煤价回落窗口开启 把握火电股交易性机会

（原标题：煤价回落窗口开启 把握火电股交易性机会）

动力煤成本在火电营业成本中占比经常超过70%以上，而近期受暖冬需求不足及煤炭供给充足的影响，动力煤价相比上一年同期跌幅明显，这对火电类上市公司的盈利带来正向利好，部分省市电价下跌不大的火电股一季报更是值得期待。

进入2025年2月底，供暖季即将结束，动力煤价格继续回落。截至2月26日，秦皇岛港5500大卡煤价跌至696元/吨，环比前一日下滑12元/吨，同比上年同期下滑231元/吨，年初至今煤炭均价为748元/吨，同比下滑168元/吨。

煤炭价格的持续回落也引发相关行业协会的关注。2月28日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运输协会发布倡议书：为保障煤炭安全稳定供应，维护市场平稳运营，向全行业发出严格执行电煤中长期合同、确保合同履约兑现，有序推动煤炭产量控制、维护生产供需平衡等5条措施。

煤炭价格的大幅急速回落对煤炭的长期供需不利，但目前煤炭价格尚在国家发改委2022年认定的煤炭价格合理期间内，机构认为2025年一季度仍存在一定的回落空间，这对电价下降并不明显的火电上市公司的盈利修复构成利好。

燃料成本回落

这一轮煤炭价格回落在2024年四季度就呈现加速的态势。

公开信息显示，2024年9月23日至12月24日期间，北方港口各类煤价均呈现显著下滑趋势。具体来看，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；而4500大卡煤价跌幅最大，从685元/吨跌至563元/吨。至2025年2月底，港口煤长协价更是跌至每吨700元以下。

更长周期来看，国内秦皇岛港5500大卡煤价自2021年3月底开始快速上涨以来，近四年价格均位于700元/吨之上，当前市场煤价已跌至相对低位水平。从库存水平看，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。

煤炭是关系国际民生的重要初级产品，煤炭成本占火电成本长期维持在70%以上，电力供应和安全事关经济社会发展全局。中国当前实行的是长协价+市场价的双轨制，长协价占主导地位，根据2024年底国家发改委的通知，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%，鼓励根据供需多签、签实。

虽然煤炭行业协会传达了稳定煤炭价格的信号，但即便出现了下跌，当前动力煤价格仍在国家发改委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》（下称“303号文”）范围内。

2021年，由于新冠疫情后的经济复苏及产能瓶颈，1-9月，动力煤价格从年初的600元/吨上升至2500元/吨，此后，保供增产叠加价格审查，动力煤价格回落至1100-1200元/吨。

在经历了2021年煤炭价格的大起大落之后，2022年2月24日，国家发展改革委出台了303号文，强调煤炭价格由市场形成。并会同有关方面综合采取供需衔接、储备吞吐、进出口调节、运输协调等措施，促进煤炭价格在合理区间运行。

在303号文中，发改委认定，从多年市场运行情况看，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，煤炭生产、流通、消费能够保持基本平稳，煤、电上下游产业能够实现较好协同发展。

根据相关定价原则，2025年电煤长协定价由基准价675元/吨（5500大卡动力煤）加浮动价构成，浮动价根据三指数综合确定。此前的2023年及2024年，基准价也市675元/吨（5500大卡动力煤）。

事实上，最近管理部门对煤炭的主旋律依然是稳产增产。2025年2月27日，国家能源局《2025能源工作指导意见》（下称“《意见》”）发布，能源生产要求煤炭稳产增长、原油产量2亿吨以上。中信建投认为，《意见》要求煤炭稳产增产，有助于确保动力煤供给的平稳增长，避免供需紧张导致燃煤成本大幅上涨。目前，国内外动力煤市场价维持下行趋势，有助于火电企业燃料成本的改善，部分燃煤成本弹性较大的煤电企业有望受益。

盈利改善可期

随着动力煤价格的下跌，火电上市公司的盈利从2024年四季度开始就有比较明显的加速修复。

2025年1月25日，央企大唐发电发布公布，预计2024年归属上市公司净利润为42亿元至48亿元，同比增加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出现加速的迹象。

对于2024年业绩预增，大唐发电表示，公司着力统筹燃料、电量“两个市场”，控降燃料成本，抢发效益电量，火电盈利水平同比大幅上涨；受水电来水量影响，水电发电量同比增发，进一步增厚年度利润；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。

此外，另外两家纯火电上市公司也出现类似的特点。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明显加快。从两家区域性火电公告看，煤炭供需改善，燃料成本下降是盈利改善的重要原因。

据机构测算，2025年一季度煤价同比已下降233元/吨，而155元/吨的煤价降幅可覆盖0.03元/度的发电成本，因此煤电企业的盈利改善已成确定性事件。国盛证券认为，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，则在此情况下度电净利润为0.018元。若按照平均50%长协煤比例，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年长协电价已定，各省区煤电长协电价降幅不一。据此推演，大部分火电公司在当前煤价趋势下，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充分。

在原材料价格下降的同时，电价也在下降，不过，每个省份下降冷热不均，这对火电上市公司的影响也会出现分化。

各省份陆续发布 2025 年度市场化电力交易结果，多数能源大省出现较大的下降：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%。但第二用电大省江苏的降幅就小得多，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（天津等）。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。在煤价显著下滑趋势下，天风证券认为 2025 年多数省份火电机组度电盈利有望实现正增长。

从 2024年年中以来，受市场对年度长协电价的担忧持续增加影响，电力板块出现系统性调整，不过，年度长协电价的调整已经是过去式。经过2024年年中以来的调整后，当前火电板块的估值均处于低位，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，均处于破净边缘。从股息角度看，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%，股息回报具备显著吸引力。 

长江证券认为，当前时点电力板块从基本面、估值及市场情绪处于全面改善的左侧，港股作为估值性价比更为突出的方向值得重点关注。