火电发电量、价值及盈利能力如何？

电价机制逐渐健全，行业盈利能力改善。

1、 火电承担保供重任，未来很长一段时间内仍将是我国的主力电源

2024 年前三季度，我国火电发电量 4.74 万亿千瓦时，在我国发电结构中占比 67.2%。截至 2024 年三季度末，我国火电总装机容量 1418.6GW，同比新增 28.28GW， 增幅 3.35%。2017 年，国家能源局印发《关于衔接“十三五”煤电投产规模的函》， 叫停了超过50GW的在建项目和超过60GW的已核准或列规项目。《世界能源蓝皮书： 世界能源发展报告（2022）》提出，“十五五”期间，我国煤电装机预计新增 3000 万 千瓦，煤电将于 2030 年达峰，峰值约为 12.6 亿千瓦。但从现状看，自 2022 年起， 煤电装机年均增量在 35GW 以上。据不完全统计，2024 年在建 1GW 以上的燃煤电 厂约 116 座，各省纳规煤电机组容量超 300GW。

2023 年全国火电利用小时数创 2015 年来新高。十三五期间，随着国家主动控制 火电新建规模，2018-2019 年火电利用小时数小幅增加。进入十四五，由于火电在装 机结构中的进一步下降、电力需求持续提升，新能源出力不稳定的问题凸显，电力 供需关系变为偏紧，火电利用小时数持续提升。2023年我国火电利用小时数为 4466， 达 2015 年以来最高水平。 年内火电出力呈周期性波动。火电作为电力系统的重要保供电源，负责填补电 力供需缺口；2024 年夏季来水同比转丰，二季度水电利用小时数同比大幅改善，相 应的火电利用小时数承压；随着三季度末水电利用小时数下降，火电出力同比提升。

2、 容量电价机制与辅助服务市场拆分火电的可靠性与灵活性价值

2023 年国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自 2024 年 1 月 1 日起对煤电实行两部制电价政策。容量电价的落实使得火电收入模式由原 来的“单一电量电费”转变为“电量电费+容量电费”。其中，容量电费由不同地区 的成本回收政策决定；电量电费随市场交易变动，受电力供需关系影响。 容量电费将火电机组备用容量的可靠性价值从电价中拆分出来，相应的 2024 年 我国代理购电价格与容量电价之和相较于 2023 年代理购电价格有所下降。年内不同 月份的煤电容量电价之间存在差异，且部分生非未披露容量电价明细值，以 9 月容 量电费为准，忽略未披露容量电价明细值得省份，2024 年 1-9 月各省级代理购电价 格+煤电容量电价之平均值为 425.58 元/兆瓦时，同比 2023 年 1-9 月平均代理购电价 格下降 2.4%。

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服 务。电力辅助服务市场是电力系统可调节资源市场化配置的渠道，遵循市场原则， 为电力辅助服务主体提供经济补偿。 2024 年 10 月，国家能源局综合司发布《电力辅助服务市场基本规则（征求意见 稿）》，提出按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价 格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动完善电力 辅助服务市场建设。

3、 煤耗上升、煤价回落，行业盈利能力逐渐修复

2023 年火电行业全面实现扭亏，2024 年前三季度业绩持续增长。2021-2022 年， 煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突，全球能源价格大幅上涨，煤炭价格屡创历史新高， 导致 2021 年火电行业陷入全行业亏损。2022 年以来煤炭价格回落，行业燃料成本压 力缓解，经营业绩修复，2023 年火电行业全面实现扭亏。2024 年前三季度环渤海动 力煤平均价格 718.54 元/吨，较 2023 年同期下降 0.9%。2024 年前三季度，火力发电 行业实现归母净利润 614.01 亿元，同比增长 12.1%。

2023 年我国供电煤耗同比转增。长年来，供电煤耗随着大容量、高参数机组的 投产，落后产能的淘汰，节能改造的实施，呈现持续下降的趋势。但随着煤电逐渐 转向调节为主的运行状态，2023 年，我国全口径煤电供电煤耗首次出现“不降反升”； 2024 年前三季度，我国全口径煤电供电煤耗 305.80 克/千瓦时，同比增长 0.8%。

整体来看，行业盈利能力持续修复。2024 年前三季度火力发电行业综合毛利率 15.0%，较2023 年同期提升1.9pct；行业归母净利率 6.6%，较 2023 年同期提升 0.8pct。