如何看待火電四要素？

火電的傳統四要素模型在早期具備解釋能力。

利潤影響因素之煤價：利潤與煤價顯著負相關。燃料成本通常占火電經營成本的 60%-80%不等。復盤近十年火電板塊利潤水平來看，受制于過去電價調整的滯后性， 因而板塊利潤與煤價呈現顯著負相關性。歸母凈利潤增速與毛利潤增速變動基本一 致，基本表現為歸母凈利潤變動幅度略高于毛利潤變動幅度，主要系此前減值波動 的影響，在2021-2022年火電巨虧年份尤為明顯。

利潤影響因素之電價：火電度電收入與利潤弱正相關，但變動幅度遠低于利潤及煤 價變動幅度。收入端來看，從電價角度出發，標桿電價時期歷次調整多與煤炭價格 相關，電價調整存在一定滯后性，2019年10月，國家發改委發布《關于深化燃煤發 電上網電價形成機制改革的指導意見》，將此前一直施行的燃煤發電標桿上網電價 機制改革為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，并規定基準價按當地現行燃煤 發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%； 2021年10月，受煤價大幅提升影響，燃煤電價浮動區間擴大至上、下20%。總體來 看，火電長協電價與煤價高度相關。2023年11月煤電容量電價機制正式落地，火電 電價中開始出現固定補償部分，火電綜合電價與煤價的關聯度有所削弱。

利潤影響因素之利用小時數&裝機：火電板塊利潤與裝機及新增裝機正相關、與利用 小時數弱負相關。收入端來看，從電量角度出發，發電量=裝機×發電利用小時數， 火電板塊的毛利潤也與新增裝機趨勢匹配，即新增裝機提升毛利潤，高毛利潤也激 勵火電裝機增長。從利用小時數的指標來看，反而與火電毛利潤負相關，一方面系 其上網順序靠后，發電量受水電和新能源裝機影響，另外是其他三要素權重較大， 導致利用小時數的影響偏弱。展望未來，裝機增長或仍掛鉤頂峰負荷的提升，而利 用小時數伴隨能源結構轉型和容量輔助服務價值提升，利用小時數的權重愈發下降。

與利潤影響因素基本一致，歷史上火電板塊行情受煤價、電價、裝機等驅動。復盤 火電板塊近十年走勢，市場博弈點從盈利改善（低煤價）-利潤提升（綠電）進行轉 變，2023年下半年至今受政策及煤價繼續回落影響、板塊波動上漲。 盈利改善（低煤價驅動）：2015年煤價大幅下降（秦皇島Q5500煤價均值在427元/ 噸），盈利性亦驅動運營商加快新增裝機投產建設，當年火電裝機同比增速升至7.8%， 火電成長屬性被市場認可。 火電受限（新能源大發展）：2018-2021年煤價持續下降、但期間火電市場表現亦持 續低迷，電力過剩疊加新能源競爭擠壓火電空間，期間年新增火電機組下降至35- 40GW（此前為50GW左右）。 利潤提升（火電+綠電建設）：2021年至今火電行情再次啟動，一為能耗雙控背景下 綠電價值重估，二為我國最大用電負荷持續高增，火電新增核準、投產裝機加快；三 為伴隨煤價波動、股價亦有起伏。 盈利提升+定位轉變（煤價回落+調節價值）：聚焦2023年下半年至今，火電全面轉 盈，同時電改政策頻發，容量電價、輔助服務政策相繼落地，市場逐步開始對火電發 電+調節價值有所認知，期間煤價中樞持續回落，火電板塊市場表現波動向好發展。

伴隨能源轉型火電的功能在變化，從發電資產走向調節資源，發電利用小時數對利 潤的影響愈發弱化。伴隨雙碳目標的提出，以風光為主的清潔能源快速發展，從發電 結構來看，2023年以來風光在月度發電增量中占比持續提升（2025M1-7已達124%）， 對其他電源的擠出效應明顯（尤其是火電）；截至2025年7月末，我國火電裝機占比 已由2015年的66%降低至40%，火電發電量占比已由2015年的74%降低至65%，利 用小時數近五年波動向下。但我們認為，在轉型的背景下，火電的功能在變化，傳統 火電四要素框架本質是僅聚焦發電價值，因此此前周期屬性非常突出；但當前火電 正在從發電資產走向調節資源，周期性愈發弱化。

火電公司紛紛表達發電策略改變，單季度業績愈發穩定。從2025年中報來看，上半 年受來水好轉及新增風光發電量較多影響，全國性火電公司火電上網電量同比增速 在-7%~-2%左右，與全國范圍火電發電量同比下降2.4%基本一致；區域公司中，內 蒙華電受所在部分區域用電需求有限下、新能源裝機容量持續增加影響電量下降 15.6%，部分區域公司受裝機投產（浙能電力）影響電量增長接近4%。電價方面， 7家火電公司提出通過市場化交易、搶發效益電、優化報價策略等方式提升度電收入， 盡管電量下降，但度電收入好于預期，即火電弱化發電價值、強化容量調節價值正在體現。

綜合考慮上述變化，我們試圖探討，新形勢下的火電度電收入。我們提出【火電度 電收入=容量電價折度電（容量電價/發電利用小時數）+調節價格+電量電價】。其 中容量電價政策自2024年1月1日開始實施，其中要求2024-2025年絕大部分地區對 應容量電價100元/千瓦·年，且提出2026年起提升至165元/千瓦·年，因而容量電 價有確定性提升空間。調節價格將由調節供需決定，風光發電量占比持續提升下， 預計調節需求持續增長，而作為電源測調節供給的提供方主要由火電、抽水蓄能、 電化學儲能等構成，關注各個主體投產參與程度。

前文我們提到，觀察到火電公司提出通過市場化交易、搶發效益電、優化報價策略 等方式提升度電收入，電量電價優于此前預期，拆分來看我們提出【電量電價=長協 電價*長協發電電量（非簽約電量）+（長協電價-現貨電價）*長協簽約電量中交易電 量+現貨電價*現貨電量】構成，其中伴隨交易策略的愈發靈活，長協簽約電量中交易 電量部分呈現提升趨勢，伴隨現貨市場的廣泛推行、現貨電量與中長期電量呈現此 消彼長趨勢；電價層面，現貨電價為96個時間段報價（存在峰谷價差），火電在現 貨市場可以通過合約套利以及峰谷策略的方式實現度電電量電價的提升。 因而我們認為，在度電容量電價、輔助電費提升趨勢下，電量電價對火電度電收入 的影響能力在降低；再進一步聚焦電量電價，在中長期交易電量逐步下降的背景下， 年長協電價（即中長期協議電價）對電量電價影響能力在下降，未來不必過度博弈 年長協電價的簽訂情況。