煤电燃料成本占比70%以上，煤价波动业绩敏感。燃料成本在火电企业总成本占比基本在70%以上，在不考虑电价端情况下，火电作为成本敏感性资产，煤价波动直接影响火电业绩。2021 年/2022 年环渤海5500K 动力煤市场均价分别为1025元/吨和1280 元/吨，煤价高位运行，导致大部分火电企业业承压亏损，2021 年由于入厂标煤单价涨幅超60%，煤电价格传导仅16.6%且执行时间只有三个月，煤电比价关系严重扭曲，煤电板块陷入全面亏损，火电板块（中信）实现归母净利-354.01 亿元，同比下滑171.27%。2022 年全国长协电价基本按照20%顶格上浮，且电煤中长期合同“三个100%”落实力度加强，但对煤价居高不下的压力缓解有限，火电板块依然大面积亏损。2023 年环渤海5500k 动力煤市场价全年均价回落至946 元/吨，截至2023Q3 火电板块实现归母净利653.42 亿元，同比提升351.89%。2023 年大部分火电企业扭亏，但是成本压力依然存在，2024 年至今环渤海5500k 动力煤价均价为918 元/吨，仍有较大修复空间。

煤电联营熨平成本影响，煤、电双赢稳健低波。煤电一体化通过相互参股、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合，保障内部电厂低价煤炭比例，有效减少波动风险。2016 至2019 年，国家发改委先后发布《关于发展煤电联营的指导意见》《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，鼓励大型动力煤炭企业和火电企业加快实施煤电联营，并在2019 年确定了首批重点项目名单，涉及2826 万千瓦煤电项目及相应配套煤矿。2023 年1 月，国家发改委再次在例行新闻发布会上强调推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。政策长期支持叠加煤电两端稳定性改善，煤电一体化企业估值有望持续修复。

以一台100 万机组为例，按照全国平均火电利用小时数4466 小时，煤耗290 克/千瓦时计算，在2023 年5500k 市场煤价格均价965 元/吨条件下，若长协煤覆盖比例为30%（按照760 元/吨兑现），度电净利润为0.0282 元；若长协煤覆盖比例提升至60%，则实现度电净利润0.0509 元，提升80%利润空间；若长协煤覆盖比例提高至90%，则实现度电净利润0.0736 元，较30%覆盖率情况提升161%。

长协煤控成本，电改稳电价，长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。随着新能源建设的不断推进，火电调峰补缺的调节性作用愈发凸显，长期向不可或缺的灵活性电源转型。电价端，2023 年煤电容量电价机制出台，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制，推动火电盈利空间趋于稳定。成本端，电煤长协价按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，基准价5500 大卡动力煤675 元/吨。长协比例提升直接稳定电厂成本，煤电一体化企业可直接采用内部煤矿，保障高比例长协煤价格兑现，在同行业之间优势凸显。若煤价上行，煤电联营可通过内销保障电厂实现相比同业的超额利润；若煤价下行，电力板块利润向上弥补煤炭业务收缩，通过煤电联营熨平波动，实现煤、电双赢。化解历史中“市场煤”与“计划电”导致的“煤电顶牛”矛盾。长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。

投资建议：当下，火电站在盈利修复与迈入高股息红利资产的交接时点，两大投资主线价值交叠体现。一方面，火电盈利修复尚有较大空间，收入端在电改深化推动下稳定预期，成本端煤炭价格中枢震荡下行。另一方面，火电公司在盈利能力提升、预期稳定后分红水平有望提升，带动板块迈入高股息资产估值修复。

而煤电一体化资产最大优势，在于兼具双面优势，盈利能力与分红水平预期稳定提升。通过提升内部低价煤覆盖率来实现稳定降本，煤、电利润内部转化熨平煤、电顶牛波动，盈利预期稳定，同时有煤炭资产托底安全垫，有基础提升分红水平，优先迈入高股息行列。

推荐关注煤电一体化平台企业，重点推荐电力装机快速增长且电煤充裕可实现100%覆盖空间的新集能源；未来煤炭具备增长空间陕西能源；煤电一体化优势凸显高分红的内蒙华电。建议关注国电电力、中国神华、盘江股份、电投能源、晋控电力、华电能源、苏能股份。

风险提示：政策方向变化或落地不及预期；宏观情况变化；成长性市场机会涌现；测算假设情况变化偏离；相关公司经营情况不及预期。