开源证券研报指出，火电行业盈利正进入系统性改善通道。2023年火电全面扭亏，2024年前三季度归母净利润614.01亿元（+12.1%），毛利率15.0%（+1.9pct）。容量电价机制落地将火电备用容量的可靠性价值从电价中拆分，辅助服务市场完善灵活性价值传导，叠加煤价中枢下移，火电盈利能力有望持续修复。
容量电价——拆分可靠性价值，固定成本托底
2023年国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起对煤电实行两部制电价政策。火电收入模式由“单一电量电费”转变为“电量电费+容量电费”。2024年1-9月各省代理购电价格+煤电容量电价平均值425.58元/兆瓦时，较2023年同期代理购电价格下降2.4%。容量电费将火电机组备用容量的可靠性价值从电价中拆分出来，有效托底火电固定成本回收。未来容量市场机制有望进一步深化，具备条件地区将试点建立容量市场。
辅助服务——灵活性价值变现通道打通
电力辅助服务市场基本实现全国覆盖，2024年10月《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》出台，初步提出调峰、调频、备用、爬坡等服务价格形成与传导机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间分项参数加权平均确定，原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过0.015元/kW。备用服务价格上限原则上不超过当地电能量市场价格上限。辅助服务市场按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，有望将火电灵活性价值从电能量市场中拆分出来，增厚火电边际收益。
煤价回落+煤耗上升——成本端压力缓解
2021-2022年煤炭价格屡创历史新高，火电行业陷入全行业亏损。2024年前三季度环渤海动力煤平均价格718.54元/吨（同比-0.9%），成本端压力持续缓解。煤电利用小时数2023年达4466小时（2015年以来新高），反映火电在电力系统中保供地位仍稳固。2023年全口径煤电供电煤耗首次“不降反升”至305.8克/千瓦时（+0.8%），因煤电逐渐转向调节为主的运行状态。火电盈利能力已从底部显著修复，2024前三季度毛利率15.0%（+1.9pct），净利率6.6%（+0.8pct）。
表格：
火电行业盈利能力核心指标变化（2021-2024Q3）| 指标 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024Q3 |
|---|
| 环渤海动力煤均价（元/吨） | ~900+ | ~800 | ~725 | 718.54 |
| 火电归母净利润（亿元） | 大幅亏损 | 亏损收窄 | 全面扭亏 | 614（+12.1%） |
| 火电行业毛利率 | ~6% | ~8% | ~12% | 15.0% |
| 火电行业净利率 | 负 | ~1% | ~5% | 6.6% |
