一、行业背景与重组动因
1、政策驱动：资产证券化与专业化整合
2025年，国资委“三个集中”战略（资源向主业集中、资产向上市公司集中、资本向头部企业集中）加速落地。国家电投、国家能源集团等央企需在2025年底前完成非主业资产剥离，并通过借壳上市缩短审批周期至6-8个月。例如，国家电投旗下未上市清洁能源资产规模超6000亿元，证券化率仅40%，远低于央企平均水平（65%）。为提升效率，中国电力（02380.HK）计划将3400亿元资产注入A股壳公司，借壳上市以解决港股流动性不足问题（日均成交额不足1亿港元）。
2、市场倒逼：新能源装机激增与火电困境
截至2025年，中国新能源发电装机规模突破14.1亿千瓦，占全国电力总装机的40%以上，首次超过煤电装机。与此同时，火电企业面临煤价波动、环保约束及新能源挤压的三重挑战，平均资产负债率达78.6%。例如，国投电力连续剥离内蒙古、山西区域低效煤电机组，预计减少亏损超20亿元；华能集团将30万千瓦以下机组全部关停，腾退土地用于储能电站建设
3、技术革命：储能与氢能商业化提速
钠电池成本下降40%，液流电池度电成本逼近0.3元/kWh，储能技术突破推动新能源消纳能力提升。国家电投旗下吉电股份整合国氢科技资产，构建氢能全产业链，氢能板块主力资金净流入达58.8亿元。此外，核电技术如“玲龙一号”小

型堆的推广，进一步优化了能源结构。

二、战略进入：聚焦新兴领域与资源协同
1、新能源全产业链布局
■ 资产注入与并购重组：五大发电集团20
■ 区域协同与国际化：皖能电力、浙能电力依托安徽、浙江的高用电增速（2023年用电量同比7.4%、6.8%），整合区域内火电与绿电资产。国家能源集团收购东南亚光伏企业（如越南BCG Energy），输出“新能源+储能”解决方案。
2、前沿技术并购与数字化服务
■ 氢能与储能：国家电投与中车集团合作开发百兆瓦级液流储能系统，投运国内首个“风光氢储”一体化示范项目。
■ 智能微电网：地方国企填补央企退出后的市场空白，京能集团、越秀资本通过“EPC+运维”模式承接分布式光伏项目，地方国企分布式光伏装机占比达38%（较2022年提升21个百分点）。虚拟电厂技术（如冀北电网聚合300MW可调负荷）优化绿电消纳，交易量占全国23%
3、借壳上市与资本运作创新
■ 壳资源选择：远达环保（600292.SH）、电投产融（000958.SZ）、华银电力（600744.SH）成为热门标的。例如，电投产融通过置出金融资产（估值180亿元）并置入核电资产（估值571亿元），转型为核电运营整合平台，目标市值达800亿元。
■ REITs与区块链融资：协鑫能科联合蚂蚁数科发行区块链REITs，融资成本降至4.1%；新能源基础设施REITs发行规模突破1200亿元，国电电力、三峡能源发行利率低至3.2%。

三、战略退出：低效资产剥离与结构优化
1、高亏损传统火电剥离
■ 煤电退出与土地再利用：山西焦煤控股的西山热电因机组规模小、能耗高，2025年全面关停发电机组，腾退土地用于新能源项目，预计减少亏损1.52亿元。国投电力、华能集团剥离低效煤电机组，累计减少亏损超40亿元。
■ 区域市场调整：大唐集团退出华东区域4家火电厂，置换为西北风光基地项目；广东能源集团转让海南子公司股权，聚焦粤港澳大湾区综合能源服务。
2、新能源低效项目收缩
■ 分布式光伏退出：央企加速转让分布式光伏资产超4GW，受强制配储政策影响，项目IRR降至6%-8%。地方国企通过“股权合作+资产回购”接盘，协鑫能科置换800MW分布式电站为集中式光伏指标，资产周转率提升45%。
■ 非核心业务剥离：国家能源集团退出保险、信托等7家非主业公司，回笼资金180亿元；电投产融剥离金融业务（占比从32%降至4%），聚焦核电主业。
3、技术风险与合规退出
■ 消纳困难项目终止：内蒙古某光伏项目因电网消纳不足被终止，尽管收益率达8.53%。
■ 法律瑕疵资产清理：部分央企因项目手续不全或未通过合规审查而出售相关资产，例如某电力集团清理未通过环保整改的电站。

四、典型案例解析
1、国家电投：进退平衡的范式
■ 资产注入：通过远达环保、电投产融平台注入水电（五凌电力）、核电（电投核能）资产，清洁能源装机占比达67%，度电成本下降12%。
■ 低效资产剥离：转让分布式光伏资产2GW，并关停30万千瓦以下火电机组，腾退土地建设储能电站。
2、华电国际：火电转型与资产证券化
■ 重组路径：注入集团1.43亿千瓦未上市资产（包括核电与新能源项目），装机弹性提升150%。2024年启动电投核能100%股权置换，剥离低效资本控股业务。
■ 资本效应：股价不足5元，市净率仅0.8倍，外资沪港通增持超2亿股，重组后估值或翻倍。
3、山西焦煤：传统能源的转型阵痛
■ 关停决策：西山热电因净资产-0.93亿元、年亏损1.52亿元，2025年全面关停机组，转向风能、太阳能投资。
■ 区域影响：太原市新供热系统替代其负荷，淘汰落后产能政策推动山西能源结构优化。

五、挑战与未来趋势
1、结构性矛盾与技术风险
● 区域保护与估值泡沫：跨省并购溢价超15%（东部项目估值较西部高20%），储能企业并购PE中位数达35倍（行业平均18倍）。
● 技术整合难题：需解决储能系统兼容性（如锂电池热失控风险）、虚拟电厂标准化等。
3、国际化与ESG导向
■ 海外并购：参考国家能源集团收购东南亚光伏企业，输出“新能源+储能”解决方案。
■ ESG优化：通过出售高碳资产提升ESG评级，吸引绿色投资。例如，中广核资产重组后清洁能源装机占比超90%。
4、政策与市场协同
■ 全国统一电力市场：需打破地方保护主义，完善电价市场化机制（如绿电交易溢价0.02-0.05元/kWh）。
■ 技术补贴与成本控制：氢能设备补贴30%、储能度电成本下降至0.3元/kWh，推动商业化进程。

六、结论
2025年，电力行业重组整合呈现“有进有退、质量优先”的特征。企业需以资产证券化为抓手，聚焦技术制高点与区域协同效应，同时通过剥离低效资产优化资本结构。未来，具备全产业链整合能力、数字化运营优势的国企将成为新型电力系统的主导者。

数据来源：国家能源局、国资委文件、上市公司公告行业研报及企业公开披露信息