国金证券电力行业培训报告显示，火电行业正迎来燃料成本改善与电价机制完善的双重利好。2025年市场煤价中枢预计继续下移至750-770元/吨区间，燃料成本下行约可覆盖25年电量电价降幅3分/kWh。容量电价机制的出台为火电企业回收合理回报提供了制度保障，行业盈利稳定性有望持续改善。
火电成本结构与业绩驱动因子
火电行业具有固定成本低、变动成本高的显著特征，燃料成本占比高达七成以上。以华电国际为例，2023年燃料成本占火电业务营业成本约87%。电价和燃料价格构成了火电业绩的主要催化剂。
在传统电力系统中，电厂发电量以"计划"方式核定。即便电力市场化改革后燃煤电量市场化交易比例大幅提升，但中长期电量占比仍然较高。煤炭、天然气价格市场化程度高，火电企业在煤价上涨时仍存在成本传导不畅的问题，业绩弹性主要来自燃料成本波动。
2025年煤价中枢研判
国金证券预计2025年市场煤价中枢约750-770元/吨，较2024年继续下移。增产保供政策指引下，4Q21以来存量煤矿产能核增、露天煤矿临时用地批复持续推进，到2023年中国煤炭供应自主保障能力已显著提升。
从产能利用率看，1-3Q24煤炭开采和洗选行业产能利用率较2022、2023年同期明显下降，但1-9M24原煤累计产量仍然增长了0.9%。历史上看，11月煤价高点及次年淡季煤价低点决定次年煤价中枢。2024年10月动力煤市场价上行至865元/吨后止涨，结合市场煤价低于长协价后电煤长协履约存在困难的实际情况，预计2025年煤价中枢约750-770元/吨。
成本疏导机制持续完善
煤电业绩本质上是"计划电与市场煤"矛盾下对煤炭周期性的映射。电力作为民生必需品，售价在中国长期受到严格管控。即便"1439号文"出台后，燃煤发电量中长期电价的浮动区间也仅放宽至上下不超过20%。
平抑这种波动性的方法在于：从成本端控制煤价波动性，以及在销售端将燃料成本上涨向下疏导。2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》出台，设立了体现煤电对电力系统支撑调节价值的价格机制。2025年各省区年度电价长协已出炉，上海、山东、湖北、河北、安徽等地降幅在2分/kWh以内。
燃料成本下行对火电盈利的提振
表：2024-2025年火电度电燃料成本测算| 指标 | 2024年 | 2025年（预测） |
|---|
| 供电煤耗（g/kWh） | 305.8 | 306.8 |
| 市场煤价（元/吨） | 860 | 750-770 |
| 市场煤占比 | 100% | 100% |
| 度电燃料成本（元/度） | 0.335 | 0.305 |
基于2025年市场煤价中枢下降约50元/吨的假设，燃料成本下行所能覆盖的25年电量电价降幅约在3分/kWh。2025年各省区年度电价长协降幅普遍在2分/kWh以内，意味着火电企业的度电利润空间有望边际改善。煤电容量电价机制的长效运行将进一步增强火电企业盈利稳定性。
