【报告导读】
1. 江苏、广东、安徽等地25年电力交易结果发布。
2. 25年电价普遍下行，但不同省份下降程度不同。
3. 关注电价下调幅度小、市场煤占比高的火电企业。
核心观点
江苏、广东、安徽等地25年电力交易结果发布。1）江苏：2025年年度总成交电量3282.2亿千瓦时，同比减少9.0%；加权均价412.45元/MWh，同比下降8.9%或0.04元/kWh。2）广东：2025年年度总成交电量3410.94亿千瓦时，同比增加32.1%；成交均价391.86元/MWh，同比下降15.8%或0.074元/kWh。3）安徽：年度双边协商交易成交电量1067.04亿千瓦时，成交加权均价412.97元/兆瓦时；年度集中竞价交易成交电量42.61亿千瓦时，成交加权均价408.80元/MWh；年度代理购电（工商业）挂牌交易成交电量450.08亿千瓦时，成交加权均价412.74元/MWh。若以成交量较大的年度双边协商电价作为基准，我们估算25年电价同比下降5.3%或0.023元/kWh。4）湖北：双边协商交易成交电量20亿千瓦时，成交电价407.85元/MWh；集中竞价交易成交电量84.02亿千瓦时，成交电价459.77元/MWh；5）北京：无约束出清电量176亿千瓦时，加权成交均价400.53元/MWh；6）天津：无约束出清电量146.42亿千瓦时，加权成交均价433.58元/MWh；7）重庆：发布2025年批发市场年度交易预出清均价，其中分时段交易均价442.49元/MWh，常规交易均价438.18元/MWh，分时和常规合计均价442.76元/MWh。
25年电价普遍下行，但不同省份下降程度不同。从各省25年电价相较燃煤基准价的上浮/下浮幅度来看，华南地区的广东较基准价下浮13.5%（24年为上浮2.8%）；华东地区的江苏、安徽较基准价上浮幅度在5%-10%，分别为5.5%（24年上浮15.8%）、7.4%（24年上浮13%-14%）；华北地区的北京、天津，西南地区的重庆较基准价上浮幅度在10%-20%，分别为11.3%、18.6%、11.7%；福建省双边协商和集中竞价交易结果差异较大，其中前者较基准价下浮2.0%，后者较基准价上浮10.5%。
关注电价下调幅度小、市场煤占比高的火电企业。从电价端来看，安徽、北京、天津等地电价下降幅度相对较小，预计布局相关区域的火电企业电价压力相对较小。从成本端来看，2024年12月11日，秦皇岛港动力末煤平仓价 (Q5500,山西产)已跌破800元/吨，电厂高库存下煤价呈现“旺季不旺”特征。考虑一个月库存的情况下，2024年秦皇岛港长协煤均价为702元/吨，现货煤价为868元/吨，我们测算在长协煤：市场煤=70%:30%的条件下，2025年长协煤价下降约10元/吨至690元/吨、市场煤价下降约100元/吨至760元/吨时，可覆盖电价降幅0.016元/kWh。与此同时，在2025年长协煤、市场煤均价分别为690、760元/吨的条件下，长协煤比例在30%-70%不等可覆盖电价降幅0.016-0.030元/kWh。基于此，我们预计市场煤占比高的火电企业盈利或更具支撑。
投资建议
2024年12月3日，十年期国债收益率破2%，12月30日已进一步下探至1.71%，建议关注受益于利率下行、且受电价下行影响较小的水电、核电板块。火电方面，考虑到24Q4火电发电量同比增长、煤价同比下行、且资产减值风险在24Q1-3有一定释放，预计火电企业24Q4业绩表现值得期待，短期具备向上弹性；展望25年，建议关注电价下调幅度小、市场煤占比高的企业。新能源板块短期虽然仍存电价下行压力，但绿电消纳及电价相关政策有望持续推出，建议把握拐点性机会。
风险提示
装机规模不及预期的风险；煤炭价格大幅上涨的风险；行业竞争加剧的风险等。
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【银河公用陶贻功】行业动态 2024.11丨《能源法》出台，高温缓和导致用电量增速回落
本文摘自：中国银河证券2024年12月31日发布的研究报告《【银河环保公用】行业月报_多地25年电力交易结果发布，电价靴子落地》
分析师：陶贻功、梁悠南
研究助理：马敏
