广发证券研究报告创新性地提出燃煤电量电价三因子模型，将影响电价的因素拆解至发电成本（煤价）、电力供需及竞争格局三方面。当前煤价逐步企稳，煤价因子可短期弱化；电力供需偏紧程度是隐藏核心——多省煤电点火价差边际变动与利用小时数呈强正相关；竞争格局作为补充，火电装机集中度高、省属/央企主导的省份更有利于电价形成合力。2024年度电价已基本达到合理化阶段，火电从波动的度电利润走向稳定的单位装机综合利润。
三因子模型的理论框架与历史验证
燃煤电量电价三因子模型将影响电价的因素拆解为发电成本、电力供需及竞争格局三个方面。发电成本以煤价为核心——燃料成本占发电成本60%-80%不等，但近期煤价波动范围显著收窄，叠加电量电价反应燃料成本的施政思路，煤价因子可短期弱化。
电力供需是隐藏核心。研究发现2015-2018年多省煤电点火价差边际变动与其当年利用小时数关联较弱甚至负相关，但与上年利用小时数呈较强正相关性，反映燃煤标杆电价调价机制的滞后性。2024年度广东、江苏、浙江、上海四省/直辖市年度电价对应的预期点火价差与2024上半年预期利用小时数变动呈正相关性，显示电价已基本达到合理化阶段。
竞争格局作为补充因子：跨电源品种看，低成本水电占比高则较难支撑高电价；同电源品种看，煤电发电主体分散亦不利于电价坚挺。从2023年数据看，浙江火电装机CR1达45%（省属平台），上海、安徽、江苏集中于省属+央企平台，山东集中于央企平台，广东CR3仅35%较为分散。
六省三因子比较：谁更占优？
基于三因子模型分析六省电价前景。煤价因子为共同影响，各省差异主要体现在供需和竞争格局。
电力供需方面，江浙沪火电需求向上弹性最大、安徽高位保持。2024Q2全国火电发电量同比-3.3%，但山东受水电关联度低影响省内火电发电量同比+1.0%。用电需求增长核心驱动为产业升级——中游装备制造+上游关键原材料贡献用电增量基本在45%以上，三产电气化亦提升弹性系数。2025年火电利用小时预测显示江浙沪中性、悲观均较2024年改善；安徽中性持平但处高位；广东、山东中性提升但悲观下降。
竞争格局方面，浙江火电CR1达45%（省属平台）集中度最高；上海、安徽、江苏火电装机集中于省属+央企平台；广东火电装机主要集中于省属平台但CR3仅35%较为分散；山东集中于央企平台。火电电量占比方面，上海95%、安徽87%、山东79%、江苏76%、浙江71%、广东73%（核电占17%）。
综合三因子，安徽、江苏、浙江、上海四地电力供需及竞争格局均相对占优，山东竞争格局因子占优，广东未来电力需求有望高增。
三因子模型对电价研究的启示
三因子模型为电价研究提供了系统化框架。第一，年度电价签订不应仅盯煤价，更应关注各省电力供需变化——利用小时数是最直观的供需测度指标。第二，竞争格局是长期变量但影响深远，装机集中度高、股东背景强的省份电价更具支撑。第三，月度电价锚定平均发电成本（含折旧财务费用），现货电价锚定边际用煤成本，两类电价走行区间被单位发电成本和用煤成本曲线间隔。
展望2026年，伴随煤价平稳、容量电价和辅助服务电价推进，火电盈利波动性大幅降低。三因子模型将助力市场更理性地判断长协电价签订预期，弱化短期博弈，关注火电从波动度电利润走向稳定的单位装机综合利润。
六省燃煤电量电价三因子综合对比| 省份/直辖市 | 煤价影响 | 电力供需（利用小时趋势） | 竞争格局（CR1/股东） | 综合判断 |
|---|
| 江苏 | 共同 | 向上弹性大 | 省属+央企 | 占优 |
| 浙江 | 共同 | 向上弹性大 | CR1 45%（省属） | 占优 |
| 上海 | 共同 | 向上弹性大 | 省属+央企 | 占优 |
| 安徽 | 共同 | 高位保持 | 省属+央企 | 占优 |
| 山东 | 共同 | 中性 | 央企集中 | 格局因子占优 |
| 广东 | 共同 | 需求有望高增 | CR3仅35%（分散） | 需求驱动 |
投资启示：关注三因子占优区域的火电标的
三因子模型推演的长周期占优区域为安徽、江苏、浙江、上海，建议关注皖能电力（安徽，供需高位+格局集中）、浙能电力（浙江，CR1 45%+省属平台）、申能股份（上海，火电电量占比95%+省属）、华电国际电力股份H、华能国际电力股份H、华润电力H等。广东电力需求有望高增，关注预期差较大的广州发展。
