电力行业专题研究：电价拐点或至 煤电一体化估值&业绩迎双击

燃料成本易涨难跌，电力供需结构转好具有持续性，电价拐点或已至。煤价方面，5 月9 日环渤海动力煤（Q5500）市场价已升至832 元/吨，同比上涨189 元/吨；同时秦皇岛港动力煤库存持续处于偏低状态，迎峰度夏临近、高温天气启动、库存整体偏低背景下，煤价仍具备“易涨难跌”特征。电价方面，广东、江苏两个核心用电区域4-5 月现货电价显著上涨，电价对成本和供需变化的传导明显滞后，叠加厄尔尼诺可能导致2026 年夏季西部来水偏弱，以及中长期风速、日照条件变化对绿电供给形成约束，电力供需结构改善并非短期扰动，可能为持续性的价格中枢上移过程。

火电兜底价值凸显，煤电一体化企业无惧煤价波动。2025 年以来煤电发电利用小时跌幅逐步收窄，2026 年3 月为355 小时，同比-1.4%；同时，2026Q1 风电、光伏累计利用率分别降至91.9%和91.2%，较上年进一步回落，消纳压力上升、火电兜底需求增强。2026 年煤电容量电价机制进一步完善，多数省份容量电价标准提高至 165 元/千瓦·年（（ 税，，下同），天津、四川升至231 元/千瓦·年，吉林、甘肃、云南升至330 元/千瓦·年，辽宁提升至370 元/千瓦·年，煤电收益稳定性明显增强。煤电一体化企业，一方面锁定低燃料成本与运输成本，在煤价上涨阶段能够保持更低度电成本；另一方面由于燃料供应更稳定，保供能力强，避免触发容量电费扣减，从而稳定将容量收益转化为现金流。煤电一体化公司、煤电公司和动力煤公司近五年ROE 标准差分别为4.4%、6.9%、9.9%，煤电一体化稳定性最强。

煤电一体化公司估值&业绩迎双击。煤电一体化企业由于燃料成本可控、现金流更稳、在煤价高位时无需被动加杠杆保供，资产负债率和资本开支压力优于传统火电公司。2025 年，华能蒙电、陕西能源、淮河能源资产负债率分别为53%、55%、49%，明显低于火电公司均值；华能蒙电和陕西能源近五年经营性现金流与资本开支差额持续为正，为公司分红奠定现金基础。分红方面，华能蒙电承诺2025-2027 年现金分红比例不低于70%，陕西能源力争保持50%以上，淮河能源承诺2025-2027 年现金分红比例不低于75%，煤电一体化企业红利价值凸显。

陕西能源高自用煤比例保证公司显著低于可比公司的燃料成本。控股在运火电装机11.23GW，全年发电量506.66 亿千瓦时，拥有在运原煤产能2400 万吨/年。公司电力业务在2024-2025 年营收占比均超过70%，依托高比例自用煤2025 年煤电燃料成本仅62.05 亿元，对应度电燃料成本仅0.122 元/千瓦时。

华能蒙电具备“煤电一体化+特高压外送+新能源注入”的复合平台属性。公司可控装机1502.62 万千瓦，其中火电1140 万千瓦、风电297.62 万千瓦、光伏65 万千瓦；2025 年魏家峁煤矿产煤1349.35 万吨，电厂自用288.83 万吨，形成稳定煤电协同。2025 年公司煤炭销售价格降至300.65元/吨，通过电力板块毛利提升稳定公司盈利，对冲板块风险。

淮河能源的弹性来源于资产注入后的平台放大效应。公司2025 年完成重大资产重组后，控股电力装机从324 万千瓦跃升至1200 万千瓦以上，2025 年末在运控股煤电装机已达838 万千瓦；同时丁集、顾北两座煤矿合计千万吨级配套煤炭产能纳入协同体系。

新集能源自有煤覆盖电厂需求，新增装机释放盈利空间。截至2025年末，公司拥有5对生产矿井，合计核定产能2350万吨/年；已投运及在建项目合计控股装机796万千瓦，其中上饶电厂、滁州电厂4台机组已在2026年一季度转入商业运营，六安电厂1号机组亦已于2026 年4 月投运。

国电电力作为国家能源集团控股的全国性电力龙头企业，长协煤占比长期保持94%以上。煤电为公司营收与利润核心支撑，2025 年煤电业务实现盈利98.02 亿元，占企业利润总额71.41%。截至2025 年末，煤机装机规模达8024.9 万千瓦，同期在建火电项目规模345 万千瓦，产能储备充足。