火電板塊經營及公用事業化轉型分析

公用事業屬性大方向演進。

1.2025 年成本端仍存改善預期

2024 年動力煤價格呈震蕩下行走勢，價格降幅較 2023 年有所下降。2024 年秦港5500大卡動力煤均價較 23 年下降 12%；2024 年 1-11 月進口動力煤均價錄得93 美元/噸，同比降14.89%（對應降幅 16.34 美元/噸）。供給端來看，2024 年動力煤國內供給先降后增，其中2024年1-5月，山西安監影響下國內動力煤供給收縮；6 月起山西安監趨于常態化，國內動力煤供給相對回升。進口方面，由于國內外價差缺口持續，1-11 月動力煤進口量同比增長14%。

2025 年動力煤價格中樞仍有小幅下降預期，大幅波動可能性較小。供需層面，2024年動力煤供需偏松，寬松形勢較 2023 年收縮，2025 年進口長協簽訂增長預期不強，因此進口總量預計不會有太大的增長，預計 2025 年供給增量或來自疆煤，供需進一步寬松可能性較小。價格變化方面，由于增量大部分來自相對較遠的新疆產區，因此預計價格會在750-850元/噸區間形成較為明顯支撐。

2. 煤電聯營優勢仍凸顯，相關公司相繼布局

煤電一體化運營可以理順產業鏈，熨平煤價及電價的波動，符合產業鏈發展的最終規律。燃煤成本作為火電最重要的成本高達 70%以上，而過去“市場煤、計劃電”背景下因此煤企與電企在發展歷史中長期存在的關系。為解決這一矛盾，有關部門不得不通過加強煤電價格聯動等方式多次進行外部調控，且電價不能對于煤價進行完全有效傳導，宏觀層面影響各環節效率。而煤電聯營是通過產業一體化的方式從內部化解煤電盈利矛盾。當煤炭價格波動較大時，煤電一體化企業能夠通過內部資源調配，平衡煤炭與電力業務的收益，減少因價格波動帶來的單方面損失。對于煤企，煤價下行時布局電廠同樣可以增厚利潤。

政策暖風促煤電聯營。2023 年 1 月，國家發改委提出持續推進國有經濟布局優化和結構調整，推進煤炭與煤電、煤電與新能源“兩個聯營”；2024 年3 月，國家能源局印發《2024年能源工作指導意見》，提出推動煤炭、煤電一體化聯營，合理布局支撐性和調節性煤電項目。

擁有煤炭資源的企業參與煤電新項目或者市場整合的力度和積極性近年來明顯增強。目前上市公司中已開展煤電一體化布局的有中國神華、國電電力、新集能源、淮河能源、陜西煤業、內蒙華電、電投能源等：

新集能源：公司為國資委下控股央企。公司控股子公司利辛電廠二期2×660MW超超臨界二次再熱燃煤發電項目分別于 2024 年 8 月 31 日、9 月30 日完成168小時滿負荷試運行，轉入商業化運營。投產后預計年發電量 66 億千瓦時，將進一步提升公司煤電一體化優勢及發電規模。目前公司已投產煤電裝機為332 萬千瓦，目前上饒電廠（2*1000MW）、滁州電廠（2*660MW）、六安電廠（2*660MW）在建，后續裝機量提升空間大。隨著后續煤電項目建成投運，公司煤炭產能和電力裝機將逐步提升，煤電一體化的協同優勢得到充分發揮，進一步提高公司的盈利能力和抗風險能力。

淮河能源：公司為淮南礦業下屬煤電一體化平臺。母公司淮南礦業為安徽省煤炭及電力龍頭，為避免同業競爭，2016 年淮南礦業承諾將以上市公司淮河能源為其下屬從事能源業務進入資本市場的資本運作平臺，目前集團仍有大量煤炭、電力資產，淮河能源于 24 年 12 月 17 日公布正在籌劃通過定增和現金方式收購集團下屬子公司淮河電力 89.30%的股權，若收購成功則公司業績或將階梯性增長。目前公司全資電廠包括潘集電廠一期、顧橋電廠、潘三電廠，參股電廠包括田集電廠一期、二期，未來潘集電廠二期等預計將陸續投產。

陜西煤業：公司 12 月 7 日發布《關于收購陜煤電力集團有限公司股權暨關聯交易的公告》，擬通過非公開協議方式現金收購陜煤集團持有陜煤電力集團88.6525%股權，股權價格為 156.95 億元；擬收購資產的盈利能力較好，收購完成后有助于進一步增厚公司業績，平抑受煤價波動帶來的公司業績的震蕩，有助于提升公司估值水平。收購電力資產是公司打造“煤電一體化”運營模式的重要舉措，也符合公司的實際經營需要和戰略發展方向，能夠進一步減少關聯交易、增加營業收入、延伸煤炭主業產業鏈，促進公司高質量發展。 中國神華、淮河能源、新集能源均仍有較大規模在建及待建項目，占在運項目比重分別為 24%、132%、75%。

煤電一體化布局企業 ROE 中樞較非一體化企業偏高且波動較小。我們選取上述煤電一體化企業以及非煤電聯營公司華電國際、華能國際、粵電力、大唐發電ROE 進行統計，后者ROE中樞低于前者，且在 2021 年煤價漲幅較大背景下，煤電聯營企業ROE 影響較小，長期來看可保持較為穩定的盈利能力。

3. 輔助服務+容量電價帶動火電公用事業化轉型

輔助服務細則持續規范，各地區實行差異化定價。2024 年2 月國家發改委、國家能源局發布關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知，明確調頻里程出清價格上限不超過每千瓦 0.015 元，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價。由于各地地理條件、電力供應結構及市場化程度不同，導致輔助服務定價機制差異較大。目前南網經營區域以及國網經營區大部分省份均已開展調頻輔助服務。

我國輔助服務收入規模持續增長，調峰費用占據主要份額。2023 年上半年，我國電力輔助服務費用共 278 億元，與 2019 年全年輔助服務費用 130.31 億元相比提升113%；火電企業獲得補償 254 億元，占比 91.4%；其中調峰補償占比為 60%，較2019 年上半年顯著提升21.6個百分點，調頻補償占 19.4%。

目前我國輔助服務對電力收入貢獻仍然較低且顯著低于歐美國家，未來或有較大提升空間。2023 年上半年，我國電力輔助服務費用共 278 億元，占上網電費1.9%，較2019年上半年提升 0.43 個百分點，但較歐美成熟市場仍然較低。以美國和英國為例，2015 年美國PJM電力市場的輔助服務費用占比電量費比例為2.5%，同年英國高達8%（可再生能源裝機占比為27%）。我國各地區輔助服務細則仍處于探索試行階段，對于補償電價標準以及煤電機組調峰補償的運行容量區間等合理性仍在不斷改進。未來隨著風電及光伏裝機量及電量增長以及機制的不斷改進，預計長期我國輔助服務收入規模將持續提升，占比或超過歐美主流國家。

容量電價逐步落實，后續補償比例將逐步提升。容量電價政策是指煤電企業按照其發電能力（即容量）收取的費用，確保其即使在不發電或發電較少時也能獲得一定的收入，以支持其持續運營和電力系統穩定。國家發改委出臺《關于建立煤電容量電價機制的通知》，確定在2024年 1 月 1 日起實施容量電價機制。容量電價機制的核心是兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，而容量電價則根據煤電機組的固定成本按一定比例給予補償。機制實施范圍適用于合規在運的公用煤電機組；對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?！锻ㄖ访鞔_ 2024 至 2025 年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為 30%左右即每年每千瓦 100 元，部分煤電功能轉型較快的地方（四川、云南等地）適當高一些，為 50%左右；從 2026 年開始，各地通過容量電價回收固定成本的比例將提升至不低于50%，即每年每千瓦 165 元。

不考慮新增裝機及容量電價新的調整情況下，我們測算2024-2025 年全國煤電容量電價收入預計 1121 億元，2026 年以后達到 1792 億元。（關于容量電價詳細計算及分析請參考前期深度報告《容量電價半年考及火電板塊影響測算》）主要依據及假設為：（1）容量電價水平；2024-2025 年，云南、湖南、河南、重慶、廣西、四川、青海七省容量電價回收的固定成本比例為 50%，計 165 元/千瓦；其余省份為30%，計100元/千瓦；2026 年以后，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%，新能源比例較大的為 70%，假設 70%的省份仍為上述七省，計 231 元/千瓦；其余省份為165 元/千瓦。（2）煤電機組適用率；煤電容量電價適用于合規在運的公用煤電機組，燃煤自備電廠、不符合規定或不滿足能耗、環保及靈活調節能力的機組不執行容量電價機制。假設各省在運機組平均適用容量電價的適用率 90%， （3）煤電機組最大出力；煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定，假設最大出力按額定容量的 100%。按照各省煤電容量電價水平及煤電裝機容量（按容量電價適用率90%）測算，2024-2025年全國煤電容量電價收入預計 1121 億元，2026 年以后達到1792 億元以上（不考慮煤電裝機變動情況，以及按 70%固定投資回收的省份數量增加）。

短期內容量電費收入占煤電機組收入的比例相對較低。當前我國煤電交易基準價平均值為371.68 元/兆瓦時，2023 年我國煤電機組裝機量 11.6 億千瓦，煤電平均利用小時數4685小時，簡單測算煤電發電量約 5.46 萬億千瓦時，不考慮電廠自用及輸電損耗，假設全部煤電電量上網銷售，按照煤電交易基準價上浮 20%測算，則 2023 年煤電機組電量電費總收入約24340億元，即假設電量不變的情況下，2024-2025 年煤電機組容量電費收入是2023 年煤電機組全部電量電費收入的 4.61%，煤電裝機不變且容量電價不變的情況下，2026 年煤電機組容量電費收入約為 2023 年全部煤電機組電量電費收入的 7.36%。 新型電力市場推進下火電企業盈利模式發生轉變，盈利穩定性增加或帶動估值提升。過去火電收入僅由電量電價收入決定，即收入=裝機容量×利用小時數×電價，火電機組的利潤主要依賴于煤價和電價的差價，但由于煤價的波動性和電價的相對穩定性，火電企業的盈利能力呈現出較強的周期性，因此火電板塊 PB 均值常年低于具備較強公用事業性的水電以及核電板塊。而現在火電收入增加輔助服務及容量電價，商業模式對于電價以及動力煤價格的敏感程度降低，有助于提高火電企業盈利穩定性，從而提升其公用事業性，帶動估值提升。