国金证券火电报告详细测算了煤价下行对火电企业盈利的影响。2025年初以来，北港5500大卡动力煤平仓价同比降幅基本维持在150元/吨以上。基于供电煤耗300g/kWh假设，100%市场煤占比时可带来57.3元/MWh的度电让利空间。报告预计2025年国内煤炭产量净增约5500-6000万吨，进口煤仍将维持5亿吨以上，供需格局较上年进一步改善，煤价中枢预计在770元/吨左右。煤价下行有望对冲2025年电力年度交易电价下行的不利影响，火电企业1Q25业绩弹性可期。

2025年初以来，北港5500大卡动力煤平仓价同比降幅基本维持在150元/吨以上。基于供电煤耗为300g/kWh的假设，当市场煤占比100%时，市场煤价下降150元/吨所节省的燃料成本能为火电企业带来57.3元/MWh的让利空间；当市场煤占比20%时，市场煤价下行也能带来11.5元/MWh的让利空间。对于沿海地区市场煤占比较高的火电企业（如浙能电力市场煤占比约80%），煤价下行的盈利弹性更为显著。根据上市公司披露数据，各火电企业长协煤占比差异较大——华能国际内贸长协约54%、进口煤约30%、内贸现货约16%；华电国际长协约60%；皖能电力长协约70%（实际履约率或更低）；浙能电力市场煤占比约80%。

供应端，预计2025年国内煤炭产量有望净增约5500-6000万吨。主产省份中，新疆有望增产约2923万吨，陕西力争增产约2000万吨，甘肃增产约360万吨，山西省产量有望回补约3126万吨，合计贡献增量约0.85亿吨。考虑约2500-3000万吨的资源枯竭及落后产能去化，净增量约0.55-0.60亿吨。进口煤方面，国际煤炭市场供需格局延续宽松，但内贸煤价降幅较大导致进口煤经济性优势收窄，预计2025年煤炭进口量仍将维持在5亿吨以上，约5.7亿吨。需求端，预计2025年火电发电量同比增长约1.4%，煤电发电量增速或压缩至约0.5%；非电需求中，化工行业用煤需求保持增长，建材行业用煤降幅有望收窄，钢铁行业用煤需求仍将下行。预计2025年商品煤消费净增量在5000万吨左右，供需格局较上年进一步改善。

2025年电力年度交易结果低于预期。市场化改革旨在还原电力的商品属性，电价取决于成本和供需。2024年市场煤价中枢继续下移，火电利用小时数同比下降反映出电力供需格局边际转松，双重因素叠加导致2025年电力年度交易价格降幅大于市场预期（尤其沿海省区）。年初以来市场煤价降幅超预期，冲抵了2025年度电价下行的不利影响。以皖能电力为例，2025年安徽省电力年度双边协商成交均价同比下降约23.33元/MWh，但假设长协履约率60%、年初至今长协及市场煤价降幅对应度电燃料成本降幅约27.92元/MWh，度电点火价差将扩大约4.59元/MWh。新投产的英格玛电厂使用新疆低价坑口煤，盈利优异，有望进一步提升公司平均度电盈利水平。

皖能电力（安徽省区域性火电龙头，控股在建在运火电装机1407万千瓦）2025年安徽省内机组度电点火价差有望扩大约4.59元/MWh，新投产机组带来电量增长且盈利能力优异。华电国际（五大电力央企之一，火电机组集中布局山东、湖北、安徽）当前市场及长协煤价降幅对应度电燃料成本降幅约29.79元/MWh，1Q25火电点火价差有望扩大。浙能电力（浙江省区域性火电龙头，市场煤占比较高约80%）煤价下行弹性最大，印尼SDE煤矿首船电煤到港进一步丰富采购来源。申能股份（上海火电三巨头之一，长协煤占比50%以下）度电燃料成本降幅可达约31.41元/MWh。华能国际（全国火电龙头，煤机上网电量近3700亿千瓦时）进口煤比例约30%，进口高卡煤价降幅或大于内贸煤，1Q25度电盈利仍有望改善。