国联证券：电改将加速火电公用事业化 关注煤电转向综合收益

国联证券发布研报称，“1439”号文提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，煤电上网电价步入市场化交易阶段，煤电机组收益步入综合收益阶段。目前煤电收益可分为三部分即电量收入、容量收入、辅助服务收入，其中电量收入回收燃料成本，容量收入回收折旧等固定成本，辅助服务收入体现煤电调节价值。据测算，2024-2025年全国煤电容量电价平均水平约为0.0245元/kWh，2026年起全国平均水平约为0.0386元/kWh，固定成本回收比例逐步提升，煤电稳定利润有望逐步提升，经营稳定性逻辑进一步强化。

国联证券主要观点如下：

复盘煤价：伴随电改逐步市场化

“1439”号文提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，煤电上网电价步入市场化交易阶段，煤电机组收益步入综合收益阶段。煤电联动机制存在明显错位，自2005年5月至2017年7月，燃煤标杆上网电价共经历12次调整，其中只有8次实行了纯粹的煤电联动调节机制，整体来看，电价变动还是依靠政府定价，存在价格调整不及时、不到位问题。

全面实行市场化交易：中长期为压舱石，现货为风向标

当前煤电上网均为市场化电量，依据交易期限可以分为中长期市场和现货市场，中长期方面，江苏2024年年度双边交易电价略有下降至0.453元/kWh，相对基准价上浮15.82%，现货市场方面，2024Q1/2024Q2/2024Q3，广东现货市场电价同比分别降低0.027/0.139/0.039元/kWh。山东现货市场电价同比分别降低0.110/0.071/0.020元/kWh。2024年中长期及现货市场电价有所降低，一方面2024年执行电价容量电价政策，另一方面或与煤价成本降低，煤企报价有关。

电量、容量、辅助服务三部分构筑煤电收益

煤电收益可分为三部分即电量收入、容量收入、辅助服务收入，其中电量收入回收燃料成本，容量收入回收折旧等固定成本，辅助服务收入体现煤电调节价值。

2024M1-M9全社会用电量累计同比为+7.9%，用电量需求高增或保证电源侧利用小时数问题。据国联证券测算，2024-2025年全国煤电容量电价平均水平约为0.0245元/kWh，2026年起全国平均水平约为0.0386元/kWh，固定成本回收比例逐步提升，煤电稳定利润有望逐步提升，经营稳定性逻辑进一步强化。

以煤定价转向供需定价，煤电利润或持稳

国联证券认为，当前煤电电量均为市场化交易，报价一方面考虑本身度电成本，另一方面则由市场客户供需定价，当煤价在电厂盈亏平衡线下，火电盈利为正向，火电股和煤价“剪刀差”走势趋弱，同时煤炭企业积极转型参股火电，火电股和煤炭股走势“剪刀差”或将收窄，远期来看火电有望达成稳定盈利。

考虑煤炭成本降低，保持度电利润，煤电报价降幅有限煤电步入市场化交易阶段，国联证券认为，火电厂报价或会保障合理利润基础上进行报价，假设煤机度电净利润约0.02元/kWh，若考虑煤价降低因素报价，则煤价降低至860元/吨时(同比降低约12.24%)，此时若保障度电利润为0.02元/kWh，则上网电价最低报价为0.430元/kWh，报价降低空间约0.025元/kWh(电价降幅约5.5%)。若电价降低至0.410元/kWh左右，(电价降低0.045元/kWh，降幅约9.89%)，则煤电企业处于盈亏平衡线上，以报价策略角度来看煤价报价降幅或有限。

投资建议：电改将加速火电公用事业化，拥有优质火电运营资产龙头企业将充分受益，建议关注华能国际(600011.SH)、宝新能源(000690.SZ)、皖能电力(000543.SZ)、浙能电力(600023.SH)等。

风险提示：煤价波动，市场化电价价格波动，火电机组建设不及预期，模型假设风险。