煤电燃料成本占比 60%以上，煤价波动业绩敏感。
煤电一体化主要模式：（1）单一业务起步，转向煤电联合发展。在该模式下，企业从单一的煤炭、煤电业务向 煤电联营转型。一是传统煤炭企业通过收购或建造电厂，从而打通下游产业链，实现业 务整合，如：中国神华、新集能源。二是火电企业为了稳定煤炭原材料供应，合并煤矿 企业，以期实现一体化经营，如：陕西能源、内蒙华电、苏能股份。
（2）参股煤矿/电站，获取煤炭资源支持/获得电力投资收益。该类型煤电企业由于其 所属公司同时持有煤矿资产，公司可以优先享受集团控股的关联煤矿企业供煤，保障其 货源稳定，降低成本端价格风险。如：国电电力（由国家能源集团控股）、淮河能源（由 淮南矿业集团控股）。
煤电燃料成本占比 60%以上，煤价波动业绩敏感。近年燃料成本在火电企业总成本占 比基本在 60%以上，在不考虑电价端情况下，火电作为成本敏感性资产，煤价波动直接 影响火电业绩。2021 年/2022 年环渤海 5500K 动力煤市场均价分别为 1025 元/吨和 1280 元/吨，煤价高位运行，导致大部分火电企业业承压亏损，2021 年由于入厂标煤单价涨 幅超 60%，煤电价格传导仅 16.6%且执行时间只有三个月，煤电比价关系严重扭曲，煤 电板块陷入全面亏损，火电板块（中信）实现归母净利-102.64 亿元，同比下滑 324.85%。 2022 年全国长协电价基本按照 20%顶格上浮，且电煤中长期合同“三个 100%”落实力 度加强，但对煤价居高不下的压力缓解有限，火电板块依然大面积亏损。2023 年环渤海 5500k 动力煤市场价全年均价回落至 945 元/吨，截至 2024 年 7 月，火电板块实现归母 净利 704.42 亿元，同比提升 349.31%。2023 年大部分火电企业扭亏，但是成本压力依 然存在，2024 年至今（截至 2024.8.5）环渤海 5500k 动力煤价均价为 875 元/吨，同比 去年同期均价下跌 77 元/吨，考虑到汛期水电挤出效应持续，后续仍有较大修复空间。
煤电联营熨平成本影响，煤、电双赢稳健低波。煤电一体化通过相互参股、长期稳定协 议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合，保障内部电厂 低价煤炭比例，有效减少波动风险。2016 至 2019 年，国家发改委先后发布《关于发展 煤电联营的指导意见》《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》《关于加大政 策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，鼓励大型动力煤炭企业和火电企业加快实 施煤电联营。2023 年 1 月，国家发改委再次在例行新闻发布会上强调推进煤炭与煤电、 煤电与新能源“两个联营”。政策长期支持叠加煤电两端稳定性改善，煤电一体化企业估 值有望持续修复。
以一台 100 万机组为例，按照全国平均火电利用小时数 4466 小时，煤耗 290 克/千瓦时 计算，在 2023 年 5500k 市场煤价格均价 945 元/吨条件下，若长协煤覆盖比例为 30% （按照 760 元/吨兑现），度电净利润为 0.0134 元；若长协煤覆盖比例提升至 60%，则 实现度电净利润 0.0339 元，提升 153%利润空间；若长协煤覆盖比例提高至 90%，则 实现度电净利润 0.0501 元，较 30%覆盖率情况提升 274%。
长协煤控成本，电改稳电价，长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。随着新 能源建设的不断推进，火电调峰补缺的调节性作用愈发凸显，长期向不可或缺的灵活性 电源转型。电价端，2023 年煤电容量电价机制出台，初步形成了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煤电价格新机制，推动火电盈利空间 趋于稳定。成本端，电煤长协价按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，基准价 5500 大卡动力煤 675 元/吨。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，在同行业之间优势凸显。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。化解历史中“市场煤” 与“计划电”导致的“煤电顶牛”矛盾。长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修 复。
