公用事业属性大方向演进。
2024 年动力煤价格呈震荡下行走势，价格降幅较 2023 年有所下降。2024 年秦港5500大卡动力煤均价较 23 年下降 12%；2024 年 1-11 月进口动力煤均价录得93 美元/吨，同比降14.89%（对应降幅 16.34 美元/吨）。供给端来看，2024 年动力煤国内供给先降后增，其中2024年1-5月，山西安监影响下国内动力煤供给收缩；6 月起山西安监趋于常态化，国内动力煤供给相对回升。进口方面，由于国内外价差缺口持续，1-11 月动力煤进口量同比增长14%。
2025 年动力煤价格中枢仍有小幅下降预期，大幅波动可能性较小。供需层面，2024年动力煤供需偏松，宽松形势较 2023 年收缩，2025 年进口长协签订增长预期不强，因此进口总量预计不会有太大的增长，预计 2025 年供给增量或来自疆煤，供需进一步宽松可能性较小。价格变化方面，由于增量大部分来自相对较远的新疆产区，因此预计价格会在750-850元/吨区间形成较为明显支撑。
煤电一体化运营可以理顺产业链，熨平煤价及电价的波动，符合产业链发展的最终规律。燃煤成本作为火电最重要的成本高达 70%以上，而过去“市场煤、计划电”背景下因此煤企与电企在发展历史中长期存在的关系。为解决这一矛盾，有关部门不得不通过加强煤电价格联动等方式多次进行外部调控，且电价不能对于煤价进行完全有效传导，宏观层面影响各环节效率。而煤电联营是通过产业一体化的方式从内部化解煤电盈利矛盾。当煤炭价格波动较大时，煤电一体化企业能够通过内部资源调配，平衡煤炭与电力业务的收益，减少因价格波动带来的单方面损失。对于煤企，煤价下行时布局电厂同样可以增厚利润。
政策暖风促煤电联营。2023 年 1 月，国家发改委提出持续推进国有经济布局优化和结构调整，推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”；2024 年3 月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，提出推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性和调节性煤电项目。
拥有煤炭资源的企业参与煤电新项目或者市场整合的力度和积极性近年来明显增强。目前上市公司中已开展煤电一体化布局的有中国神华、国电电力、新集能源、淮河能源、陕西煤业、内蒙华电、电投能源等：
新集能源：公司为国资委下控股央企。公司控股子公司利辛电厂二期2×660MW超超临界二次再热燃煤发电项目分别于 2024 年 8 月 31 日、9 月30 日完成168小时满负荷试运行，转入商业化运营。投产后预计年发电量 66 亿千瓦时，将进一步提升公司煤电一体化优势及发电规模。目前公司已投产煤电装机为332 万千瓦，目前上饶电厂（2*1000MW）、滁州电厂（2*660MW）、六安电厂（2*660MW）在建，后续装机量提升空间大。随着后续煤电项目建成投运，公司煤炭产能和电力装机将逐步提升，煤电一体化的协同优势得到充分发挥，进一步提高公司的盈利能力和抗风险能力。
淮河能源：公司为淮南矿业下属煤电一体化平台。母公司淮南矿业为安徽省煤炭及电力龙头，为避免同业竞争，2016 年淮南矿业承诺将以上市公司淮河能源为其下属从事能源业务进入资本市场的资本运作平台，目前集团仍有大量煤炭、电力资产，淮河能源于 24 年 12 月 17 日公布正在筹划通过定增和现金方式收购集团下属子公司淮河电力 89.30%的股权，若收购成功则公司业绩或将阶梯性增长。目前公司全资电厂包括潘集电厂一期、顾桥电厂、潘三电厂，参股电厂包括田集电厂一期、二期，未来潘集电厂二期等预计将陆续投产。
陕西煤业：公司 12 月 7 日发布《关于收购陕煤电力集团有限公司股权暨关联交易的公告》，拟通过非公开协议方式现金收购陕煤集团持有陕煤电力集团88.6525%股权，股权价格为 156.95 亿元；拟收购资产的盈利能力较好，收购完成后有助于进一步增厚公司业绩，平抑受煤价波动带来的公司业绩的震荡，有助于提升公司估值水平。收购电力资产是公司打造“煤电一体化”运营模式的重要举措，也符合公司的实际经营需要和战略发展方向，能够进一步减少关联交易、增加营业收入、延伸煤炭主业产业链，促进公司高质量发展。 中国神华、淮河能源、新集能源均仍有较大规模在建及待建项目，占在运项目比重分别为 24%、132%、75%。
煤电一体化布局企业 ROE 中枢较非一体化企业偏高且波动较小。我们选取上述煤电一体化企业以及非煤电联营公司华电国际、华能国际、粤电力、大唐发电ROE 进行统计，后者ROE中枢低于前者，且在 2021 年煤价涨幅较大背景下，煤电联营企业ROE 影响较小，长期来看可保持较为稳定的盈利能力。
辅助服务细则持续规范，各地区实行差异化定价。2024 年2 月国家发改委、国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，明确调频里程出清价格上限不超过每千瓦 0.015 元，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。由于各地地理条件、电力供应结构及市场化程度不同，导致辅助服务定价机制差异较大。目前南网经营区域以及国网经营区大部分省份均已开展调频辅助服务。
我国辅助服务收入规模持续增长，调峰费用占据主要份额。2023 年上半年，我国电力辅助服务费用共 278 亿元，与 2019 年全年辅助服务费用 130.31 亿元相比提升113%；火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%；其中调峰补偿占比为 60%，较2019 年上半年显著提升21.6个百分点，调频补偿占 19.4%。
目前我国辅助服务对电力收入贡献仍然较低且显著低于欧美国家，未来或有较大提升空间。2023 年上半年，我国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费1.9%，较2019年上半年提升 0.43 个百分点，但较欧美成熟市场仍然较低。以美国和英国为例，2015 年美国PJM电力市场的辅助服务费用占比电量费比例为2.5%，同年英国高达8%（可再生能源装机占比为27%）。我国各地区辅助服务细则仍处于探索试行阶段，对于补偿电价标准以及煤电机组调峰补偿的运行容量区间等合理性仍在不断改进。未来随着风电及光伏装机量及电量增长以及机制的不断改进，预计长期我国辅助服务收入规模将持续提升，占比或超过欧美主流国家。
容量电价逐步落实，后续补偿比例将逐步提升。容量电价政策是指煤电企业按照其发电能力（即容量）收取的费用，确保其即使在不发电或发电较少时也能获得一定的收入，以支持其持续运营和电力系统稳定。国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》，确定在2024年 1 月 1 日起实施容量电价机制。容量电价机制的核心是两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，而容量电价则根据煤电机组的固定成本按一定比例给予补偿。机制实施范围适用于合规在运的公用煤电机组；对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。《通知》明确 2024 至 2025 年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为 30%左右即每年每千瓦 100 元，部分煤电功能转型较快的地方（四川、云南等地）适当高一些，为 50%左右；从 2026 年开始，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，即每年每千瓦 165 元。
不考虑新增装机及容量电价新的调整情况下，我们测算2024-2025 年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到 1792 亿元。（关于容量电价详细计算及分析请参考前期深度报告《容量电价半年考及火电板块影响测算》）主要依据及假设为：（1）容量电价水平；2024-2025 年，云南、湖南、河南、重庆、广西、四川、青海七省容量电价回收的固定成本比例为 50%，计 165 元/千瓦；其余省份为30%，计100元/千瓦；2026 年以后，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%，新能源比例较大的为 70%，假设 70%的省份仍为上述七省，计 231 元/千瓦；其余省份为165 元/千瓦。（2）煤电机组适用率；煤电容量电价适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、不符合规定或不满足能耗、环保及灵活调节能力的机组不执行容量电价机制。假设各省在运机组平均适用容量电价的适用率 90%， （3）煤电机组最大出力；煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，假设最大出力按额定容量的 100%。按照各省煤电容量电价水平及煤电装机容量（按容量电价适用率90%）测算，2024-2025年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到1792 亿元以上（不考虑煤电装机变动情况，以及按 70%固定投资回收的省份数量增加）。
短期内容量电费收入占煤电机组收入的比例相对较低。当前我国煤电交易基准价平均值为371.68 元/兆瓦时，2023 年我国煤电机组装机量 11.6 亿千瓦，煤电平均利用小时数4685小时，简单测算煤电发电量约 5.46 万亿千瓦时，不考虑电厂自用及输电损耗，假设全部煤电电量上网销售，按照煤电交易基准价上浮 20%测算，则 2023 年煤电机组电量电费总收入约24340亿元，即假设电量不变的情况下，2024-2025 年煤电机组容量电费收入是2023 年煤电机组全部电量电费收入的 4.61%，煤电装机不变且容量电价不变的情况下，2026 年煤电机组容量电费收入约为 2023 年全部煤电机组电量电费收入的 7.36%。 新型电力市场推进下火电企业盈利模式发生转变，盈利稳定性增加或带动估值提升。过去火电收入仅由电量电价收入决定，即收入=装机容量×利用小时数×电价，火电机组的利润主要依赖于煤价和电价的差价，但由于煤价的波动性和电价的相对稳定性，火电企业的盈利能力呈现出较强的周期性，因此火电板块 PB 均值常年低于具备较强公用事业性的水电以及核电板块。而现在火电收入增加辅助服务及容量电价，商业模式对于电价以及动力煤价格的敏感程度降低，有助于提高火电企业盈利稳定性，从而提升其公用事业性，带动估值提升。
