火電業(yè)績與盈利模式分析

煤電價(jià)同降，優(yōu)選績優(yōu)與困境反轉(zhuǎn)概念。

1. 煤價(jià)跌至低位，火電業(yè)績持續(xù)提升

年初以來煤價(jià)大幅走低，火電業(yè)績展望樂觀。截至 7 月 30 日當(dāng)周，環(huán)渤海 Q5500 動(dòng)力 煤價(jià)為 665 元/噸，同比去年同期下降 6.9%，較今年年初下降 5.4%，處于近三年的絕 對低位。從庫存情況看，截至 8 月 2 日當(dāng)周環(huán)渤海煤炭庫存量平均水平為 2465 萬噸， 較今年高點(diǎn)回落 26%，庫存壓力有所減弱但仍處于歷史偏高位置。 增產(chǎn)保供下，原煤產(chǎn)量處于高位。2025 年 1-6 月我國原煤產(chǎn)量為 16.5 億噸，同比增長 6.0%；6 月單月原煤產(chǎn)量 3.0 億噸，同比增長 3.9%。同時(shí)全球煤價(jià)下行周期下，我國動(dòng) 力煤進(jìn)口規(guī)模仍保持高位，2025 年 1-6 月動(dòng)力煤進(jìn)口 6481.8 萬噸，進(jìn)口金額 52.2 億美 元，同比去年同期分別下降 24%和 39%，但是整體仍處于歷史高位。 短期煤價(jià)小幅反彈高度有限，后續(xù)高庫存低需求仍對價(jià)格上行形成抑制。近期產(chǎn)區(qū)供應(yīng) 整體較為平穩(wěn)，下游有少量剛需補(bǔ)庫支撐價(jià)格小幅探漲。從需求端角度看，在迎峰度夏 預(yù)期下，電廠釋放部分建庫需求，電廠日耗顯著提升，疊加現(xiàn)貨煤價(jià)倒掛長協(xié)煤價(jià)，企 業(yè)主動(dòng)采購力度或短期加大，但高庫存、高進(jìn)口、低需求的核心矛盾仍未緩解，反彈高 度有限。從庫存角度看，近期港口持續(xù)去庫，但隨著價(jià)格上漲，疊加部分貿(mào)易商看好迎 峰度夏，或持惜售情緒，或有囤貨建庫行為，不排除再次累積的可能。

火電仍為發(fā)電占比最高的電源，但其發(fā)電量占比呈現(xiàn)下降趨勢。2025 年 1-6 月，火電、 水電、核電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電量同比增長分別為-2.4%、-2.9%、11.3%、10.6%、20.0%， 火電發(fā)電持續(xù)維持下降趨勢。2025 年 1-6 月，火電、水電、核電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電量 占比分別為 64.8%、11.9%、5.9%、12.2%、5.9%，較去年年底火電發(fā)電占比繼續(xù)收縮， 核電、風(fēng)電與光伏發(fā)電占比逐步提升。在新能源逐步市場化以替代火電發(fā)電的進(jìn)程下， 這一趨勢預(yù)計(jì)延續(xù)。

2.電價(jià)區(qū)域分化整體承壓，系統(tǒng)調(diào)節(jié)價(jià)值提升重塑火電盈利模式

2.1 中長期電量電價(jià)承壓下跌，北方區(qū)域降幅較小

2025 年火電中長期電價(jià)整體承壓下跌，北方區(qū)域降幅較小。2025 年各省份年度長協(xié)電 價(jià)普遍下跌，其中廣東、浙江以及江蘇跌價(jià)幅度較大，較 2024 年度交易價(jià)降低 16%、 11%以及 9%。從廣東和江蘇的月度交易電價(jià)來看，均顯著低于去年同期水平，各月跌 幅均在 5%以上。從今年代理電價(jià)變化來看，北方區(qū)域電價(jià)降幅相對較小，北京、河北、 冀北以及河南與去年同期相比波動(dòng)穩(wěn)定在 5%以內(nèi)，蒙東、蒙西、青海以及新疆等西北 地區(qū)部分月份代理電價(jià)漲幅超過 15%。而與之相比，安徽、浙江、四川、湖北以及福建等南方省份基本每個(gè)月代理電價(jià)均較去年有所下跌，其中部分月份跌幅超過 15%。另外， “136 號文”出臺后引發(fā)新能源搶裝熱潮，江蘇 6 月集中交易價(jià)格顯著下跌至 312.8 元 /兆瓦時(shí)，同比-24%，觸及中長期價(jià)格 20%浮動(dòng)下限。下半年伴隨綠電進(jìn)入市場化交易， 預(yù)計(jì)火電交易價(jià)格仍將承壓。

2.2 容量電價(jià)即將上調(diào)，系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求提升重塑火電盈利模式

火電收入由單一電量電價(jià)轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏?容量+輔助，盈利穩(wěn)定性提升。2024 年 4 月，國 家發(fā)改委發(fā)布《電力市場運(yùn)行基本規(guī)則》，完整的電力市場包括電能量市場、輔助服務(wù)市 場和容量市場。2023 年 11 月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià) 機(jī)制的通知》，正式建立煤電容量電價(jià)機(jī)制。煤電機(jī)組通過容量電價(jià)回收固定成本，容量 補(bǔ)償成本向用戶側(cè)疏導(dǎo)。我國火電企業(yè)收入構(gòu)成發(fā)生轉(zhuǎn)變，由單一電量電價(jià)收入轉(zhuǎn)變?yōu)?“電量電價(jià)+容量電價(jià)+輔助服務(wù)”收入組成，其中，容量電價(jià)彌補(bǔ)固定成本，電量電價(jià) 彌補(bǔ)可變成本，輔助服務(wù)提供額外收益。

2026 年容量電價(jià)將全面上調(diào)，甘肅省首發(fā)出臺 100%火電容量電價(jià)。根據(jù)《《國家發(fā)展 改革委國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》，以 330 元/千瓦/年為煤電機(jī)組固 定成本，2024-2025 年多數(shù)地方補(bǔ)償比例 30%；2026 年起各地補(bǔ)償比例上調(diào)至不低于 50%。今年 7 月，甘肅發(fā)布《《甘肅省關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價(jià)機(jī)制的通知（求求意稿））》， 首發(fā)執(zhí)行 100%煤電容量電價(jià)，上調(diào)幅度超預(yù)期，暫定執(zhí)行 2 年。2024 年，國電電力、 華能國際、皖能電力、浙能電力、粵電力 A、申能股份煤電業(yè)務(wù)板塊折舊成本占燃料成 本和折舊成本之和的 11%左右。2024 年上半年，浙江、安徽、上海、廣東、河北、山東 六個(gè)重點(diǎn)用電省市自治區(qū)容量電價(jià)平均占比 3.9%。當(dāng)前，容量電價(jià)還暫時(shí)難以完全覆蓋 固定成本。但是隨著 2026 年我國容量電價(jià)收入確定性提升，火電將進(jìn)一步回收固定成 本。

系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求提升，電力輔助服務(wù)市場規(guī)模不斷擴(kuò)大。隨著新型電力系統(tǒng)對于靈活調(diào)節(jié) 能力要求的提高，煤電轉(zhuǎn)型發(fā)展速度不斷加快。截至 2022 年底，我國電力輔助服務(wù)已實(shí) 現(xiàn) 6 大區(qū)域、33 個(gè)省區(qū)電網(wǎng)全覆蓋。2023 年上半年，電力輔助服務(wù)收入達(dá) 278 億元， 其中調(diào)峰、調(diào)頻、備用，分別占比 60.0%、19.4%、16.2%。2024 年，我國電力輔助服 務(wù)市場費(fèi)用為 402.5 億元，其中調(diào)峰、調(diào)頻、備用、其他費(fèi)用分別為 330.4、68.9、2.9、 0.3 億元，分別占比 82.09%、17.12%、0.72%、0.07%。