我们都知道，水电完全可以穿越牛熊周期，成为散户熬过熊市的庇护所，那么作为水电“好兄弟”的火电能不能做到呢？这个问题，不仅你想找到答案，我也同样好奇。毕竟水电的市场预期高度一致，板块估值整体偏高；火电的市场预期存在明显分歧，板块估值也因此处于较低水平。

存在预期分歧，才具备研究价值。判断正确的话，能够获得的收益率也会更高。接下来我们就一起分析，未来火电是否也能成为穿越牛熊的长牛板块？

一、火电的周期性会逐渐弱化吗？

火电的周期性，根源在于成本与收入两端的定价机制错配。煤炭价格早已市场化，电价却长期受到行政管控，“市场煤、计划电”的剪刀差一旦拉开，电厂只能被动承担亏损。

2021至2022年煤价持续高位运行，五大发电集团的煤电板块全线巨亏，盈利与股价同步坠入谷底。等到煤价回落，利润又出现极具弹性的修复，2025年环渤海动力煤均价同比回落，五大发电的净利润反而集体创出历史新高。一轮巨亏、一轮暴赚之间，火电“看煤价脸色吃饭”的强周期属性就此固化。

但近两年，两套机制正在悄悄平缓这条波动曲线。成本端，长协煤覆盖已经从“有没有”转向“全覆盖”。根据国电电力2025年年报，国电电力“共采购原煤1.88亿吨，其中长协煤总量1.84亿吨，占比97.73%，入炉标煤量1.12亿吨，入炉标煤单价825.06元/吨，同比下降97.11元/吨，降幅10.53%”。

收入端的变化更为根本，2024年起煤电开始实行容量电价机制，机组固定成本按每年每千瓦330元核定，哪怕停机备用，也能凭借“保持可用”获得一笔与发电量无关的收入；“2024至2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元”（来自国家发展改革委网站）。由此火电收入从单一的电量电价转向“电量+容量”的两部制，一块类似债券属性的稳定现金流开始成形。

不过，周期弱化并不等于周期消失。容量电价托住的是固定成本，变动成本仍需要依靠电量电价覆盖，一方面，煤价、电价的周期波动依然存在。2025年华能国际上网电价同比下降3.48%，单位售电燃料成本同比下降11.13%。另一方面，火电机组利用小时的趋势性下行无法避免。国家能源局9月1日宣布，截至2026年7月底，我国光伏发电装机容量达到12.86亿千瓦，光伏发电的装机容量首次超过煤电，成为我国装机规模最大的电源品类，火电机组从“卖电量”转向“卖调节能力”，利用小时的天花板已经清晰可见。

真正改变的是利润的波动幅度与下限，亏损区间被制度性抬高，盈利中枢逐渐趋于平稳，估值范式也随之从周期股向公用事业缓慢迁移。火电能否拥有水电一样的穿越牛熊能力，不取决于某一两年的煤价走势，而取决于容量机制的长期兑现能否跑赢利用小时的退坡趋势。

二、火电龙头和水电龙头的估值比较

A股上市的水电企业与火电企业中，市值最高的分别是长江电力和华能国际。截至2026年10月9日，华能国际的市盈率为9.81倍，市净率为1.78倍，长江电力的两项指标则分别为19.59倍和3.28倍，市盈率恰好是华能国际的两倍，市净率高出约84%。

更耐人寻味的是ROE与PB的错位，2025年，华能国际加权净资产收益率为19.04%，长江电力为15.90%，华能的赚钱效率更高，市场却只给出1.78倍PB，长江电力则享受3.28倍的估值。分红端同样如此，按当前股价测算，华能股息率约5.5%，长江电力约3.5%，华能的股息回报高出两个百分点，估值却不足长江电力的一半。

市场给长江电力定价的核心是“永续”二字，梯级电站独占自然资源，来水无需采购、机组寿命可以一再延长，待折旧逐年摊销完成后，现金流近乎刚性，3.28倍PB购买的是未来数十年的确定性，本质是债券化定价。华能国际是周期股估值逻辑。投资者认为华能国际2025年的高盈利只是煤价下行带来的阶段性收益，9.81倍市盈率里隐含的是“盈利不可持续”的周期判断。

三、小结

长江电力和华能国际的差异化定价并非全无道理。长江电力的确定性写在江河径流之中，华能的稳定性依托于容量电价与长协煤的制度安排，前者是天然注定，后者是人为安排。

但反过来看，如果2026年起容量电价将固定成本补偿比例提升至五成以上、长协煤持续平抑煤价波动，华能的利润中枢能连续数年保持稳定，那么9.81倍与19.59倍之间的估值鸿沟，就是预期差留给后续投资者的获利空间。

当前火电的估值仅为水电的一半，尽管火电板块的周期性尚未完全消失，但容量电价与长协煤已经显著平抑了利润波动；更何况光伏等新能源还能为火电企业提供成长性，我认为火电与水电之间不该存在一倍的估值差距。换言之，火电完全有能力成为投资者“熬”过熊市的庇护所。