火電重估系列：煤價傳導與容量價值強化驅動盈利穩定性提升

一、煤價上漲帶動電量電價上漲，利用小時數與度電利潤脫節

2023年11月，國家發改委、能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，將煤電單一制電價正式調整為兩部制電價。復盤來看，電量電價與上年煤價均值變化呈較明顯正相關，當煤價大幅上行時，次年火電電量電價往往具備上浮基礎；反之，煤價回落，電價也面臨下行壓力。此外，火電發電利用小時數可用來反映電力供需變化，或對電量電價形成邊際約束，但伴隨現貨電量占比的提升，這種約束在弱化，利用小時僅代表名義供需。

從傳導鏈路來看，當前已經形成煤價上漲→現貨電價提升（滯后煤價1-2月）→月度電價上漲（滯后現貨電價約1月）→年度長協價格提升（取決于年末的月度電價）的四節傳導鏈路。需求端看，火電仍是電力保供的核心電源，受用電需求增長、來水及新能源出力波動以及上年同期火電電量低基數影響，2026年1-4月火電發電量同比增長3.6%，對動力煤消費形成較強支撐。供給端看，1-4月原煤產量同比基本持平，難以完全覆蓋短期需求改善；同時進口動力煤數量同比回落，外貿煤對國內市場的補充作用邊際減弱。在火電耗煤需求韌性較強、國內供給增量有限、進口煤補充下降的三重影響下，推動動力煤價格在1-5月出現修復性上漲。

市場此前將火電的利用小時數/電力名義供需與火電的電量利潤（點火價差）掛鉤，認為利用小時數下降/電力寬松會導致點火價差收窄。我們一直強調，火電現在隱含了非發電利用小時，即通過市場化交易的方式，在部分風光大發市場化交易電價較低的時段，通過現貨市場等渠道采購更低價格的電量來履行發電合同，實現了不發電但形成收入的情況，即名義上利用小時數在下降，但實際度電利潤并未受損。與此同時，火電憑借其靈活性在高價時段發電占比提升，提升度電利潤水平。因此我們會觀測到，火電利用小時數下降，但度電利潤卻好于年長協電價與煤價變動的水準，龍頭公司披露26Q1市場化交易度電增收1.5分，亦為火電Q1業績超預期的原因之一，進一步證實上述觀點。

二、可靠容量緊張將帶動容量電價超額上漲，火電的穩定性價值在提升

我國最大用電負荷持續新高，新能源裝機快速增長但峰時有效容量折減的背景下，系統可靠容量需求增長快于名義裝機增長，煤電等調節資源的容量價值更加突出。從測算結果看，僅考慮發電裝機時，十五五期間容量裕度存在下行壓力，考慮抽蓄和電化學儲能后仍僅可實現緊平衡狀態。因此，我們認為火電的容量電價具備繼續提升的能力。2026年全國大部分省份煤電容量電價從100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，部分省份進一步超額上調至231-330元/千瓦·年。2025年龍頭火電公司容量利潤占比均超50%+。未來容量電價的提升可對沖利用小時數的下降，疊加市場化交易能力提升，小時數的下降對利潤的影響已被大幅削弱。

三、火電利潤逐步與煤價和年度長協脫鉤，盈利穩定性在增強

基于上述的探討，我們認為電改帶動煤價與電量電價的傳導更加及時、容量電價提升和市場化交易對沖了利用小時數的下降，火電的業績穩定性已經持續的提升，全國性公司和區域性公司已經有連續4年的季度業績波動性收縮。伴隨板塊自由現金流的轉正，分紅率的提升，火電的紅利屬性將驅動估值端的提升。板塊已經顯著低配，股息率的性價比也在凸顯，估值本就已經走進修復的窗口期。此外，算電融合也有機會進一步打開估值空間，看好商業模式的轉型。總之，基本面底部向上、低配低估的火電，自身的公用事業化疊加主題行情的機會，值得重點關注。

四、投資建議

從股息價值和公用事業化角度來看，建議關注全國性公司華能國際H、華電國際H、國電電力、華潤電力H，區域性公司皖能電力、申能股份、江蘇國信、甘肅能源、建投能源、京能電力、廣州發展。從電價上漲角度來看，建議關注煤電一體的新集能源、華能蒙電，廣東的寶新能源。