2024年动力煤价格同比下降约115元/吨，火电企业成本持续改善。西南证券研报指出，进口煤前11月增长14.3%，港口库存同比+20.5%，供需格局宽松延续。展望2025年，煤价中枢延续向下趋势，火电成本改善确定性高。与此同时，容量电价机制自2024年1月起实施，辅助服务收入持续推进，火电利润结构从“高波动周期股”向“准公用事业”价值重估，火电板块PE仅9-12倍，配置价值凸显。

2024年原煤产量整体稳定，上半年山西煤矿三超和隐蔽工作面专项整治导致全国原煤产量同比下滑，但蒙/陕/新三省维持增长趋势，截至11月晋/蒙/陕/新原煤产量累计同比分别-7.3%/+5.2%/+2.1%/+19.4%，全国原煤产量累计同比+2.0%。

进口煤持续高增是供给宽松的关键变量。基于澳煤进口放开及全球煤炭供需阶段性宽松影响，前11月全国进口动力煤3.7亿吨（同比+14.3%）。港口库存方面，2024年CCTD主流港口全年平均库存达6549万吨（同比+20.5%），全年港口库存水平持续高位。电厂库存同样维持高位，南方电厂平均库存3457万吨（同比+15.7%），重点企业库存天数23.2天（较2023年+3.7天）。高库存有效压制煤价上行空间。

受来水影响，2024年上半年水电发电量大幅增长（Q2/Q3分别同比+38%/+10%），挤压火电出力，Q2火电发电量同比-3.1%。但9月来水转弱后火电发电量同比+10%，火力发电韧性凸显。电力消费峰值期间出现后移，主要系高温天气持续时间较长。

非电需求分化明显。受益于煤化工行业产能建设，化工用煤需求持续增长，2024年1-11月化工行业动力煤消费量达2.63亿吨（同比+15.4%）。建材、冶金行业由于房地产复苏较弱，用煤需求同比下滑。综合看，电煤需求韧性支撑煤炭需求基本盘，非电需求分化但总体需求仍具韧性。

2024年1月起煤电容量电价机制实施。过去市场将火电视为与煤价挂钩的周期股，ROE受煤电周期影响波动较大。容量电价改善火电利润结构，保障部分稳定利润，火电从“周期股”向“准公用事业”价值重估。

辅助服务收入持续推进，火电灵活性价值被挖掘。伴随新能源装机增长，辅助服务需求提升，未来火电作为灵活调节型电源，尽管发电利用小时呈下滑趋势，但辅助服务小时有望持续增长，带动火电收入由发电收益转向辅助服务收益，盈利稳定性进一步提升。

展望2025年，火电在三个核心要素上都有望出现积极因素：电量端，考虑火电在系统中的需求刚性及水电发电因素，预计火电利用小时数稳定向上；电价端，考虑容量电价及辅助服务需求的提升，长期看火电综合电价水平大概率向上；成本端，预计煤价中枢延续2024年趋势向下，火电成本改善延续。

分区域看，我国用电缺口大省主要集中在沿海地区（山东、江苏、浙江、上海、广东），电力需求强劲。上海、山东、安徽、浙江省内火电装机竞争格局较好，在省内电力供需偏紧和竞争格局良好共同作用下，沿海区域火电公司电价有支撑。

表：2024年煤炭供需关键数据

指标	数据	同比变化
进口动力煤	3.7亿吨（前11月）	+14.3%
CCTD港口库存	6549万吨（年均）	+20.5%
南方电厂库存	3457万吨（年均）	+15.7%
化工用煤	2.63亿吨（1-11月）	+15.4%
秦皇岛煤价	同比下降	约-115元/吨