5分/千瓦时的电价增厚。图表24：风光提升压降常规电量空间，同步抬升容量与调节价值替代作用替代作用低成本风光电替代火电发电量挤压电量火电电量收入↓=发电量↓×电量电价↓风光占比提升降低电价行业Beta火电容量收入↑=补偿容量×容量电价↑互补作用风光电波动大，火电边际度电利润↑=（合约售电价-外购谷电价↓）+（现货峰电价↑-自发电价）资产Alpha辅助服务收入信建投新能源承接增量电量使火电利用小时中枢承压，市场化交易深化则放大区域电价分化，电能量收入面临量价双重影响。量端，火电更多承担系统补缺与调峰功能，利用小时整体下行；价端，新能源低边际成本出力增加叠加市场竞争加剧，煤电平均结算电价阶段性承压，但具体表现仍取决于区域供需、外来电和交易策略。图表新能源承接增量电量，火电利用小时中枢下行 图表华能国际煤机上网电价趋势下行（元兆瓦时）0

火电设备平均利用时间（小时） 同比增速（%，右轴）201720182019202020212022202320242025

8%6%4%2%0%-2%-4%-6%-8%

6005004003002001000

491.2 491.8 480.9 465.52022 2023 2024 2025源 能国际年煤电价格机制由单一电能量定价向两部制电价演进，并逐步向覆盖多类可靠调节资源的容量补偿机制过渡。2021年燃煤发电上网电量原则上进入电力市场，电能量收入更多由市场供需和交易价格决定；2024年起煤电容量电价机制落地，将部分固定成本回收与实际发电量脱钩；2026年发电侧容量机制进一步完善，现货市场连续运行地区逐步建立可靠容量补偿机制，补偿对象由煤电向燃气发电、储能等可靠调节资源扩展。图表27：煤电价格机制由单一电量定价向两部制电价、并进一步向可靠容量补偿演进时间 时间 政策文件 核心变化 对煤电收入响10

《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》

燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，交易价格原则上上下浮动不超过20%

电量电价市场化程度提升11

《关于建立煤电容量电价机制的通知》

建立煤电两部制电价；固定成本统一按330元/kW·年测算，2024—2025年多数地区回收约30%、部分地区约50%

容量价值首次全国统一显性定价20261

《关于完善发电侧容量电价机制的通知》

煤电固定成本回收比例提升至不低于50%，地方可进一步提高；现货连续运行地区逐步建立可靠容量补偿机制

由煤电单一容量补偿向多类型可靠容量定价演进改委、能源局、中信建投容量机制对电量收入下滑形成缓冲，但不同区域、不同项目兑现路径及兑现效果存在较大差异。以华夏华润燃煤REIT为例，2023—2025年项目电量电费收入占比由83.03%降至74.77%，同期容量电费收入由零增至1.92亿元，占营业收入9.63%，稳定性收入占比提升，对发电量及电量收入下滑形成一定对冲。相比之下，山东前期已存在市场化容量补偿机制，全国煤电容量电价落地后仍处于机制衔接与转型过程中，长城华能燃煤REIT容量补偿收入占发电收入比重由20.3%降至15.0%；但同期项目电量电费收入由10.74亿元升至13.23亿元，中长期及现货平均电价均明显回升，推动电量收入占发电业务比重升至88.5%。由此看，容量价值提升是行业方向，但项目收入结构并非单向演变，仍取决于区域容量机制、供需格局及市场电价环境。图表华润焦作容量及供热收入占比提升，电量依赖下降 图表华能青岛电价回升推动电能量收入占比提高83.0%76.2%74.7%100%83.0%76.2%74.7%80%60%40%

100%80%60%40%

电能量电费收入占比（%） 容量补偿费用收入占比（%）中长期平均电价（元/MWh，右轴） 现货平均电价（元/MWh，右轴

55050045040020%

2023

2024

2025

20%

2023

2024

2025

35082.0%80.7%82.0%80.7%88.5%EIT募 EIT募注：发电业务包含其他费用收入，可为负值，此处未纳入计算煤电容量电价由全国统一起步转向因地制宜，区域分化进一步扩大。2024—2025年，多数地区容量电价为100元/千瓦·年，河南、湖南、重庆、四川、青海、云南和广西等地已提高至165元/千瓦·年。2026年煤电固定成本回收比例原则上提升至不低于50%后，已披露地区多数将容量电价上调至165元/千瓦·年，天津进一步提高至231元/千瓦·年，甘肃、云南则升至330元/千瓦·年。图表30：2026年部分省份容量电价明显上调，煤电固定成本补偿区域分化扩大2024~2025年容量电价（元/千瓦・年，含税） 2026年容量电价（元/千瓦・年，含税）3503002502001501000云河湖南南南

重四青庆川海

广甘天北冀河西肃津京北北

蒙蒙上安宁西东海徽夏

广山山东西东

辽吉黑宁林龙江

江浙福苏江建

江湖陕新西北西疆

深海贵圳南州改2025等地，煤电资产或兼具现金流稳定性和收益弹性基础。样本个省区中，仅天津、重庆和四川中长期均价同比上涨，河南、湖南降幅不足、基本持平，其余26个省区跌幅均超过。容量补偿与电量价格组合呈现明显20250.4285元/3.7%231元/千瓦年，是较典型的电量与容量双重支撑区域；上海、冀北和安徽等地中长期均价仍处于0.41—0.46元/千瓦时附近，叠加165元/千瓦·年的容量补偿，区域供需基础相对较强。部分地区的高容量电价则更多体现对电量端压力的补偿。甘肃、云南容量电价均提高至330元/千瓦·年，20250.24810.2440元/，高容量补偿主要反映新能源渗透提升背景下对可靠容量的政策性托底，并不代表电量市场景气。广东容量电价提高至165元/千瓦年，但中长期均价同比下降14.8%，同样表明容量端改善不必然对应电量端同步走强。图表31：2025年多数省区中长期交易均价下行，煤电容量补偿与电量价值呈现分化蒙东宁夏 蒙东宁夏 安徽贵州 福建山东江西新疆吉林黑龙江海南辽宁江苏湖北浙江山西四川陕西蒙西广西重庆河南河北上海青海广东天津冀北数：-4.6%中长期均价同比中位云南甘肃300量容250量电价（200/元/千·瓦150·年）10050-30.0% -25.0% -20.0% -15.0% -10.0% -5.0% 0.0% 5.0%注：气泡大小代表2025年区域中长期电价（元/千瓦时）

2025年中长期电价同比（%）源局，发改2025—2026容量机制抬升煤电资产现金流底盘，但电价仍决定盈利弹性与估值上限。从收入传导机制看，发电量变化主要影响增量电量对应的边际利润，而电量电价变化则作用于存量售电规模，因此价格波动的估值影响显著更大。华润焦作项目估值压力测试显示，标准化后每发电量变化影响估值约1.14%，而每电量电价变化影3.91%3.42.78%，亦显著高于容量电费变化对应的0.68%。由此看，容量电价有助于缓释利用小时下行、增强现金流稳定性，但难以替代电量电价对项目盈利和估值的主导作用。对应前述框架，电量与容量机制更多决定行业现金流底盘，而资产分化的核心来源。图表32：容量收入夯实现金流底盘，电价仍主导煤电资产估值弹性（指标变化1%对应项目估值变动百分比）53.912.781.142.781.140.540.68发电量电量电价容量电价市场交易电价容量电费华夏华润燃煤REIT长城华能燃煤REIT3210EIT招募3.2成本端：燃料成本决定盈利中枢，采购保障与价格传导塑造现金流韧性燃料成本占火电项目营业成本的比重普遍达到65%—85%，但煤电与气电的风险来源有所不同。2023—2025年，华润焦作和华能青岛燃料成本占营业成本比重分别由78.3%、78.6%降至70.7%、72.0%，煤价中枢回落推动成本压力缓解；同期华电江东天然气成本占比维持在82.7%—85.1%，鹏华深圳能源维持在%—66.9%。煤电项目重点关注入炉标煤单价、供电煤耗及长协煤实际履约率；气电项目则需进一步观察气源结构、采购合同、价格传导机制及供电气耗。气电REITs项目燃料成本占比相对稳定，但绝对成本仍受气价影响。同期，华电江东项目的天然气成本占比高居82.7%—85.1%区间；深圳能源项目则稳定在64.9%—66.9%左右。相较煤电，气电项目能否将高燃料成本稳定转化为可分派现金流，更依赖气源锁定、容量补偿、气价传导及市场结算机制。图表33：火电REITs底层资产燃料成本占营业成本比重普遍达65%-85%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%

2023年 2024年 2025年78.3%74.2%83.0%85.1%82.7%78.3%74.2%83.0%85.1%82.7%70.7%78.6%76.8%72.0%64.9%66.2%66.9%EIT招募书，年度报注：营业成本口径不含财务费用、管理费用、税金及附加等期间费用，各项目均按统一口径测算煤价向电价的传导机制经历行政联动、基准价浮动和全面市场化三个阶段，传导方式逐步由政府调价转向市场交易。第一阶段为2004—2019年的标杆上网电价及煤电价格联动时期，煤价变化主要通过政府定期调整标杆电价进行疏导，但受调整周期、触发条件及执行力度限制，电价往往难以及时反映煤炭成本变化，煤价快速上涨时火电企业仍承担较大的阶段性成本敞口。2020—2021年的基准价上下浮动时期3）2021完成。交易电价浮动范围扩大后，区域电力供需、煤炭成本和新能源出力共同影响电价，其中现货及月度交易“现货电价—月度交易电价—年度长协电价”逐步传导。因此，市场化改革提高了煤电成本的长期传导能力，但并未完全消除期限错配：煤价短期快速上涨时，存量年度长协价格难以及时调整，项目度电利润仍可能阶段性承压；煤价回落后，电价下调也可能压缩成本改善带来的利润持续时间。对煤电REITs而言，除长协煤覆盖率外，还需重点关注项目电量合同期限、年度与月度交易结构及所在区域的现货市场成熟度。图表34：煤价传导由行政联动转向市场化定价，但中长期电价调整仍存在时滞广东燃煤机组标杆上网电价/基准价（元/千瓦时） 广东煤电日前均价（元/千瓦时） 中国:秦皇岛港:平仓价:动力煤(Q5500K)(元/吨,右轴）0.8 1,1001,0000.79000.6 8007000.56000.4 5004000.33000.2 2002004-07 2006-07 2008-07 2010-07 2012-07 2014-07 2016-07 2018-07 2020-07 2022-07 2024-07 2026-07改委，政府官煤价波动决定煤电行业盈利中枢，现货煤与长协煤价差能够较好刻画企业成本压力。2021年市场煤价快速上涨，三、四季度秦皇岛5500动力煤现货价较长协价分别高出约223元/吨和204元/吨，样本发电企业毛利率随之降至0.1%和-12.4%。2023年以来，随着市场煤价回落、现货煤与长协煤价差逐步收窄，样本企业毛利率持续修复，2025年前三季度已回升至15%以上。行业盈利变化与煤价差整体呈反向关系，说明在燃料成本占比较高的背景下，煤价仍是煤电盈利周期的主要驱动因素。图表35：现货煤与长协煤价差扩大压低火电毛利率，燃料成本主导盈利周期120010008006004002000(200)

秦皇岛5500动力煤现货价（元/吨） 秦皇岛5500动力煤年长协价（元/吨）现货－长协价差（元/吨） 火电样本公司毛利率（%，右轴）2020Q2 2021Q2 2022Q2 2023Q2 2024Q2 2025Q2

25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%Fin火电企业样本结果表明，发电量增长并不必然带来煤电盈利改善，度电收入与度电成本的变化更为关键。2021年前三季度火电发电量仍保持较快增长，但煤价大幅上涨导致增量收入难以覆盖燃料成本上升，行业毛利率持续下滑；相反，2025年一季度火电发电量同比下降4.415.6和18.6%。火电企业能否实现增利，不仅取决于发电量，还受到结算电价、煤价及长协覆盖率、供电煤耗和容量收入等多重因素影响，单纯以发电量判断盈利趋势的解释力相对有限。图表36：每个季度的火电发电量增长率与季度毛利率未呈稳定相关，即发电增量不必然带来增利25.0%20.0%25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%.0% % -5.0%% % 10.0% 15.0% 20.0% 25-10.0%-15.0%同比%（%）

火电样本公司毛利率（%）

.0%Fin29高长协覆盖率显著降低煤价波动对煤电利润的冲击。以长协煤价675元/吨（秦皇岛动力煤5000）、供电煤耗300克/千瓦时及基准煤电度电税前利润5分/千瓦时测算，现货煤价变化对煤电利润的影响主要取决于非长协100元/吨为例，长协比例分别为40%、、8094的机组，度电税前利润降幅约为46%、31%、21%、%和。因此，煤价并非均匀作用于各类煤电资产，长协覆盖率是决定煤电盈利波动的重要缓冲变量，高长协比例机组具备更强的成本锁定能力与现金流韧性。图表37：长协煤比例越高，现货煤上涨对度电利润的冲击越小发 60%电 40%利 20%润 0%变 -20%化 -40%率 -60%-80%-100%-120%

40%长协 60%长协 72%长协 80%长协 94%长协-200 -100 -50 0 50 100 200现货煤价变动（元/吨）Find，发改气电项目的成本稳定性主要取决于气源锁定和价格传导机制。华电江东发行时执行气电联动，天然气采购价格变化可部分传导至电量电价，因此联动口径下气价敏感性明显低于静态测算；鹏华深圳能源则主要依靠低价澳气长协锁定燃料成本。需要注意的是，气电联动并非全国统一机制，且随着燃机参与现货市场，气价能否顺利传导还取决于市场出清和配套结算安排。相比气价本身，供电气耗上升无法通过价格机制转嫁，机组效率仍是气电项目更核心的成本变量。但气电联动并不能完全消除气价上涨风险，高气价仍可能通过电量渠道影响项目收益。气价上涨推高电量电价后，机组在现货市场和调度排序中的竞争力可能下降，导致发电量和利用小时减少；同时，气电联动若存在调整时滞、价格上限或采购口径差异，也可能造成成本无法完全疏导。图表38：气电联动能够稳定度电利润气价上涨 燃料成本上升 气电联动抬升电量电价

度电利润基本稳定

总利润仍可能下降Find，发改华电江东电量电价每上升可供分配金额提升约2.07%4.05%和0.26%。一方面，电量电价作用于较大规模的存量售电收入，是气电项目最主要的收入弹性来源；另一方面，容量收入规模相对有限，主要增强现金流稳定性，难以替代电量电价对项目收益的主导作用。气电联动能够大幅降低单位气价波动的直接影响，但不能补偿机组效率下降。静态口径下，华电江东天然气价格和供电气耗每上升1%，可供分配金额分别下降约9.96%和9.58%；考虑气电联动后，气价敏感性降至-0.50%，而供电气耗敏感性基本不变。鹏华深圳能源依托成本较低的澳气长协，燃料成本基数相对较低，气价及气耗每上升1%对应可供分配金额均下降约2.52%。因此，气电资产筛选不应仅关注气源价格，还需重点考察气价传导机制、电量电价水平及供电气耗，其中机组效率是难以通过价格机制对冲的核心经营变量。图表39：价格传导可缓释气价波动，供电气耗仍是气电项目核心成本变量（相关参数上升1%，对应可供分配金额变化比例）华夏华电可供变动（气电联动口径） 华夏华电可供变动（静态口径） 鹏华深圳能源可供变动（静态口径）10%

8.3%

8.3%4.1%2.0% 2.0%4.1%2.0% 2.0%0.3%-0.5%-2.5%-2.5%0%-5%-10%

-10.0%

-9.6%

-9.6%-15%容量电价变动1% 电量电价变动1% 天然气价格变动1% 供电气耗变动1%EIT招募书，REIT年度报1四、投资建议：首推收益机制清晰、成本可控及机组效率较高的火电REITs优质火电REITs项目需经过区域供需与区域政策机制、经营质量和资产禀赋三个层面的筛选，其中区域供需是火电REITs项目价值的首要决定因素。区域供需很大程度上影响当地政策机制进展，从而与市场共同决定电价、容量补偿及调用需求，经营收支结构和资产禀赋则进一步影响现金流的稳定性与兑现能力。服务等度电增收反映运营弹性，燃料长协和价格联动机制则决定成本稳定性；资产层面，机组效率、调节能力及可靠性决定度电成本和市场收益兑现能力，剩余寿命与后续资本开支最终影响现金流持续期限和全周期回报。图表40：火电资产筛选逻辑区域电价及变化容量补偿机制外送及电网约束（或有区域电价及变化容量补偿机制外送及电网约束（或有容量收入、供热收入占比燃料长协及供应保障燃料电价联动机制（或有）机组效率剩余寿命政策机制、区域供需收入质量、成本稳定性资产及运营

关键观察指标

发电量及电价容量收入预测折现率发电量及电价容量收入预测折现率4）……收入波动性利润率中枢3）…..资本开支预测期限、残值资本开支预测期限、残值度电利润改善空间4）……四单火电REITs覆盖两单拟发行煤电项目与两单已上市气电项目，均承担所在区域的电力保供或调峰功能。华润焦作和华能青岛分别为2×660MW超超临界燃煤机组和2×350MW燃煤热电联产机组，2026年预测分派率分别为7.85%和7.56%，前者装机规模较大，后者投产时间较晚、资产剩余期限较长。鹏华深圳能源和华夏华电江东分别位于粤港澳大湾区和杭州钱塘负荷中心，底层资产为纯燃气发电及天然气热电联产项目，已形成一定的上市运营记录。四单项目在区域供需、收入结构、燃料保障及资产期限等方面各具特征，下文结合其历史收入结构与量价表现进一步分析。图表41：两单拟发行燃煤火电REITs预测分派率位于7.56%—7.85%核心指标华润焦作华能青岛深圳能源华电江东基金及项目状态拟发行拟发行上市日期：2022-07-26上市日期：2025-08-01所在区域及系统定位河南焦作；豫北及焦作西部电网支撑电源山东青岛董家口；青岛南部受端电网主力电源广东深圳大鹏；大湾区负荷中心调峰电源浙江杭州钱塘；萧围供区省统调调峰电源资产类型燃煤发电/供热燃煤热电联产纯天然气发电天然气热电联产3台燃气—蒸汽联合循2×480.25MW燃气—蒸装机及机组参数2×660MW超超临界2×350MW超临界环机组汽联合循环投产时间2014年2022年2007年2015年机组剩余设计寿命19年27年11年19年项目估值34.38亿元31.57亿元33.8亿元（市值）20.3亿元（市值）DCF折现率（税后）6.77%5.94%5.21%5.47%分派率2026E7.85%2026E7.56%6.9%5.0%IRR4.96%6.04%5.28%2.60%募说明书，年度报告，iFind，中债估华润焦作项目收入规模整体稳定，容量与供热收入共同增强现金流韧性。2023—2025年项目营