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电力行业投资策略：火电商业模式迎来拐点，盈利稳定性有望提高。

“十五五”期间或呈现全国“宽电量”、“紧电力”的供需格局

从电力供需平衡表来看，“十五五”期间或呈现全国电量（能量）供需宽松，电 力（功率）供需偏紧的格局。随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升， 电力系统备用率（置信容量/最大电力负荷-1）持续下降，电力供需或趋紧；而 在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需平衡 的角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳增 长。从电量供需平衡的角度出发，预计“十五五”期间煤电发电量持平微降，煤 电利用小时数或于 2030 年前后下降至 3500 小时。

短期催化：火电点火价差基本触底，关注煤电企业盈利弹性及困境反转

短期内由于容量电价水平固定、辅助服务市场容量较小，影响煤电行业盈利能 力的核心因素依旧为利用小时数和点火价差（税后电价与燃料成本之差）。利用 小时数方面：预计未来 2-3 年内，北方主要产煤区火电供需或仍偏紧，东部地区 火电供需或实现紧平衡。点火价差方面：从历史数据来看，北方产煤区、环渤海 地区、中部地区以及东部地区点火价差较高；水电大省四川、云南、青海受水电 价格影响较大，点火价差可能失真；广西点火价差偏低且波动较大。从边际变化 来看，北方主要产煤区、环渤海地区、中部地区多数省份点火价差同比有所提高； 东南沿海地区多数省份点火价有所下降。

长期逻辑：由电量电源向容量电源转变，盈利稳定性和股东回报有望提高

随着容量补偿、辅助服务市场弥补电力可靠性价值、灵活性价值传导机制的缺 失或不完善的问题解决，煤电商品属性有望逐步还原。未来煤电从电量电源向容 量电源转型，煤电行业盈利水平对点火价差的敏感性有望逐渐降低。2024-2025 年，多数地区回收 30%固定成本，部分转型较快地区（如新能源高占比省份） 回收 50%；2026 年起，全国回收比例不低于 50%。同时，我国大部分现役煤电 机组将于“十五五”期间接近 20 年折旧年限，折旧到期后容量电价将成为煤电 重要利润来源。随着辅助服务市场的逐步完善，辅助服务收入有望覆盖机会成本、 改造投入与边际燃料成本并带来合理收益。