如何看待火电四要素？

火电的传统四要素模型在早期具备解释能力。

利润影响因素之煤价：利润与煤价显著负相关。燃料成本通常占火电经营成本的 60%-80%不等。复盘近十年火电板块利润水平来看，受制于过去电价调整的滞后性， 因而板块利润与煤价呈现显著负相关性。归母净利润增速与毛利润增速变动基本一 致，基本表现为归母净利润变动幅度略高于毛利润变动幅度，主要系此前减值波动 的影响，在2021-2022年火电巨亏年份尤为明显。

利润影响因素之电价：火电度电收入与利润弱正相关，但变动幅度远低于利润及煤 价变动幅度。收入端来看，从电价角度出发，标杆电价时期历次调整多与煤炭价格 相关，电价调整存在一定滞后性，2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发 电上网电价形成机制改革的指导意见》，将此前一直施行的燃煤发电标杆上网电价 机制改革为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，并规定基准价按当地现行燃煤 发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%； 2021年10月，受煤价大幅提升影响，燃煤电价浮动区间扩大至上、下20%。总体来 看，火电长协电价与煤价高度相关。2023年11月煤电容量电价机制正式落地，火电 电价中开始出现固定补偿部分，火电综合电价与煤价的关联度有所削弱。

利润影响因素之利用小时数&装机：火电板块利润与装机及新增装机正相关、与利用 小时数弱负相关。收入端来看，从电量角度出发，发电量=装机×发电利用小时数， 火电板块的毛利润也与新增装机趋势匹配，即新增装机提升毛利润，高毛利润也激 励火电装机增长。从利用小时数的指标来看，反而与火电毛利润负相关，一方面系 其上网顺序靠后，发电量受水电和新能源装机影响，另外是其他三要素权重较大， 导致利用小时数的影响偏弱。展望未来，装机增长或仍挂钩顶峰负荷的提升，而利 用小时数伴随能源结构转型和容量辅助服务价值提升，利用小时数的权重愈发下降。

与利润影响因素基本一致，历史上火电板块行情受煤价、电价、装机等驱动。复盘 火电板块近十年走势，市场博弈点从盈利改善（低煤价）-利润提升（绿电）进行转 变，2023年下半年至今受政策及煤价继续回落影响、板块波动上涨。 盈利改善（低煤价驱动）：2015年煤价大幅下降（秦皇岛Q5500煤价均值在427元/ 吨），盈利性亦驱动运营商加快新增装机投产建设，当年火电装机同比增速升至7.8%， 火电成长属性被市场认可。 火电受限（新能源大发展）：2018-2021年煤价持续下降、但期间火电市场表现亦持 续低迷，电力过剩叠加新能源竞争挤压火电空间，期间年新增火电机组下降至35- 40GW（此前为50GW左右）。 利润提升（火电+绿电建设）：2021年至今火电行情再次启动，一为能耗双控背景下 绿电价值重估，二为我国最大用电负荷持续高增，火电新增核准、投产装机加快；三 为伴随煤价波动、股价亦有起伏。 盈利提升+定位转变（煤价回落+调节价值）：聚焦2023年下半年至今，火电全面转 盈，同时电改政策频发，容量电价、辅助服务政策相继落地，市场逐步开始对火电发 电+调节价值有所认知，期间煤价中枢持续回落，火电板块市场表现波动向好发展。

伴随能源转型火电的功能在变化，从发电资产走向调节资源，发电利用小时数对利 润的影响愈发弱化。伴随双碳目标的提出，以风光为主的清洁能源快速发展，从发电 结构来看，2023年以来风光在月度发电增量中占比持续提升（2025M1-7已达124%）， 对其他电源的挤出效应明显（尤其是火电）；截至2025年7月末，我国火电装机占比 已由2015年的66%降低至40%，火电发电量占比已由2015年的74%降低至65%，利 用小时数近五年波动向下。但我们认为，在转型的背景下，火电的功能在变化，传统 火电四要素框架本质是仅聚焦发电价值，因此此前周期属性非常突出；但当前火电 正在从发电资产走向调节资源，周期性愈发弱化。

火电公司纷纷表达发电策略改变，单季度业绩愈发稳定。从2025年中报来看，上半 年受来水好转及新增风光发电量较多影响，全国性火电公司火电上网电量同比增速 在-7%~-2%左右，与全国范围火电发电量同比下降2.4%基本一致；区域公司中，内 蒙华电受所在部分区域用电需求有限下、新能源装机容量持续增加影响电量下降 15.6%，部分区域公司受装机投产（浙能电力）影响电量增长接近4%。电价方面， 7家火电公司提出通过市场化交易、抢发效益电、优化报价策略等方式提升度电收入， 尽管电量下降，但度电收入好于预期，即火电弱化发电价值、强化容量调节价值正在体现。

综合考虑上述变化，我们试图探讨，新形势下的火电度电收入。我们提出【火电度 电收入=容量电价折度电（容量电价/发电利用小时数）+调节价格+电量电价】。其 中容量电价政策自2024年1月1日开始实施，其中要求2024-2025年绝大部分地区对 应容量电价100元/千瓦·年，且提出2026年起提升至165元/千瓦·年，因而容量电 价有确定性提升空间。调节价格将由调节供需决定，风光发电量占比持续提升下， 预计调节需求持续增长，而作为电源测调节供给的提供方主要由火电、抽水蓄能、 电化学储能等构成，关注各个主体投产参与程度。

前文我们提到，观察到火电公司提出通过市场化交易、抢发效益电、优化报价策略 等方式提升度电收入，电量电价优于此前预期，拆分来看我们提出【电量电价=长协 电价*长协发电电量（非签约电量）+（长协电价-现货电价）*长协签约电量中交易电 量+现货电价*现货电量】构成，其中伴随交易策略的愈发灵活，长协签约电量中交易 电量部分呈现提升趋势，伴随现货市场的广泛推行、现货电量与中长期电量呈现此 消彼长趋势；电价层面，现货电价为96个时间段报价（存在峰谷价差），火电在现 货市场可以通过合约套利以及峰谷策略的方式实现度电电量电价的提升。 因而我们认为，在度电容量电价、辅助电费提升趋势下，电量电价对火电度电收入 的影响能力在降低；再进一步聚焦电量电价，在中长期交易电量逐步下降的背景下， 年长协电价（即中长期协议电价）对电量电价影响能力在下降，未来不必过度博弈 年长协电价的签订情况。