2024年公用事业行业电价研究框架：燃煤电量电价三因子模型

一、电价机制回顾：疏导预期燃料成本，体现供需边际变动

（一）电改回顾：“标杆电价”向“市场化电价”的进阶

2024年11月11日，国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关 事项的通知》，政策目标在于还原电力商品属性、推动市场化电价综合反映机组的 固定成本、燃料成本和电力供需情况。广东电力交易中心亦跟进发布关于规范电力 市场交易行为的提醒函，或于近期印发广东省2025年电力市场交易方案。 在政策端持续发力背景下，我们应当密切关注电价的合理化进程对火电盈利稳定性 的作用。复盘我国燃煤电价的演进脉络：2004年我国首次公布各地燃煤标杆上网电 价，而后燃煤标杆上网电价共经历了12次调整，其中7次上调、4次下调，历年燃煤 标杆上网电价调整多于煤炭价格相关（煤电联动机制）。2020年起变为可浮动的市 场化机制电价；2021年10月，燃煤电价浮动区间扩大至上、下20%。2023年11月容 量电价顶层设计落地，于2024年1月1日起正式实施，2024-2025年度为100-165元/ 千瓦/年，后续进一步提升。2024年2月，辅助服务电价顶层设计落地，期待全国推开 落地执行。 电价机制合理化的重要性在于：第一，电量电价联动发电边际成本（主要为用煤成 本），并反映部分起基数作用的固定成本。顺价后电量电价溢价部分或将联动电力供 需。相比于非市场化的标杆电价，盈利挂钩电力供需更有助于形成合理的市场预期。

第二，容量电价反映电量电价无法疏导的固定成本，明确了火电盈利的下限。第三， 辅助服务电价反映火电的调节性价值，辅助服务与发电业务互为机会成本，所以辅 助服务电价为火电发电业务的收缩（全国火电发电量占比下降）提供了部分的利润 迁移路径。值2025年度长协电价即将签订的时点，后文将重点探讨电量电价的合理 化进程，并提出电量电价的研究框架。

具体来看，2019年之前，我国煤电主要采用燃煤标杆电价，本质是由主管部门 确定电价以及调价时间。而结果上看，燃煤标杆电价机制是一种较为滞后的煤 电联动模式。我们测算了2015~2018年各省煤电的点火价差【上网电价-燃料成 本】与利用小时数，具体测算方法如下：（1）电价参照国家能源局公布的各 省燃煤平均上网电价；（2）燃料成本按【各省电煤价格指数×各省供电标煤 耗】，其中电煤价格指数为发改委每月公布，我们按算术平均近似各省煤电全 年用煤成本；供电标煤耗数据来自Wind披露的供电煤耗率；（3）利用小时数 按【当年火电发电量/上年末火电装机容量】估计。 结果显示：多省煤电点火价差边际变动与其当年利用小时数关联较弱、甚至负 相关，但与前一年的利用小时数呈现较强的正相关性，这实际上说明了燃煤标 杆电价调价机制相对电力供需情况的滞后性，我们认为在这种定价机制下，火 电盈利模式是不明晰的（以煤电为主），进而可能抑制市场对火电的估值提升。

为改善电价的滞后调节性，我国自2015年开始试点市场化电价，2020年煤电 电价取消标杆机制、开始全力推进市场化，并最终形成了“中长期电价为主、 月度现货电价为辅”的电价机制，其中中长期电价当前按各省基准价上下浮动 20%确定；现货电价上限则为1.5~3元/千瓦时，范围较宽、基本自由浮动。为 适应这种偏长周期定价的电价体系（如2023年广东电力市场的年度电价大概 占80%、月度和现货各占10%；2022年安徽电力市场则约85%为年度、现货电 占比预计较小），我国在2017年配套推出长协煤机制，并于2022年将各流通 环节煤炭中长期交易价格区间限定在合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500k） 价格合理区间为570 ~770元/吨，山西、陕西、蒙西煤炭（5500k）出矿环节价 格合理区间分别为370~570、320~520、260~460元/吨。

（二）年度电价：逐步反映成本及供需，还原电力商品属性

我们首先回顾占比最高的年度电价定价合理性（是否反应成本及供需）。与验 证标杆电价滞后调节的思路类似，我们依然采用点火价差测度煤电盈利，采用 利用小时数测度电力供需情况。结果上看，广东、江苏、浙江、安徽、上海、 山东等主要用电省份/直辖市年度电价经历了2015~2018年度火电单边让利 （广东较明显）、2019~2021年度预期盈利企稳但不联动供需、2022~2023年 度煤价过高预期盈利先跌后升，于2024年度基本达到合理化阶段。广东、江苏、 浙江、上海等四省/直辖市2024年度电价对应的预期点火价差与2024上半年预 期利用小时数变动明显呈正相关性；安徽、山东预期点火价差与利用小时数变 动虽不同向，但亦反映供需：第一，安徽虽然省内火电出力增加，但今年受来 水偏丰的影响，皖电东送电量预计占比降低，而省间外送电量属于高价电，考 虑火电利润或也有所收敛；第二，山东2024年度电价对应预期点火价差同比基 本持平（变动不足0.1分/千瓦时），对应2024H1火电利用小时亦基本稳定（半 年变动不足10小时）。

具体测算思路：（1）预期点火价差按【年度双边协商电价-预期燃料成本】估 计。年度双边协商电价方面，若部分省份在某些年份未披露年协电价，则按照 当年该省结算电价，或该省区域性电力龙头的火电结算电价（扣除2分的容量 电价）近似；预期燃料成本【各省平均标煤单价×各省供电标煤耗】按各省签 约当年下半年的用煤成本估计，其中各省平均标煤单价锚定秦皇岛港动力煤综 合交易价（含长协煤权重），并按照冀北电网（秦皇岛港所在）与其他省份基 准电价比值进行调整；各省供电标煤耗统一为300克/千瓦时。（2）预期电力 供需状况按【所签年份的火电发电量/上年末火电装机容量】测度。同时，我们 重申电价合理化标准：若预期点火价差与预期电力供需同向波动，则认为合理 化电价机制已经形成。

（三）月度、现货电价用于修正年度预期，是煤价和电力供需的高频传导

对于月度和现货电价的角色定位，更多是修正年度预期、作为一次能源价格和 电力供需情况的高频传导。现货电价而言，我们主要观察已经转正的广东电力 现货市场的数据，可以发现：2023年，在电力供需季节性偏紧的时候广东现货 电价中枢会逆煤价上扬、体现出明显的冬夏双峰的特性；而在其余时候基本跟 随煤价运行。同时我们也可以看到，2024年，广东的冬、夏双峰并不明显，现 货电价中枢亦收敛至用煤成本左右，反映了在今年来水偏丰的背景下，虽然火 电需求环比有季节性的上升，但总量同比偏低的现实。 指标测算思路如下：对于现货电价中枢的刻度，我们采用广东燃煤机组实时现 货价的月度算术平均值；对于广东电厂用煤成本的刻画，我们按60%进口、20% 长协、20%现货进行拟合，其中进口煤价锚定广州港进口动力煤价，长协和现 货价按秦皇岛相应煤价+海运煤炭运价（秦皇岛-广州），并假设电厂提前1个月 备货（即本月用煤成本为上月购煤价）。

重要的一个视角是月度和现货对成本反应锚定是不同的，月度额外反应了固定 成本。对于2024年广东现货电价收敛到用煤成本附近，市场担心月度电价是否 也会如此。我们认为大概率不会。月度电价作为中长期电价的一环，其对应电 量可视为电厂基础发电量的一部分，与火电盈利直接挂钩，所以在报价时会优 先锚定平均发电成本、而非边际成本（否则亏损）；现货电价则对应平衡实时 供需的边际发电量，此时大部分固定成本已被中长期电量摊薄，自然可竞争至 边际用煤成本附近。我们在先前测度的广东电厂用煤成本的基础上，增加了对 折旧、财务费用的考虑，进而得到平均发电成本的近似【用煤成本+度电折旧+ 度电财务费用】，核心假设为：（1）折旧：参照600MW煤机造价，假设单位 造价为4120元/千瓦，折旧年限为20年并按直线法折旧；（2）财务费用：假设 按造价的70%贷款，年化利率为5%，在折旧年限内等额付息。以上参数按月及 当月利用小时数折至每兆瓦时发电量。 可以发现：进入2024年（煤价回归正常区间）后，广东月度电价明显高于现货 电价，且两类电价的走行区间基本被单位发电成本曲线、单位用煤成本曲线所 间隔。

二、燃煤电量电价三因子：发电成本+电力供需+竞争格局

（一）动力煤价是过去核心但当前应弱化，关注高库存带来的煤价平稳

伴随电量电价能够逐步合理反应燃料成本，动力煤价过去为核心但当前应弱化。 我们建议关注两个核心指标：（1）观察进口煤量：2023上半年我国进口动力 煤数量同比大增98%、全年增长62%，国内现货及印尼进口动力煤价格中枢显 著下行；2024年1-9月在高基数下仍保持双位数增长，若后续进口动力煤出现 较大下降，或将支撑煤价；（2）观察电厂补库：2024年2-3月我们通过电厂补库意愿的线索，判断煤价淡季不淡，根据百川盈孚数据，4月初至今秦皇岛现货 煤价（Q5500）基本围绕在850元/吨左右区间震荡、趋于平稳。展望未来，我们 建议关注煤炭长期储备产能的线索，预计煤价稳定及长协占比提升，电价机制 理顺下看好火电盈利稳定性的兑现。

（二）需求是电价的隐藏核心之一：关注产业转型、省内需求、省外送出

基于电价反映发电燃料成本后，电力供需偏紧区域将进一步支撑电价。2024年 二季度汛期来水改善超预期导致该季各省火电发电量同比下滑，引发市场对火 电逻辑的思考：21~23年火电利用小时数增长或未进一步下探是否仅因连续三 年拉尼娜导致水电偏枯？当下来水恢复又是否意味着火电需求失去支撑？我 们认为：火电利用小时数远期回落符合我国双碳战略，但短期而言火电需求仍 存在边际改善空间，且各省趋于分化。仅从二季度看，山东、安徽由于自身发、 受电结构均与水电关联度较低，所以24Q2省内火电发电量影响亦相对小。

为了厘清市场各方主要分歧所在的未来火电供需形势，我们建构了分省的火电 利用小时数分析框架，并对市场核心关切的江苏、浙江、上海、安徽、山东、 广东等六大用电大省/直辖市在2025年的火电供需环境进行了展望。具体分析 框架阐述如下：第一，我们依然采用火电利用小时数作为火电供需松紧程度的 测度，那么我们首先需要确认用电需求，而核心在于用电量增速，我们将各省 用电同比增速拆分为【GDP同比×电力消费弹性系数】，并分别估计；第二， 火电主要满足边际用电量，省外来电、省内风光发电和省内水电核电的发电量 将被优先调度满足社会用电量，所以我们最终通过【用电量-优先发电电量】得 到火电发电量；第三，我们梳理各省在2024年底前预期投产的火电装机，由此 得到年末火电装机容量，最后通过【火电发电量/上年末火电装机】即可得到次 年火电利用小时数的预期。 通过分析，我们归纳2025年及更中长期的火电电量电价的核心支撑点在于：用 电需求持续增长、省外来电或难高增、火电投产节奏合理。

用电需求方面，我们将各省用电同比增速拆分为【GDP同比×电力消费弹性系 数】。总体趋势上看，近年各省GDP增速有所复苏/下行速度放缓，对用电量增 速回升形成了一定支撑。相比之下，受益产业升级（后文详述），电力消费弹 性系数对用电量增速提升的作用则更为强势，放大了经济稳步增长对用电量的 抬升作用。 实际情况看，2021年以来，江浙等省份电力弹性系数较2008~2020年期间出现 了明显的上移，大部分省份重新破1，用电量增速亦跟随上行，主要在于：上 一阶段（2008~2020年）电力消费弹性系数先下行后上涨，结合GDP降速，对 用电量增长形成双重压制；十四五以来，各省电力消费弹性系数中枢继续向上， 叠加2022年后GDP增速没有进一步下探，体现为近年用电量高增，2024上半 年更为明显。

对于用电需求，我们提出两条基本的逻辑：第一，电力消费弹性系数中枢上移 是当前产业结构转型的结果，预计短期不会逆转；第二，用电量需求还需GDP 增速支撑，需要关注后续经济恢复情况。 我们从二产、三产、城乡居民用电等三个维度展开，论述电力弹性系数中枢上 移的驱动因素（一产用电占用电增量比重相对小）：（1）二产：多年视角看， 二产用电占用电量增量比重基本超60%，所以用电量需求的持续性提升主要锚 定二产用电。2010年来，二产用电提升分两轮，第一轮发生在2016~2018年， 伴随传统高耗能行业产能出清逐渐完成、工业用电开始回升，拉动二产以及全 口径电力弹性系数上移。

工业用电的第二轮提升发生在2018年以后，伴随我国工业重心加速向高技术 装备制造业倾斜，电气、通信等行业用电量持续增长，并且拉动上游有色、化工等关键原材料工业用电，并部分对冲了2022年以后因地产链低景气度导致的 黑色、非金属矿行业用电的下滑。

（2）三产：2016年以后，三产用电占用电量增量比重在20~30%，电力消费弹 性系数本就较二产更高，所以我国总体产业重心向三产的转移亦会一定程度提 升我国电力弹性系数。2014年以后，我国三产GDP同比贡献率持续高于二产。 同时，2020年以来，在新一轮电气化影响下，我国三产电力弹性系数经历了一 轮明显的上移，核心驱动力考虑是：批零行业加速从传统零售迈向数字化运营、 互联网数据服务行业高增、充换电服务蓬勃发展等。

（3）城乡居民用电：除少数年份外，城乡居民用电量增速均高于全社会用电 量增速，但该部分用电并不贡献GDP，因而城乡居民用电占比的提升将直接提 升全社会电力弹性。

（三）供给是电价的隐藏核心之二：关注装机结构与增速、省外送入

而从电力供给方面来看，优先发电电量方面，我们从边际的角度探讨未来可能 发生的增量变化情况。我们梳理了江苏、浙江等六省自2015年以来的发、用电 增量结构【将省内用电量按来源拆分为省内火电、省内风光发电、省内水电核 电、净输入电量等】，可以发现：（1）近年各省水电并无太多增量；（2）核 电经历2018~2020年的投产高峰后增速放缓，新核准机组建设周期较长、远未 达投产年份；（3）风光发电装机增长较快，但由于年利用小时偏低（风电在 2000、光伏在1000左右，火电基本在4000+），对增量用电覆盖相对有限（仅 江苏、山东风光发电覆盖用电增量相对较多，且2023年江苏风光发电占用电增 量比重已转弱）；（4）相比其他优先发电电量，近年省外来电（以净输入电量 【输入电量－输出电量】表征）覆盖了更多的用电增量。

基于此，我们首先关注驱动省外来电增长的核心因素。我们通过梳理六省的输 入电量和特高压投产、配套电源扩容时间节点可以发现：输入电量高增基本和 特高压相关工程投建有关，邻省电网互济电量虽也贡献一部分外电增量，但相 对特高压送电不确定性强，年间较难大增，所以省外来电年际大幅变动可主要 观察特高压项目进展。

特高压项目进展方面，我们可主要关注两点：一是增量特高压输电线路的投建 节奏；二是存量特高压配套电源的扩容节奏。 （1）我们梳理了各省在建的特高压通道，发现江苏等六省中仅山东、安徽、 浙江有特高压受电规划，且投建时间在2025~2026年，对2025全年火电需求扰 动有限（预期2026年用电需求亦会同步增长）。 （2）目前存量特高压输电线亦面临利用小时数【年输电量/输电容量】偏低的 问题（＜5500h）。我们梳理了楚穗直流等12条直流特高压的利用小时数，发 现有8条特高压在2019~2023各年的利用小时数均低于5500，且仅灵绍直流的 平均利用小时数高于5500。在特高压利用小时数偏低的现实下，我们本应预期 特高压配套电源扩容提速，但目前看进展并不及预期：首先我们明确直流特高 压的主要配套电源类型有水电、“煤电+风光”打捆送出，其中水电一般和特 高压输电线同步达产，后期波动主要因为来水丰枯、基本不会扩产；“煤电+ 风光”打捆送出类特高压则存在特高压先投产、配套电源再跟进投产扩容的现 象；其次我们重点梳理了江苏等省份“煤电+风光”打捆送出类特高压的配套 电源扩容情况，发现扩容项目较为有限，以山东居多。

省内火电装机方面，重点观察江苏等六省的装机节奏是否合理。我们梳理了六 省2019年以来的火电装机增量以及可能在2024年底前投产的火电项目，认为 除广东略快外，其余各省的火电装机节奏均较稳健。

综合以上基本面，我们对六省2025年火电利用小时数进行预测，具体如下： （1）用电量：①对于2024年用电量估计，我们按照2024H1用电量/上半年用 电量占全年用电量比重进行估测，其中上半年用电量占比波动性较小；②对于 2025年用电量估计，我们以2024年用电量估计值为基数，并给出用电增速预 测得到（2025年用电量增速 = GDP增速预测 × 用电弹性系数预测）。 （2）优先发电电量：按【2024年末装机×2025年利用小时数得到】，其中净 输入电量单独估计。（3）2025年火电利用小时数：按【（用电量 - 优先发电电量）/ 2024年末火 电装机】估计。 （4）中性、悲观估计：由于预测存在误差、基本面亦存在极端变化风险，所以 我们在中性估计的基础上，对以下4个参数调整得到悲观估计：①下调GDP同 比增速；②下调电力消费弹性系数；③上调24H1用电量占全年比重（下半年用 电量增长乏力）；④上调净输入电量（省外来电高增）。 （5）2024年火电利用小时数参考值：主要根据2024上半年火电利用小时数情 况进行假设。 结果上看，江浙沪中性、悲观估计均较24年参考值改善；安徽中性估计较24年 参考值基本持平（或小幅下降），悲观估计下降，但均在高位；广东、山东中 性估计较24年参考值提升，悲观估计下降，但利用小时数相对低位。

（四）竞争格局：基于市占率及股东背景，结合省内电源结构

角度1：单一企业市占率高的省份垄断优势强，结合股东背景或对电价形成一 定话语权。我们认为若单一运营商在发电省份的装机市占率更高，垄断优势下 或能享有更大的定价权，则定价更能反映该公司的发电成本，从而有利于盈利 稳定。我们梳理了上市公司口径下，14家电力公司2023年末在江苏等六省的火 电装机及份额情况。结果上看，在浙江省省属平台浙能电力具备绝对优势 （44.6%），上海市省属平台申能股份（33.1%）、央企上海电力（24.6%）合 计份额近60%，山东省主要集中于华能、华电两家央企（合计超30%），江苏 及安徽省为在央企+地方平台集中，广东省主要集中于省属平台。

角度2：火电电量占比愈高，则电价更为坚挺。从边际发电成本的角度上看， 火电相比于水电、绿电等电源具有更高的成本，则水电、绿电发电量占比的提 升或对市场化电价产生较大下行压力（实际影响还需结合水/绿电入市进程考 虑）。从2023年末江苏等六省分电源发电量结构上看，六省的火电发电量占比 均在70%以上，其中上海、安徽、山东的火电发电量占比分别高达95%、87%、 79%。

三、从度电盈利转向单位装机综合利润，看好火电公用事业化

伴随煤电电价机制趋于合理，电价重心将从度电电量电价转向单位装机综合电价， 利润重心从度电盈利转向单位装机综合利润。通过前述分析，我们发现广东、江苏、 浙江、安徽、上海、山东等主要用电省份/直辖市年度电量电价于2024年度基本达到 合理化阶段。且2024年内容量电价执行充分、煤价相对平稳，当前火电盈利波动性 已大幅降低。展望后续，2024年2月辅助服务政策出台期待各地区出台细则（当前湖 南、云南、河南已发征求意见稿），我们认为，伴随火电逐步转型调节电源以及容量 电价、辅助服务等机制的推进，火电的电价重心将从度电电量电价转向单位装机综 合电价（如容量电价仅挂钩装机规模、辅助服务挂钩绿电装机对应的调节需求），利 润重心将从度电盈利转向单位装机综合利润，火电的中枢ROE将超过10%，稳定性 大幅增强。

测算思路如下：参考历年火电项目造价，预计建设成本均值约3500元/千瓦，资本金 比例通常为30%，则在经营正常情况下（暂不考虑煤价大幅提升盈利巨亏）对应净 资产为1050元/千瓦。基于上述基准情形，在新电价构成下，我们分别对火电的容量 电价、辅助服务电价、电量电价三部分ROE进行测算：

（1）容量电价部分：根据发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的 通知》，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年， 2024-2025年多数地区为30%。在机组利用小时数400小时/年时，容量电价折度电收 入为0.022元/千瓦时（不含税）；不考虑成本增加的情况下，当前容量电价水平对应 ROE达6.3%（2025年之后补偿比例升至50%，对应ROE达10.4%）。

（2）辅助服务部分：根据国家能源局2023年第三季度新闻发布会，2023年上半年 全国电力辅助服务费用共278亿元，从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿 254亿元，占总费用的91.4%；考虑摊至上半年全部火电发电量2.95万亿千瓦时、则 度电辅助服务费用为0.86分。 根据2023年2月发改委、能源局发布《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》， 调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价；参考各地燃煤标 杆电价并考虑一定折价，假设调峰价格上限为0.3元/千瓦时，2027年火电调峰占全 部调峰份额的70%，则对应火电调峰市场空间为698亿元。 截至2023年末我国火电装机为13.90亿千瓦，至2027年暂不考虑净增加；为方便与 容量电价补偿力度做比较，则2027年辅助服务电价折每千瓦补偿50元，4000利用小 时数下、折度电约0.013元/千瓦时。综合考虑深度调峰所需灵活性改造成本100元/千 瓦，则对应辅助服务部分ROE为2.5%。

（3）电量电价部分：参考百川盈孚现货煤价及秦皇岛年度长协价格，当长协煤比例 在70%，5500大卡现货煤价为850元/吨，5500大卡长协煤价格为709元/吨时，火电 综合标煤成本为956元/吨；考虑利用小时数有所下滑、参与深度调峰比例增加等综 合影响、煤耗小幅增至300克/千瓦时（当前各公司煤耗水平约290克/千瓦时左右）， 则度电用煤成本为0.287元，度电总成本约0.387元（度电折旧人工等约0.1元）；全 国平均不含税燃煤标杆单价约0.35元/千瓦时，考虑15%上浮比例则为0.403元/千瓦 时，同时考虑度电管理及财务费用扣除，则电量部分对应ROE为1.15%。

综上我们认为，未来火电在容量、辅助服务、电量三者的共同影响下，度电收入将为 0.437元、对应度电成本为0.405元（考虑管理及财务费用），则度电利润为0.025元， 综合ROE将保持在10%左右。且远期容量电价补偿有望向50%甚至更高补偿，伴随 火电价值从“用煤发电的加工业”向“风光消纳的调节资源”，ROE中枢有望维持 在10%以上。

当前火电公司单季盈利已趋于稳定，看好火电单位装机综合利润稳定、加速公用事 业化的新时代。年初至今受益于煤价相对平稳，容量电价稳定执行等影响，火电公 司业绩波动性已大幅降低，火电盈利趋于稳定正在逐步验证。我们预计在盈利改善 叠加电价机制逐步合理的推进下，火电利润重心将从度电盈利转向单位装机综合利 润。短期通过高ROE修复净资产，长期可展望分红、公用事业化估值提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）