火電供需與企業(yè)盈利表現(xiàn)如何？

預計未來 2-3 年內西南地區(qū)和北方主要產(chǎn)煤區(qū)火電供需仍偏緊。

利用小時數(shù)變動反映火電供需情況，火電供需趨緊的省份利用小時數(shù)相應上升， 火電供需寬松的省份利用小時數(shù)相應下降。考慮各省6000千瓦及以上火電裝機容量， 以 2020 年為基數(shù)，截至2024 年末，全國共有 10 各省/市火電裝機容量增長超過 20%， 其中，海南火電裝機增長 49.1%，四川火電裝機增長 35.6%，廣東、湖南、廣西、內 蒙古、江西 5 省火電裝機增長約 30%。

從各省火電利用小時數(shù)變動來看，西南（重慶、四川、云南）火電供需嚴重趨 緊，利用小時數(shù)大幅提升；北方主要產(chǎn)煤區(qū)（新疆、內蒙古、寧夏、陜西、山西、 河北）和東部地區(qū)（福建、安徽、浙江、江蘇）火電供需偏緊，利用小時數(shù)在較高 基數(shù)上保持穩(wěn)定或小幅提升；新增火電裝機較多的省份（江西、廣東、海南、湖南、 廣西）火電供需趨于寬松，火電利用小時數(shù)大幅下降。

從各省擬建、在建火電項目數(shù)量來看，未來 2-3 年內，西南地區(qū)和北方主要產(chǎn) 煤區(qū)火電供需或仍偏緊，東部地區(qū)火電供需或實現(xiàn)緊平衡，廣東火電供需或持續(xù)趨 于寬松。據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計，2024 年至 2025 年 2 月底，共有 29 個省份 320 個火 電項目擬建、在建。總體來看，廣東、新疆等 12 省項目數(shù)量超 10 個，占全國項目 的比例的 72%。局部來看，廣東項目數(shù)量和裝機規(guī)模均遠超其他省份，在建、擬建 火電項目數(shù)量 38 個，總裝機量超 1800 萬千瓦；新疆項目數(shù)量 27 個；內蒙古、安徽 項目數(shù)量約 20 個。考慮到三北地區(qū)新增火電項目主要是大基地配套調峰火電和少量 煤電聯(lián)營項目，預計在本輪火電項目投產(chǎn)后供需仍偏緊。

在電力現(xiàn)貨市場建設之前，我國火電上網(wǎng)電價形成機制主要經(jīng)歷了還本付息電 價、經(jīng)營期電價、標桿電價以及市場化電價四個階段。 1985 年后，改革開放促進了我國經(jīng)濟的高速發(fā)展，為了調動各方特別是社會資 本投資電力工業(yè)的積極性，我國打破“完全管制電價”的制度，采用了“還本付息” 電價機制，規(guī)定利用貸款建設的集資電廠或機組在還本付息期間，按照成本、稅金、 具有還本付息能力和獲取合理利潤的原則核定上網(wǎng)電價，電力工業(yè)得到發(fā)展。 1997 年，電力供需矛盾形勢有所緩和，電價機制由“還本付息電價”轉為“經(jīng) 營期電價”，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定上網(wǎng)電價。 2002 年，國務院下發(fā)《電力體制改革方案》（國發(fā)〔2002〕5 號文件），電力工 業(yè)開始進行廠網(wǎng)分開、主輔分離，2003 年 7 月，國務院辦公廳《關于印發(fā)電價改革 方案的通知》（國發(fā)辦〔2003〕62 號）提出了上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價的改革 目標和電價管理原則，而后隨之出臺了相關的配套實施辦法，我國燃煤上網(wǎng)電價開 始實行事前核定“標桿電價”，并建立了煤電聯(lián)動機制。 2019 年 10 月，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革 的指導意見》，將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制轉為“基準價+上下浮動” 的市場化機制，浮動比例定為上浮 10%、下浮 15%。而后煤價出現(xiàn)急劇上漲，2021 年，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā) 改價格〔2021〕1439 號），放開所有燃煤發(fā)電進入市場，同時將浮動比例調整為上下 浮動 20%。需要強調的是，當前的市場化機制的本質為“有管理的市場化電價”，電 價波動區(qū)間受政策限制，并沒有實現(xiàn)由供需定價的真正市場化。

電煤貿易合同以中長期合同為主，鼓勵“淡儲旺用”。根據(jù)國家發(fā)改委《關于做 好 2025 年電煤中長期公同簽訂履約工作的通知》，發(fā)電企業(yè)以 2023 年 11 月-2024 年 10 月的國內耗煤量（總耗煤量扣除進口煤使用量）為基數(shù)，根據(jù)上網(wǎng)電量按比例核 算。發(fā)電企業(yè)合同簽訂量不應低于簽約需求的 80%，鼓勵根據(jù)供需情況多簽、簽實。 同時，供需企業(yè)應在協(xié)商一致基礎上，將年度電煤中長期合同細化分解到月，鼓勵 “淡儲旺用”，原則上淡季月份分解量不低于旺季分解量的 80%。 電煤中長期合同價格采用“基準+浮動”的形成機制，基準價與浮動價權重各 50%，2023-2025 年下水動力煤（5500）中長期合同基準價維持在 675 元/噸。浮動 價采用全國煤炭交易中心綜合價格指數(shù)（NCEI）、環(huán)渤海動力煤綜合價格指數(shù)（BSPI）、 泰皇島動力煤綜合交易價格指數(shù)（CCTD）、中國電煤采購價格指數(shù)（CECI）上月最 后一期綜合價格的算數(shù)平均值。“基準價十浮動價”由全國煤炭交易中心根據(jù)價格機 制按月測算和發(fā)布。2023 年末至 2025 年初、2025 年初至 2025 年 6 月末，四項電煤 價格指數(shù)均值下降約 50 元/噸；截至 2025 年 6 月末，四項電煤價格指數(shù)均值 657 元/ 噸，低于中長期合同基準價 675 元/噸。

2023 年末以來，動力煤大宗價格持續(xù)下降，截至 2025 年 6 月末，CCI 動力煤 綜合價格與大宗價格指數(shù)均已跌破長協(xié)價。2025 年二季度 CCI 動力煤（5500）大宗 價格指數(shù)（反映現(xiàn)貨價格水平）均值為 641 元/噸，同比下降 213 元/噸，環(huán)比下降 100 元/噸；截至 2025 年 6 月末，大宗價格指數(shù)報 631 元/噸，長協(xié)價格指數(shù)報 669 元/噸。

2021-2022 年，煤炭供需失衡疊加地緣政治沖突，全球能源價格大幅上漲，煤炭 價格屢創(chuàng)新高，而煤電上網(wǎng)電價僅 10%的浮動范圍限制導致煤電行業(yè)陷入大面積虧 損。2021 年 10 月國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的 通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439 號），將煤電上網(wǎng)電價浮動范圍放寬至 20%，高耗能 企業(yè)市場交易電價不受上浮 20%的限制，一定程度上緩解了煤電企業(yè)的經(jīng)營困境。 2023 年火電行業(yè)全面實現(xiàn)扭虧，2024 年業(yè)績持續(xù)增長，2025 年全年行業(yè)盈利 有望進一步改善。2022 年以來煤炭價格逐漸回落，行業(yè)燃料成本壓力緩解，經(jīng)營業(yè) 績修復，2023 年火電行業(yè)全面實現(xiàn)扭虧。2024 年，火電行業(yè)實現(xiàn)歸母凈利潤 606.98 億元，同比增長 33.2%；2025 年一季度，火電行業(yè)實現(xiàn)歸母凈利潤 212.06 億元，同 比增長 7.8%。

行業(yè)盈利能力持續(xù)修復。2024 年火力發(fā)電行業(yè)毛利率/歸母凈利率 14.3%/5.0%， 同比提升 1.6pct/1.1pct；2025 年一季度，行業(yè)毛利率/歸母凈利率 16.0%/7.2%，同比 提升 1.8pct/1.1pct。