动力煤价回落，火电行业迎来新变局

煤周刊讯：进入 2025 年 2 月底，供暖季步入尾声，动力煤市场也随之出现显著变化。动力煤价格持续走低，截至 2 月 26 日，秦皇岛港 5500 大卡煤价已降至 696 元 / 吨，环比前一日下滑 12 元 / 吨，与上年同期相比更是大幅下滑 231 元 / 吨。年初至今，煤炭均价为 748 元 / 吨，同比下滑 168 元 / 吨。这一系列数据直观地展现了动力煤价格的下行趋势。

煤炭价格的持续回落引发了行业协会的高度关注。2 月 28 日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运输协会迅速发布倡议书，旨在保障煤炭安全稳定供应，维护市场平稳运营。倡议书向全行业提出严格执行电煤中长期合同、确保合同履约兑现，以及有序推动煤炭产量控制、维护生产供需平衡等 5 条关键措施。

尽管煤炭价格的大幅急速回落可能对煤炭长期供需产生不利影响，但值得注意的是，目前动力煤价格仍处于国家发改委 2022 年认定的合理区间内。众多机构分析认为，2025 年一季度动力煤价格仍有一定回落空间，这对于电价下降并不明显的火电上市公司而言，无疑是盈利修复的重大利好。

回顾这一轮煤炭价格的回落历程，自 2024 年四季度起便呈现加速态势。从公开信息可知，在 2024 年 9 月 23 日至 12 月 24 日期间，北方港口各类煤价均显著下滑。5500 大卡的煤价从 870 元 / 吨跌至 767 元 / 吨；5000 大卡煤价从 773 元 / 吨降至 666 元 / 吨；4500 大卡煤价降幅最大，从 685 元 / 吨跌至 563 元 / 吨。到了 2025 年 2 月底，港口煤长协价更是跌破每吨 700 元。

从更长的时间周期来看，国内秦皇岛港 5500 大卡煤价自 2021 年 3 月底开始快速上涨，近四年价格均维持在 700 元 / 吨以上，而当前市场煤价已处于相对低位。从库存方面来看，当前主流港口库存约 7499 万吨，电厂库存约 1.06 亿吨，均处于近 3 年高位。

煤炭作为关系国计民生的重要初级产品，其成本在火电成本中占比长期维持在 70% 以上，电力供应和安全更是关乎经济社会发展全局。目前，我国实行长协价与市场价并行的双轨制，且长协价占据主导地位。根据 2024 年底国家发改委通知，各省区市和中央发电企业合同签订量不低于签约需求的 80%，鼓励依据供需情况多签、签实。尽管煤炭行业协会积极传达稳定煤炭价格的信号，但即便价格有所下跌，当前动力煤价格依然符合国家发改委 2022 年出台的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（即 “303 号文”）要求。

在 2021 年，受新冠疫情后经济复苏及产能瓶颈影响，1 - 9 月动力煤价格从年初的 600 元 / 吨飙升至 2500 元 / 吨。随后，保供增产以及价格审查等措施促使动力煤价格回落至 1100 - 1200 元 / 吨。在经历了 2021 年煤炭价格的剧烈波动后，2022 年 2 月 24 日，国家发展改革委出台 “303 号文”，明确强调煤炭价格由市场形成，并会同有关方面综合运用供需衔接、储备吞吐、进出口调节、运输协调等多种手段，推动煤炭价格在合理区间运行。在该文件中，发改委认定近期阶段秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格每吨 570 - 770 元（含税）较为合理，在此价格区间内，煤炭生产、流通、消费能够保持基本平稳，煤、电上下游产业也能实现良好协同发展。

依据相关定价原则，2025 年电煤长协定价由基准价 675 元 / 吨（5500 大卡动力煤）加上浮动价构成，浮动价根据三指数综合确定。值得一提的是，2023 年及 2024 年的基准价同样为 675 元 / 吨（5500 大卡动力煤）。事实上，近期管理部门对于煤炭的政策导向依旧是稳产增产。2025 年 2 月 27 日，国家能源局发布《2025 能源工作指导意见》，在能源生产方面明确要求煤炭稳产增长、原油产量达到 2 亿吨以上。中信建投分析指出，该意见要求煤炭稳产增产，有助于保障动力煤供给平稳增长，避免因供需紧张导致燃煤成本大幅上涨。当前，国内外动力煤市场价持续下行，这对火电企业燃料成本的改善极为有利，部分燃煤成本弹性较大的煤电企业有望从中受益。

随着动力煤价格的下跌，火电上市公司的盈利状况从 2024 年四季度开始出现明显加速修复。2025 年 1 月 25 日，央企大唐发电发布公告，预计 2024 年归属上市公司净利润为 42 亿元至 48 亿元，同比增长 208% 至 252%。2024 年前三季度，大唐发电营收和归属净利润分别为 909.86 亿元和 44.29 亿元，同比分别增长 0.4% 和 56.22%，公司四季度单季盈利同比增速加快。对于 2024 年业绩预增，大唐发电表示，公司通过统筹燃料、电量 “两个市场”，有效控降燃料成本，积极抢发效益电量，使得火电盈利水平同比大幅提升；同时，受水电来水量影响，水电发电量同比增加，进一步增厚年度利润；此外，绿色低碳转型成果显著，清洁能源装机规模持续扩大、效益稳步增长。

除大唐发电外，另外两家纯火电上市公司也呈现出类似特点。皖能电力 2024 年前三季度营收和净利润分别为 225.41 亿元、15.82 亿元，同比增长 11.52% 和 21.29%，公司预计 2024 年全年归母净利润为 20 亿 - 22.5 亿元，同比增长 39.41% 至 59.4%。建投能源 2024 年前三季度营收和净利润分别为 157.71 亿元和 4.36 亿元，同比分别增长 18.86% 和 92.52%，公司预计 2024 年实现归属上市公司股东净利润为 5.2 亿元，同比增长 175.68%，其四季度净利润增速同样明显加快。从这两家区域性火电公司的公告可以看出，煤炭供需改善、燃料成本下降是盈利改善的关键因素。

据机构测算，2025 年一季度煤价同比已下降 233 元 / 吨，而 155 元 / 吨的煤价降幅即可覆盖 0.03 元 / 度的发电成本，由此可见，煤电企业的盈利改善已成定局。国盛证券研究表明，按照 2024 年煤价估算，5500 大卡长协煤价 762 元 / 吨，市场煤价格 860 元 / 吨时，度电净利润为 0.018 元。若按照平均 50% 长协煤比例计算，可对冲约 2 分电价下滑空间，对应市场煤价降幅 105 元 / 吨左右。2025 年长协电价已确定，各省区煤电长协电价降幅各不相同。据此推断，在当前煤价趋势下，大部分火电公司若电价下滑在 2 分以内，2025 年度度电盈利仍有望提升，一季度单季盈利弹性较大。

然而，在原材料价格下降的同时，电价也出现了下降情况，且各省份下降幅度差异较大，这对火电上市公司的影响也不尽相同。各省份陆续公布 2025 年度市场化电力交易结果，多数能源大省电价下降幅度较大。以第一用电大省广东为例，其 2025 年度交易总成交电量 3410.94 亿千瓦时，同比增长 32.1%；成交均价 391.86 元 / 兆瓦时，同比下降约 74 元 / 兆瓦时，降幅约为 15.84%，较广东省燃煤基准电价下浮约 13.5%。而第二用电大省江苏的降幅则相对较小，其年度交易总成交电量 3282.2 亿千瓦时，同比下降 8.99%；加权均价 412.45 元 / 兆瓦时，同比下降 40.49 元 / 兆瓦时，降幅约为 8.94%，较江苏省基准电价上浮 5.49%。从 2025 年度电力交易结果来看，内陆省份电价降幅相对较低，根据飔合科技数据，华北（京津冀、山东、山西等）、东北（黑龙江、辽宁、蒙东等）、西北（甘肃、宁夏、新疆等）区域电价降幅基本均在 1 分以内，部分地区甚至出现正增长（如天津）。部分沿海区域电价降幅相对较大，其中，广东省年度双边交易电价降低约 7 分，浙江、江苏年度交易均价分别降低约 5 分、4 分。尽管电价存在下降情况，但在煤价显著下滑的趋势下，天风证券认为 2025 年多数省份火电机组度电盈利仍有望实现正增长。

自 2024 年年中以来，受市场对年度长协电价担忧加剧的影响，电力板块出现系统性调整。不过，年度长协电价的调整已成为过去式。经过 2024 年年中以来的调整，当前火电板块的估值处于低位。截至 2 月 26 日，华电国际 H、华润电力、中国电力、华能国际 H 的市净率分别为 0.94 倍、1.03 倍、0.62 倍和 1.05 倍，均接近破净水平。从股息角度来看，按 2024 年预期业绩以及 2 月 26 日收盘价测算，上述四家公司预期股息率将分别达到 5.83%、6.16%、6.75% 和 5.80%，股息回报具有显著吸引力。长江证券认为，当前电力板块在基本面、估值及市场情绪等方面正处于全面改善的初期阶段，港股由于其估值性价比更为突出，值得投资者重点关注。

动力煤价格的回落正在重塑火电行业格局，火电企业面临着机遇与挑战并存的新局面。投资者需密切关注煤价、电价动态以及行业政策变化，以便把握投资机会。（韩一凡）