如何看待國電電力火電盈利能力？

依托集團煤電聯營優勢，高效火電盈利能力突出。

1. 火電行業上下游改善，兩部制電價機制保障盈利空間

國內煤炭產能提升疊加進口煤大幅增長，動力煤供需格局改變。2023 年國內煤價呈現 上半年下跌，下半年震蕩回升的態勢。上半年供需寬松，動力煤價格回落，秦皇島 5500 大卡動力煤價格從 2023 年年初高點 1219 元/噸下跌至 6 月中旬的低點 751 元/噸， 跌幅達到 38.39%；步入三季度后，供應端擾動疊加非電需求釋放，動力煤價格出現低 位反彈。秦皇島 5500 大卡動力煤價格從前低點 751 元/噸上漲至 10 月的高點 1038 元/ 噸，漲幅 38.22%；2023 年 11 月起，供需逐漸寬松，動力煤價格略有回落，截至 2023 年末，秦皇島 5500 大卡動力煤價格回落至 921 元/噸。2023 年全年，秦皇島 5500 大卡動力煤均價為 965 元/噸，同比下降 23.99%。2023 年度，煤炭價格仍高于國 家發改委于 2022 年 2 月發布《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》中明確 的合理區間 570-770 元/噸。 動力煤市場價格震蕩下行，電煤中長期合同保障量價，成本端持續改善。根據《關于 做好 2024 年電煤中長期合同簽訂履約工作的通知》，2024 年電煤中長期簽訂價格按照 “基準價＋浮動價 ”價格機制簽訂和執行，電煤價格基本確定在平穩區間。由于電廠 庫存偏高、進口煤炭的沖擊、非電需求還未釋放等因素帶來的煤炭供需變化，導致 2024 年以來動力煤價格持續下降，長期看，煤炭價格將逐步回歸至上述合理區間。

煤電單一制電價調整為兩部制電價，電價端穩定保障盈利能力。2023 年 11 月，國家 發改委、國家能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知（發改價格〔2023〕 1501 號）》并于 2024 年 1 月 1 日起實施，將煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中 電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電 價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐 調節價值。

根據政策，煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于 計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦 330 元；通過容 量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確 定，2024～2025 年多數地方為 30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些， 為 50%左右（各省級電網煤電容量電價水平具體見附件）。2026 年起，將各地通過容 量電價回收固定成本的比例提升至不低于 50%，即每年每千瓦 165 元。 根據國家能源局數據，2023 年全國 6000 千瓦及以上電廠火電機組平均利用小時數 4466 小時，以近似值 4500 小時為測算基礎得到各省容量電費情況，全國平均容量電費 為 2.6 分/千瓦時，其中，湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西容量電費水平較高。 隨著燃料價格回歸合理區間，電量電價會在現有基礎上逐步下降至穩定水平，容量電價 會隨著煤電對電力系統的支撐調節作用增強會逐漸提升，綜合電價將處于行業合理盈利 水平。

2. 依托集團煤電聯營優勢，火電盈利能力穩中有升

2.1 利用率：在運火電裝機容量僅次于華能國際、利用小時數高

公司在運火電裝機容量在上市公司中排名第二。根據 2023 年公司年報，公司控股火電 裝機容量 72.79GW（煤機：燃機=98.5:1.4），其中 60 萬千瓦及以上煤電機組 69 臺， 占火電總裝機容量的 70.46%，100 萬千瓦及以上煤電機組 20 臺，占火電總裝機容量 的 28%。2023 年新增 95.9 萬千瓦，主要由于上海廟公司投產 100 萬千瓦、邯鄲東郊 熱電退城進園項目新增 50.4 萬千瓦、大同第二發電廠關停 60 萬千瓦火電機組。此外， 公司在 2023 年開工火電項目 664 萬千瓦。

公司高度重視節能降耗工作，推進現役煤電機組實施節能降耗改造、供熱改造、靈活性 改造“三改聯動”，調峰能力、供熱能力不斷提升，多臺機組實現 20%負荷深調能力； 持續推進綜合能源轉型，大力開拓綜合能源市場，非煤非電收入顯著增加。2023 年公 司火力發電機組平均供電煤耗為 294.19 克/千瓦時，較上年下降 0.89 克/千瓦時；發電 廠用電率為 3.96%。 公司火電機組利用效率顯著高于其他同類發電企業。2023 年，公司火電利用小時數為 5163 小時，其中，煤機利用小時數為 5210 小時，燃機利用小時數為 1883 小時。近年 由于電源結構變化，導致電力局部性、階段性供需緊張，火電機組利用率持續提升。 2023 年公司燃煤發電小時數高于另外三家可比火電企業及全國水平。

2.2 成本端：集團煤炭產能市占率高，保障公司燃料供需平穩

煤炭產能持續釋放，2023 年入爐標煤單價 934.96 元/噸，同比下降 43.82 元/噸。 2023 年煤炭供需形勢持續向寬松方向轉變，公司深入挖潛增效，加大燃料成本管控， 通過開展內部調劑等措施節約燃料成本。全年共采購原煤 1.84 億噸，其中長協煤總量 1.74 億噸，占比 94%，入爐標煤量 1.13 億噸，入爐標煤單價 934.96 元/噸，同比下降 43.82 元/噸，降幅 4.48%。

國家能源集團煤炭銷量市占率高，公司背靠股東具備燃料供應優勢。根據 2022 年國家 能源集團可持續發展報告，2022 年集團煤礦產能 6.5 億噸，煤炭產量突破 6 億噸，遠 高于其他四大發電集團的煤炭產能水平，煤炭產銷量占全國約 18%，集團自產煤中長 期合同簽約率、兌現率均超 100%。

公司煤炭業務以控參股三家煤炭企業開展，主要對應三座煤礦：同忻煤礦、察哈素煤礦、 黃陵建莊煤礦。2023 年，國電建投察哈素煤礦、晉能控股同忻煤礦、山西煤業黃陵建 莊煤礦歸屬公司收益分別為-4.89、4.5、2.13 億元，合計 1.75 億元，同比下降 90.2%。 導致收入大幅下降的主要原因為是：2022 年對察哈素煤礦計提的煤炭專項整治費用 20.21 億元于 2023 年 7 月支付，同時察哈素煤礦在 2023 年 9 月初停產辦理采礦許可證， 對公司經營業績產生影響，截至 2023 年底，國電建投公司正在辦理煤礦采礦許可證。 為降低察哈素煤礦復產時間不確定性對公司帶來的持續影響，提高公司資產質量及盈利 能力，公司擬向控股股東國家能源集團全資子公司西部能源公司，非公開協議轉讓公司 持有的國電建投 50%股權。

2.3 電價端：聚焦電力負荷中心，發電量及電價水平較高

上網電量方面，2023 年公司火電上網電量 3512.2 億千瓦時，同比增長 2.76%，占總 上網電量的 81.7%；上網電價方面，2023 年公司煤機上網電價為 461.28 元/兆瓦時， 較去年同期基本持平，燃機上網電價為 898.38 元/兆瓦時，同比下降 3%。

公司火電機組主要聚焦沿江、沿海、沿線及電力負荷中心、特高壓外送源頭、一體化 優勢區域，發電量及售電價格均處于較高水平。電量方面，公司在江蘇、安徽、浙江、 內蒙的火電上網電量占總火電上網電量的 20.7%、15.96%、14.89%、12.66%，其中， 江蘇和浙江均屬電力受端省，安徽是煤炭儲量大、電力供需緊張的送受并舉省；電價方 面：除蒙西外，其余地區的燃煤標桿電價均高于 300 元/兆瓦時。按 2023 年各地區火 電上網電價與當地燃煤標桿電價進行比較，除廣東地區外，其他地區電價上浮空間 均>=20%。

煤電度電毛利潤處于行業領先水平，成本管控及盈利能力突出。2020-2023 年公司煤電 度電毛利潤分別為 0.051、-0.002、0.033、0.040 元/千瓦時，在 2021 年燃料成本高增 導致火電企業盈利洼地的環境下，公司度電毛利潤小幅虧損，成本管控能力、抗風險能 力明顯優于其他可比公司。