火电成本及收入情况如何？

利继续改善，电改促业绩稳定性提升迎估值重塑。

1.成本端:需求偏弱、煤价下行，火电盈利有望持续改善

水电、新能源共同挤乐火电出力空间，预计今年火电发电量同比持平。2024年1-5月全社会用电量38370亿千瓦时，同比增长8.6%，中电联预计全年用电量同比增长6%左右。分电源来看，今年受厄尔尼诺气候影响来水改善趋势明确，5月水电发电量同比增长38.6%，考虑到去年低基数效应，预计迎峰度夏期间将维持每月同比20%以上的高增长;2023年新能源新增装机接近300GW全年风电、光伏发电量有望同比增长 20%以上。水电、新能源共同挤压火电出力空间，我们预计今年火电发电量同比持平。

2024年以来房地产累计投资及累计新开工面积持续下滑,预计地产相关行业动力煤需求承压。地产需求方面，近年来受到经济增长下滑、城市化进程趋缓、稳杠杆等调控政策的多重影响下,2019年以来全国房地产累计投资以及累计新开工面积增速进入下行通道,至2022年均进入负增长区间。2022年、2023年、2024年1-5月，全国房地产开发投资额同比分别下降10%、9.6%、10.1%，全国房屋新开工面积同比分别下降39.4%、20.4%、24.2%。我们预计 2024年房地产行业将继续调整建材等地产相关行业动力煤需求持续承压。

今年全国煤炭供给增速高于需求增速，整体供需较为宽松。(1)供给端:国内供给方面，虽然1-5月煤炭产量下降，但后期降幅有望收窄，在国家能源局《2024年能源工作指导意见》明确提出煤炭稳产增产的背景下，预计全年总产量小幅增加 5000万吨左右;进口方面，前1-5月进口煤高增长，预计全年进口煤将延续高增长趋势，全年有望新增5000万吨以上。总供给方面，预计全年新增1亿吨原煤，同比增长 2%左右。(2)需求端:受到水电来水改善、新能源挤压出力的背景下,预计全年火电发电量及电煤需求同比持平:非电需求方面，由于经济复苏趋势偏弱，预计工业领域需求增速 3.4%左右。总需求增速预计在1.2%左右;(3)库存方面，虽然目前即将进入迎峰度夏带来的动力煤消费旺季，但目前港口及电厂高库存将明显抑制后续煤价反弹空间。

火电企业盈利能力持续改善。我们统计了十四五以来火电央企与部分省属火电企业单季度盈利能力。2021年全年煤价持续走高，京唐港5500大卡动力末煤(简称市场煤价)全年均价同比上涨49%，整体盈利水平下降明显，至2021年第四季度整体毛利率下滑至-30%~-20%;2022年全年煤价继续上行,市场煤价全年均价同比上涨 48%,但电价上浮 20%大幅缓解了燃料成本上涨的压力。整体毛利率水平修复至0~5%左右;2023年煤价波动下行，市场煤价全年均价同比下降24%，电价保持稳定，整体毛利率修复至10-15%。2024年以来煤价延续波动下行趋势，市场煤价同比下降20%，6家公司平均毛利率12%，同比增加4pct。

多年来火电业务毛利率均值在10-15%左右，目前仍有较大修复空间。我们统计了近10年来四大火电央企多年火电度电营收、火电度电毛利以及毛利率水平。2014年至今，火电度电毛利约为0.035-0.055元/kWh，火电毛利率约为10-15%左右。2023年火电盈利能力虽有所改善，火电业务毛利率恢复至6-8%左右，但距离历史平均水平仍有较大修复空间。

2.收入端:上网电价多元化，煤电盈利稳定性提升

上网电价多元化，煤电盈利稳定性提升。目前煤电收入以电能量市场为主，容量补偿和辅助服务占比较低，盈利能力易随煤价、电价大幅波动。随着新型电力系统建设推进，煤电向支撑性和调节性电源转变，其支撑性和调节性价值将通过容量电价、辅助服务市场回收。电改深化背景下，煤电利用小时数走低，容量电价、辅助服务在上网电价中占比将不断增加，两者不受煤价影响，提升煤电盈利稳定性。

1.电量电价:煤电全部进入市场，煤价下行推动电量电价回落。电力市场化改革持续深化，煤电已全部进入市场。回顾煤电上网电价机制演变，早期由于煤炭先于电力实行市场化改革，“市场煤”和“计划电”矛盾突出，亟需缓解发电企业成本压力。在此背景下，国家发改委 2004年出台“标杆电价+煤电联动”价格机制。煤电联动机制对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用，但仍存在联动性不足(电价联动周期滞后煤价至少6个月，电煤累计上涨幅度需达5%)，以及行政指令性较强等弊端(电厂需要自行消化30%的煤价上涨因素)。2019年为贯彻落实中发9号文，国家发改委出台“基准价+上下浮动”价格机制，推动全部煤电进入市场;2021年煤价高企倒逼浮动范围扩大到上下浮20%，高耗能企业不受20%限制。

年初以来煤电上网价格(含容量电价)同比下降，进入二季度降幅收窄。今年以来，随着煤价进入下行通道，各省煤电上网电价同比下滑。我们选取用电量排名前列的中东部省份(广东、山东、江苏、浙江、河北、河南、安徽、湖北、福建、上海)，由于其电量以煤电为主，所以能够最大程度减少水电和新能源季节性出力变化对平均上网电价的影响，因而电网代理购电价格(平均上网电价)能够客观反映煤电上网价格变化。2024年1月-6月，中东部10省月度电网代理购电均价同比下降，但进入二季度以来降幅收窄，其中6月仅下降1.3%。

2.容量电价:全国范围煤电容量电价实施，成煤电重要业绩稳定器。全国范围煤电容量电价实施，电价机制改革进一步深化。国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。《通知》明确了政策实施范围、容量电价水平、容量电费分摊机制与容量电费考核机制，自2024年1月1日起实施。2022年以来，山东、甘肃、云南等省份已制定煤电容量电价政策。本次《通知》标志着全国范围煤电容量电价政策落地，电价机制改革进一步深化，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，是更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。2024-2025年多数省份补偿比例30%，2026年起提升至不低于50%。《通知》明确煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，煤电机组固定全国统一为每年每千瓦330元。2024-2025年多数地方补偿比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方(四川、云南等7省)为50%左右。2026年起,将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。按照目前煤电装机 11.7亿千瓦、2023年煤电利用小时4685小时、补偿标准30%测算，每年煤电容量补偿总规模1170亿元，对应度电盈利增厚0.021元。

明确容量电价分摊机制，强调调节性电源作用。《通知》明确各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。根据测算，30%-50%补偿标准对应下游工商业用户度电分摊0.014元-0.032元，今年以来煤价及电量电价整体下行，因此容量电价出台并不会大幅推高下游用能成本。《通知》强调煤电调节性电源作用并明确考核方式，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。我们预计容量电价考核方式将提高煤电灵活性改造积极性，保证电网安全稳定运行。

容量电价提升煤电盈利，兼具确定性与持续性。容量电价以装机为基准，补偿火电运营过程中的固定成本，具有高度确定性、长期持续性的特点。根据敏感性测算，电力央企与火电占比高的企业受益最明显。考虑到各省容量补偿力度不同，在当前补偿水平下，华能国际每年将增厚利润100亿元左右，华电国际、大唐发电将分别增厚利润50亿元左右。虽然电量电价可能小幅松动，煤电总体价格略有下降，但容量电价出台改善电价结构，其相对固定的补偿标准也将增强火电企业盈利稳定性。考虑到2024-2025年火电年均新增装机80GW，火电企业盈利稳定性、利润增长确定性强。

3.辅助服务:彰显火电保供价值，规模迅速增长仍有较大提升空间。我国现行的辅助服务品种划分依据主要为2021年国家能源局修订的《电力辅助服务管理办法》各类电力辅助服务品种补偿机制主要包含有功平衡服务(调峰、调频、备用等)、无功平衡服务(自动电压控制、调相)以及事故应急恢复服务(稳定切机、稳定切负荷、黑启动)。基本辅助服务以及辅助服务的固定补偿主要参照各区域以及部分省内颁布的“两个细则”进行考核以及补偿。我国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。区域辅助服务市场以区域调峰辅助服务为主，实现了调峰辅助服务资源在区域内的共享互济，有效提高了区域电网对新能源的消纳能力;省级辅助服务市场主要开展了调峰辅助服务和调频辅助服务。

辅助服务市场规模增长迅速,但距离国际水平仍有较大提升空间。根据国家能源局新闻发布会，2023年上半年，参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦，占总装机74%;上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%，其中火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。据此测算，2019年上半年-2023年上半年，辅助服务市场规模年复合增速达到21%，占上网电费比重年均提升0.1pct。虽然辅助服务市场规模增长迅速，占上网电费1.9%，但距离国际水平 3%以上仍有较大提升空间，并且未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前国家能源局正在起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场;启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。

借鉴国外电力市场发展经验,新能源到达临界点后辅助服务规模迅速增加。(1)英国:2019-2022年间，新能源电量占比由23.8%提升至31.2%。2019年以前，随着新能源渗透率不断提升，英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于2020年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响,英国辅助服务市场规模急剧扩张。(2)澳大利亚:2016-2022年间，新能源电量占比由7.7%提升至23.5%。2016年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的0.5%以下。2016年以后伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化，推动辅助服务需求及市场价格迅速攀升。