火电板块在2024年走出了先扬后抑的行情。天风证券公用事业年度策略指出，当前时点展望2025年煤电盈利能力，市场的核心预期差集中在煤价和月度电价两个变量。截至12月17日，秦皇岛港Q5500煤价已降至780元/吨，2025年电煤中长期合同签约要求从80%下调至75%，供需趋松格局下煤价仍有下行空间。但江苏、广东年度交易电价分别降至0.4125、0.3919元/千瓦时，电价跌幅正在侵蚀煤价下行的利润红利。
煤价中枢下行趋势确立，长协政策放松释放空间
2024年煤价中枢同比进一步下行。秦皇岛港动力末煤Q5500（考虑1个月库存）全年均价868元/吨，同比下降129元/吨、降幅12.9%。四个季度均价分别为924、852、851、848元/吨，Q1为全年高点、Q2快速下行、Q3Q4环比基本持平。截至12月17日，煤价已降至780元/吨，同比下降170元/吨。
进口煤持续高位运行对国内煤价形成压制。2024年1-11月我国煤及褐煤进口量达4.9亿吨，同比增长14.8%。广州港印尼煤Q3800场地价全年均价576元/吨、同比下降92元/吨，降幅13.7%。国际煤价同步走弱进一步强化了国内煤价下行预期。
2025年电煤中长期合同政策较2024年明显放松。产煤省区和煤炭生产企业签约要求从“不低于自有资源量的80%”下调至“不低于75%”，履约要求从“全年足额完成”调整为“最低不得低于90%”。政策面的边际放松反映出决策层对2025年煤炭市场供需趋松的预判，煤价中枢有望进一步下移。
2024-2025年电煤中长期合同政策关键变化| 对比项 | 2024年 | 2025年 |
|---|
| 产煤省区签约要求 | 不低于自有资源量80% | 不低于自有资源量75% |
| 履约要求 | 全年足额完成履约任务 | 全年原则上足额履约，最低不低于90% |
| 发电企业签约基数 | 2024年全年耗煤量 | 2023年11月-2024年10月国内耗煤量 |
电价端承压：江苏广东年度交易电价同步下行
2025年江苏年度交易总成交电量3282.2亿千瓦时，加权均价412.45元/兆瓦时，同比下降约4分/千瓦时。其中火电成交均价413.15元/兆瓦时、核电409.66元/兆瓦时、风电407.03元/兆瓦时、光伏407.59元/兆瓦时。
广东2025年度交易总成交电量3410.94亿千瓦时，成交均价391.86元/兆瓦时，其中双边协商391.87元/兆瓦时、年度挂牌390.80元/兆瓦时，延续了2022年以来的下行趋势。
电价下行的原因来自供需两端：需求侧，国内产业结构调整背景下传统高耗能用电需求承压；供给侧，新能源装机持续扩张带来的边际发电成本下降正在向终端电价传导。年度长协电价作为月度电价的锚，其走弱意味着2025年火电市场化交易电价中枢大概率跟随下行。
盈利弹性测算：煤价降幅需超150元/吨方能拉动利润
天风证券对火电度电盈利弹性进行了量化测算。在50%长协煤比例的假设下，供电煤耗290克/千瓦时、所得税率25%，煤价每下降25元/吨、电价每提升1分/千瓦时对度电净利的影响呈现明确的交互关系。
煤价降幅与电价跌幅的对冲是决定火电盈利的核心变量。如果煤价降幅不能超过150元/吨，2025年火电度电盈利能力同比提升或较难实现。当前煤价已从年初高点累计下降约150元/吨，但年度长协电价的走弱正在对冲这部分利润增量。
从华能国际2024年前三季度的实际表现看，煤电板块利润总额65.7亿元、同比增长91.2%，度电利润总额从上年同期的1.2分/千瓦时提升至2.4分/千瓦时，Q1-Q3分别为3.1、1.5、2.4分/千瓦时。煤价下行对盈利的改善效果显著，但Q3同比已出现9%的下滑，电价端的压力正在显现。
交易策略与推荐标的
天风证券认为火电板块的机会在于交易煤炭价格超预期下跌。但随着年度长协电价签约落地，市场预期将逐步调整。电力供需格局、煤价走势、年度长协比例及价格等因素将共同决定2025年月度电价表现，进而影响煤电盈利。推荐关注华电国际、申能股份、浙能电力、皖能电力。
