依托集团煤电联营优势，高效火电盈利能力突出。
国内煤炭产能提升叠加进口煤大幅增长，动力煤供需格局改变。2023 年国内煤价呈现 上半年下跌，下半年震荡回升的态势。上半年供需宽松，动力煤价格回落，秦皇岛 5500 大卡动力煤价格从 2023 年年初高点 1219 元/吨下跌至 6 月中旬的低点 751 元/吨， 跌幅达到 38.39%；步入三季度后，供应端扰动叠加非电需求释放，动力煤价格出现低 位反弹。秦皇岛 5500 大卡动力煤价格从前低点 751 元/吨上涨至 10 月的高点 1038 元/ 吨，涨幅 38.22%；2023 年 11 月起，供需逐渐宽松，动力煤价格略有回落，截至 2023 年末，秦皇岛 5500 大卡动力煤价格回落至 921 元/吨。2023 年全年，秦皇岛 5500 大卡动力煤均价为 965 元/吨，同比下降 23.99%。2023 年度，煤炭价格仍高于国 家发改委于 2022 年 2 月发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中明确 的合理区间 570-770 元/吨。 动力煤市场价格震荡下行，电煤中长期合同保障量价，成本端持续改善。根据《关于 做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，2024 年电煤中长期签订价格按照 “基准价＋浮动价 ”价格机制签订和执行，电煤价格基本确定在平稳区间。由于电厂 库存偏高、进口煤炭的冲击、非电需求还未释放等因素带来的煤炭供需变化，导致 2024 年以来动力煤价格持续下降，长期看，煤炭价格将逐步回归至上述合理区间。
煤电单一制电价调整为两部制电价，电价端稳定保障盈利能力。2023 年 11 月，国家 发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知（发改价格〔2023〕 1501 号）》并于 2024 年 1 月 1 日起实施，将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中 电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电 价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑 调节价值。
根据政策，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于 计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容 量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确 定，2024～2025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些， 为 50%左右（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。2026 年起，将各地通过容 量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%，即每年每千瓦 165 元。 根据国家能源局数据，2023 年全国 6000 千瓦及以上电厂火电机组平均利用小时数 4466 小时，以近似值 4500 小时为测算基础得到各省容量电费情况，全国平均容量电费 为 2.6 分/千瓦时，其中，湖南、重庆、四川、青海、云南、广西容量电费水平较高。 随着燃料价格回归合理区间，电量电价会在现有基础上逐步下降至稳定水平，容量电价 会随着煤电对电力系统的支撑调节作用增强会逐渐提升，综合电价将处于行业合理盈利 水平。
2.1 利用率：在运火电装机容量仅次于华能国际、利用小时数高
公司在运火电装机容量在上市公司中排名第二。根据 2023 年公司年报，公司控股火电 装机容量 72.79GW（煤机：燃机=98.5:1.4），其中 60 万千瓦及以上煤电机组 69 台， 占火电总装机容量的 70.46%，100 万千瓦及以上煤电机组 20 台，占火电总装机容量 的 28%。2023 年新增 95.9 万千瓦，主要由于上海庙公司投产 100 万千瓦、邯郸东郊 热电退城进园项目新增 50.4 万千瓦、大同第二发电厂关停 60 万千瓦火电机组。此外， 公司在 2023 年开工火电项目 664 万千瓦。
公司高度重视节能降耗工作，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性 改造“三改联动”，调峰能力、供热能力不断提升，多台机组实现 20%负荷深调能力； 持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。2023 年公 司火力发电机组平均供电煤耗为 294.19 克/千瓦时，较上年下降 0.89 克/千瓦时；发电 厂用电率为 3.96%。 公司火电机组利用效率显著高于其他同类发电企业。2023 年，公司火电利用小时数为 5163 小时，其中，煤机利用小时数为 5210 小时，燃机利用小时数为 1883 小时。近年 由于电源结构变化，导致电力局部性、阶段性供需紧张，火电机组利用率持续提升。 2023 年公司燃煤发电小时数高于另外三家可比火电企业及全国水平。
2.2 成本端：集团煤炭产能市占率高，保障公司燃料供需平稳
煤炭产能持续释放，2023 年入炉标煤单价 934.96 元/吨，同比下降 43.82 元/吨。 2023 年煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控， 通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤 1.84 亿吨，其中长协煤总量 1.74 亿吨，占比 94%，入炉标煤量 1.13 亿吨，入炉标煤单价 934.96 元/吨，同比下降 43.82 元/吨，降幅 4.48%。
国家能源集团煤炭销量市占率高，公司背靠股东具备燃料供应优势。根据 2022 年国家 能源集团可持续发展报告，2022 年集团煤矿产能 6.5 亿吨，煤炭产量突破 6 亿吨，远 高于其他四大发电集团的煤炭产能水平，煤炭产销量占全国约 18%，集团自产煤中长 期合同签约率、兑现率均超 100%。
公司煤炭业务以控参股三家煤炭企业开展，主要对应三座煤矿：同忻煤矿、察哈素煤矿、 黄陵建庄煤矿。2023 年，国电建投察哈素煤矿、晋能控股同忻煤矿、山西煤业黄陵建 庄煤矿归属公司收益分别为-4.89、4.5、2.13 亿元，合计 1.75 亿元，同比下降 90.2%。 导致收入大幅下降的主要原因为是：2022 年对察哈素煤矿计提的煤炭专项整治费用 20.21 亿元于 2023 年 7 月支付，同时察哈素煤矿在 2023 年 9 月初停产办理采矿许可证， 对公司经营业绩产生影响，截至 2023 年底，国电建投公司正在办理煤矿采矿许可证。 为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，提高公司资产质量及盈利 能力，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司，非公开协议转让公司 持有的国电建投 50%股权。
2.3 电价端：聚焦电力负荷中心，发电量及电价水平较高
上网电量方面，2023 年公司火电上网电量 3512.2 亿千瓦时，同比增长 2.76%，占总 上网电量的 81.7%；上网电价方面，2023 年公司煤机上网电价为 461.28 元/兆瓦时， 较去年同期基本持平，燃机上网电价为 898.38 元/兆瓦时，同比下降 3%。
公司火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化 优势区域，发电量及售电价格均处于较高水平。电量方面，公司在江苏、安徽、浙江、 内蒙的火电上网电量占总火电上网电量的 20.7%、15.96%、14.89%、12.66%，其中， 江苏和浙江均属电力受端省，安徽是煤炭储量大、电力供需紧张的送受并举省；电价方 面：除蒙西外，其余地区的燃煤标杆电价均高于 300 元/兆瓦时。按 2023 年各地区火 电上网电价与当地燃煤标杆电价进行比较，除广东地区外，其他地区电价上浮空间 均>=20%。
煤电度电毛利润处于行业领先水平，成本管控及盈利能力突出。2020-2023 年公司煤电 度电毛利润分别为 0.051、-0.002、0.033、0.040 元/千瓦时，在 2021 年燃料成本高增 导致火电企业盈利洼地的环境下，公司度电毛利润小幅亏损，成本管控能力、抗风险能 力明显优于其他可比公司。
