火电业绩与盈利模式分析

煤电价同降，优选绩优与困境反转概念。

1. 煤价跌至低位，火电业绩持续提升

年初以来煤价大幅走低，火电业绩展望乐观。截至 7 月 30 日当周，环渤海 Q5500 动力 煤价为 665 元/吨，同比去年同期下降 6.9%，较今年年初下降 5.4%，处于近三年的绝 对低位。从库存情况看，截至 8 月 2 日当周环渤海煤炭库存量平均水平为 2465 万吨， 较今年高点回落 26%，库存压力有所减弱但仍处于历史偏高位置。 增产保供下，原煤产量处于高位。2025 年 1-6 月我国原煤产量为 16.5 亿吨，同比增长 6.0%；6 月单月原煤产量 3.0 亿吨，同比增长 3.9%。同时全球煤价下行周期下，我国动 力煤进口规模仍保持高位，2025 年 1-6 月动力煤进口 6481.8 万吨，进口金额 52.2 亿美 元，同比去年同期分别下降 24%和 39%，但是整体仍处于历史高位。 短期煤价小幅反弹高度有限，后续高库存低需求仍对价格上行形成抑制。近期产区供应 整体较为平稳，下游有少量刚需补库支撑价格小幅探涨。从需求端角度看，在迎峰度夏 预期下，电厂释放部分建库需求，电厂日耗显著提升，叠加现货煤价倒挂长协煤价，企 业主动采购力度或短期加大，但高库存、高进口、低需求的核心矛盾仍未缓解，反弹高 度有限。从库存角度看，近期港口持续去库，但随着价格上涨，叠加部分贸易商看好迎 峰度夏，或持惜售情绪，或有囤货建库行为，不排除再次累积的可能。

火电仍为发电占比最高的电源，但其发电量占比呈现下降趋势。2025 年 1-6 月，火电、 水电、核电、风电、太阳能发电量同比增长分别为-2.4%、-2.9%、11.3%、10.6%、20.0%， 火电发电持续维持下降趋势。2025 年 1-6 月，火电、水电、核电、风电、太阳能发电量 占比分别为 64.8%、11.9%、5.9%、12.2%、5.9%，较去年年底火电发电占比继续收缩， 核电、风电与光伏发电占比逐步提升。在新能源逐步市场化以替代火电发电的进程下， 这一趋势预计延续。

2.电价区域分化整体承压，系统调节价值提升重塑火电盈利模式

2.1 中长期电量电价承压下跌，北方区域降幅较小

2025 年火电中长期电价整体承压下跌，北方区域降幅较小。2025 年各省份年度长协电 价普遍下跌，其中广东、浙江以及江苏跌价幅度较大，较 2024 年度交易价降低 16%、 11%以及 9%。从广东和江苏的月度交易电价来看，均显著低于去年同期水平，各月跌 幅均在 5%以上。从今年代理电价变化来看，北方区域电价降幅相对较小，北京、河北、 冀北以及河南与去年同期相比波动稳定在 5%以内，蒙东、蒙西、青海以及新疆等西北 地区部分月份代理电价涨幅超过 15%。而与之相比，安徽、浙江、四川、湖北以及福建等南方省份基本每个月代理电价均较去年有所下跌，其中部分月份跌幅超过 15%。另外， “136 号文”出台后引发新能源抢装热潮，江苏 6 月集中交易价格显著下跌至 312.8 元 /兆瓦时，同比-24%，触及中长期价格 20%浮动下限。下半年伴随绿电进入市场化交易， 预计火电交易价格仍将承压。

2.2 容量电价即将上调，系统调节需求提升重塑火电盈利模式

火电收入由单一电量电价转变为电量+容量+辅助，盈利稳定性提升。2024 年 4 月，国 家发改委发布《电力市场运行基本规则》，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市 场和容量市场。2023 年 11 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价 机制的通知》，正式建立煤电容量电价机制。煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量 补偿成本向用户侧疏导。我国火电企业收入构成发生转变，由单一电量电价收入转变为 “电量电价+容量电价+辅助服务”收入组成，其中，容量电价弥补固定成本，电量电价 弥补可变成本，辅助服务提供额外收益。

2026 年容量电价将全面上调，甘肃省首发出台 100%火电容量电价。根据《《国家发展 改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，以 330 元/千瓦/年为煤电机组固 定成本，2024-2025 年多数地方补偿比例 30%；2026 年起各地补偿比例上调至不低于 50%。今年 7 月，甘肃发布《《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（求求意稿））》， 首发执行 100%煤电容量电价，上调幅度超预期，暂定执行 2 年。2024 年，国电电力、 华能国际、皖能电力、浙能电力、粤电力 A、申能股份煤电业务板块折旧成本占燃料成 本和折旧成本之和的 11%左右。2024 年上半年，浙江、安徽、上海、广东、河北、山东 六个重点用电省市自治区容量电价平均占比 3.9%。当前，容量电价还暂时难以完全覆盖 固定成本。但是随着 2026 年我国容量电价收入确定性提升，火电将进一步回收固定成 本。

系统调节需求提升，电力辅助服务市场规模不断扩大。随着新型电力系统对于灵活调节 能力要求的提高，煤电转型发展速度不断加快。截至 2022 年底，我国电力辅助服务已实 现 6 大区域、33 个省区电网全覆盖。2023 年上半年，电力辅助服务收入达 278 亿元， 其中调峰、调频、备用，分别占比 60.0%、19.4%、16.2%。2024 年，我国电力辅助服 务市场费用为 402.5 亿元，其中调峰、调频、备用、其他费用分别为 330.4、68.9、2.9、 0.3 亿元，分别占比 82.09%、17.12%、0.72%、0.07%。