煤电一体化正在成为火电企业穿越周期的最优解。国盛证券研究所报告显示，燃料成本占火电企业总成本60%以上，煤价波动直接决定火电盈利。以100万机组测算，长协煤覆盖率从30%提升至60%时，度电净利润从0.0134元提升至0.0339元，提升153%；覆盖率提升至90%时，度电净利润达0.0501元，较30%覆盖率提升274%。2023年环渤海5500K动力煤均价945元/吨，2024年至今均价875元/吨，同比下跌77元/吨，煤价下行叠加长协比例提升，火电盈利修复空间仍大。中国神华煤炭产量3.25亿吨、发电量2122亿千瓦时、装机4463万千瓦；新集能源煤炭产量1937万吨、发电量104亿千瓦时、装机461万千瓦。煤电联营通过内部煤炭供应保障低燃料成本，熨平煤价波动，实现煤电双赢，长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。
燃料成本是火电盈利的核心变量
燃料成本占火电企业总成本的60%以上，是火电盈利最核心的变量。以国电电力、华能国际、皖能电力、浙能电力等头部火电企业为例，2023年燃料成本占燃料+折旧成本的90%左右（折旧仅约10%）。煤价每波动25元/吨对度电净利润的影响约为0.005-0.01元，在年发电量500亿千瓦时的体量下，对应净利润影响2.5-5亿元。
2021年环渤海5500K动力煤均价1025元/吨，煤电价格传导仅16.6%且执行时间只有三个月，火电板块（中信）归母净利润-102.64亿元，同比下滑324.85%。2022年均价1280元/吨，虽长协“三个100%”落实力度加强，但火电依然大面积亏损。2023年均价回落至945元/吨，大部分火电企业扭亏为盈。2024年至今均价875元/吨，同比下跌77元/吨，火电盈利修复空间仍然可观。
长协煤覆盖率提升的利润弹性
长协煤比例是火电企业盈利差异的核心因素。以100万机组为例，全国平均火电利用小时数4466小时、煤耗290克/千瓦时、5500K市场煤均价945元/吨条件下：长协煤覆盖率30%时度电净利润0.0134元；覆盖率提升至60%时度电净利润0.0339元，利润空间提升153%；覆盖率提升至90%时度电净利润0.0501元，较30%覆盖率提升274%。
长协煤价格按照“基准价+浮动价”机制签订和执行，基准价5500大卡动力煤675元/吨，显著低于市场煤价。长协比例提升直接稳定电厂成本，煤电一体化企业可直接采用内部煤矿，保障高比例长协煤价格兑现。2024年《能源工作指导意见》明确提出“推动煤炭、煤电一体化联营”，政策长期支持叠加成本端稳定性改善，煤电一体化企业优势持续凸显。
煤电一体化模式与核心标的
煤电一体化主要有三种模式。单一业务起步转向煤电联合发展：传统煤炭企业通过收购或建造电厂打通下游产业链（中国神华、新集能源），或火电企业合并煤矿企业稳定原材料供应（陕西能源、内蒙华电、苏能股份）。参股煤矿/电站获取资源支持或投资收益：如国电电力（国家能源集团控股）、淮河能源（淮南矿业集团控股）。
中国神华2023年煤炭产量3.25亿吨、发电量2122.64亿千瓦时、装机4463.4万千瓦，在建及待建机组包括九江电厂（2×100万千瓦）、清远电厂（2×100万千瓦）等，煤电一体化规模行业领先。新集能源煤炭产量1937万吨、发电量103.9亿千瓦时、装机461万千瓦，在建机组包括板集二期（132万千瓦）、上饶电厂（200万千瓦）、滁州电厂（132万千瓦）等，未来装机成长空间达3倍。
煤电联营化解“市场煤”与“计划电”导致的“煤电顶牛”矛盾。若煤价上行，煤电联营可通过内销保障电厂实现相比同业的超额利润；若煤价下行，电力板块利润向上弥补煤炭业务收缩。通过煤电联营熨平波动，实现煤电双赢，长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。
煤电一体化估值修复逻辑
煤电一体化的估值修复逻辑清晰。价格端，2023年煤电容量电价机制出台，形成“容量电价回收固定成本+电量电价回收变动成本+辅助服务回收调节成本”的新机制，火电盈利空间趋于稳定。成本端，长协比例提升直接稳定电厂成本，煤电一体化企业优势在同行业之间持续凸显。政策端，2016年至今国家持续推动煤电联营，2024年能源工作指导意见再次强调推动煤炭、煤电一体化联营。
当前火电板块估值仍处于历史低位。国电电力2024年PE约12倍、浙能电力约10倍、皖能电力约9.8倍，随着煤电一体化盈利稳定性持续验证，估值中枢有望向水电（15-20倍）靠拢。煤电一体化标的兼具高股息（部分企业分红率提升至40%以上）和成长性（在建机组陆续投产），是电力板块中确定性较高的配置方向。
长协煤覆盖率对火电度电净利润敏感性测算| 长协煤覆盖率 | 度电净利润（元） | 较30%覆盖率提升幅度 |
|---|
| 30% | 0.0134 | 基准 |
| 60% | 0.0339 | +153% |
| 90% | 0.0501 | +274% |
