如何看待火電四要素？

火電的傳統(tǒng)四要素模型在早期具備解釋能力。

利潤影響因素之煤價：利潤與煤價顯著負相關。燃料成本通常占火電經(jīng)營成本的 60%-80%不等。復盤近十年火電板塊利潤水平來看，受制于過去電價調(diào)整的滯后性， 因而板塊利潤與煤價呈現(xiàn)顯著負相關性。歸母凈利潤增速與毛利潤增速變動基本一 致，基本表現(xiàn)為歸母凈利潤變動幅度略高于毛利潤變動幅度，主要系此前減值波動 的影響，在2021-2022年火電巨虧年份尤為明顯。

利潤影響因素之電價：火電度電收入與利潤弱正相關，但變動幅度遠低于利潤及煤 價變動幅度。收入端來看，從電價角度出發(fā)，標桿電價時期歷次調(diào)整多與煤炭價格 相關，電價調(diào)整存在一定滯后性，2019年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《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》，將此前一直施行的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價 機制改革為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，并規(guī)定基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤 發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%； 2021年10月，受煤價大幅提升影響，燃煤電價浮動區(qū)間擴大至上、下20%。總體來 看，火電長協(xié)電價與煤價高度相關。2023年11月煤電容量電價機制正式落地，火電 電價中開始出現(xiàn)固定補償部分，火電綜合電價與煤價的關聯(lián)度有所削弱。

利潤影響因素之利用小時數(shù)&裝機：火電板塊利潤與裝機及新增裝機正相關、與利用 小時數(shù)弱負相關。收入端來看，從電量角度出發(fā)，發(fā)電量=裝機×發(fā)電利用小時數(shù)， 火電板塊的毛利潤也與新增裝機趨勢匹配，即新增裝機提升毛利潤，高毛利潤也激 勵火電裝機增長。從利用小時數(shù)的指標來看，反而與火電毛利潤負相關，一方面系 其上網(wǎng)順序靠后，發(fā)電量受水電和新能源裝機影響，另外是其他三要素權重較大， 導致利用小時數(shù)的影響偏弱。展望未來，裝機增長或仍掛鉤頂峰負荷的提升，而利 用小時數(shù)伴隨能源結構轉型和容量輔助服務價值提升，利用小時數(shù)的權重愈發(fā)下降。

與利潤影響因素基本一致，歷史上火電板塊行情受煤價、電價、裝機等驅(qū)動。復盤 火電板塊近十年走勢，市場博弈點從盈利改善（低煤價）-利潤提升（綠電）進行轉 變，2023年下半年至今受政策及煤價繼續(xù)回落影響、板塊波動上漲。 盈利改善（低煤價驅(qū)動）：2015年煤價大幅下降（秦皇島Q5500煤價均值在427元/ 噸），盈利性亦驅(qū)動運營商加快新增裝機投產(chǎn)建設，當年火電裝機同比增速升至7.8%， 火電成長屬性被市場認可。 火電受限（新能源大發(fā)展）：2018-2021年煤價持續(xù)下降、但期間火電市場表現(xiàn)亦持 續(xù)低迷，電力過剩疊加新能源競爭擠壓火電空間，期間年新增火電機組下降至35- 40GW（此前為50GW左右）。 利潤提升（火電+綠電建設）：2021年至今火電行情再次啟動，一為能耗雙控背景下 綠電價值重估，二為我國最大用電負荷持續(xù)高增，火電新增核準、投產(chǎn)裝機加快；三 為伴隨煤價波動、股價亦有起伏。 盈利提升+定位轉變（煤價回落+調(diào)節(jié)價值）：聚焦2023年下半年至今，火電全面轉 盈，同時電改政策頻發(fā)，容量電價、輔助服務政策相繼落地，市場逐步開始對火電發(fā) 電+調(diào)節(jié)價值有所認知，期間煤價中樞持續(xù)回落，火電板塊市場表現(xiàn)波動向好發(fā)展。

伴隨能源轉型火電的功能在變化，從發(fā)電資產(chǎn)走向調(diào)節(jié)資源，發(fā)電利用小時數(shù)對利 潤的影響愈發(fā)弱化。伴隨雙碳目標的提出，以風光為主的清潔能源快速發(fā)展，從發(fā)電 結構來看，2023年以來風光在月度發(fā)電增量中占比持續(xù)提升（2025M1-7已達124%）， 對其他電源的擠出效應明顯（尤其是火電）；截至2025年7月末，我國火電裝機占比 已由2015年的66%降低至40%，火電發(fā)電量占比已由2015年的74%降低至65%，利 用小時數(shù)近五年波動向下。但我們認為，在轉型的背景下，火電的功能在變化，傳統(tǒng) 火電四要素框架本質(zhì)是僅聚焦發(fā)電價值，因此此前周期屬性非常突出；但當前火電 正在從發(fā)電資產(chǎn)走向調(diào)節(jié)資源，周期性愈發(fā)弱化。

火電公司紛紛表達發(fā)電策略改變，單季度業(yè)績愈發(fā)穩(wěn)定。從2025年中報來看，上半 年受來水好轉及新增風光發(fā)電量較多影響，全國性火電公司火電上網(wǎng)電量同比增速 在-7%~-2%左右，與全國范圍火電發(fā)電量同比下降2.4%基本一致；區(qū)域公司中，內(nèi) 蒙華電受所在部分區(qū)域用電需求有限下、新能源裝機容量持續(xù)增加影響電量下降 15.6%，部分區(qū)域公司受裝機投產(chǎn)（浙能電力）影響電量增長接近4%。電價方面， 7家火電公司提出通過市場化交易、搶發(fā)效益電、優(yōu)化報價策略等方式提升度電收入， 盡管電量下降，但度電收入好于預期，即火電弱化發(fā)電價值、強化容量調(diào)節(jié)價值正在體現(xiàn)。

綜合考慮上述變化，我們試圖探討，新形勢下的火電度電收入。我們提出【火電度 電收入=容量電價折度電（容量電價/發(fā)電利用小時數(shù)）+調(diào)節(jié)價格+電量電價】。其 中容量電價政策自2024年1月1日開始實施，其中要求2024-2025年絕大部分地區(qū)對 應容量電價100元/千瓦·年，且提出2026年起提升至165元/千瓦·年，因而容量電 價有確定性提升空間。調(diào)節(jié)價格將由調(diào)節(jié)供需決定，風光發(fā)電量占比持續(xù)提升下， 預計調(diào)節(jié)需求持續(xù)增長，而作為電源測調(diào)節(jié)供給的提供方主要由火電、抽水蓄能、 電化學儲能等構成，關注各個主體投產(chǎn)參與程度。

前文我們提到，觀察到火電公司提出通過市場化交易、搶發(fā)效益電、優(yōu)化報價策略 等方式提升度電收入，電量電價優(yōu)于此前預期，拆分來看我們提出【電量電價=長協(xié) 電價*長協(xié)發(fā)電電量（非簽約電量）+（長協(xié)電價-現(xiàn)貨電價）*長協(xié)簽約電量中交易電 量+現(xiàn)貨電價*現(xiàn)貨電量】構成，其中伴隨交易策略的愈發(fā)靈活，長協(xié)簽約電量中交易 電量部分呈現(xiàn)提升趨勢，伴隨現(xiàn)貨市場的廣泛推行、現(xiàn)貨電量與中長期電量呈現(xiàn)此 消彼長趨勢；電價層面，現(xiàn)貨電價為96個時間段報價（存在峰谷價差），火電在現(xiàn) 貨市場可以通過合約套利以及峰谷策略的方式實現(xiàn)度電電量電價的提升。 因而我們認為，在度電容量電價、輔助電費提升趨勢下，電量電價對火電度電收入 的影響能力在降低；再進一步聚焦電量電價，在中長期交易電量逐步下降的背景下， 年長協(xié)電價（即中長期協(xié)議電價）對電量電價影響能力在下降，未來不必過度博弈 年長協(xié)電價的簽訂情況。