2025年京能电力研究报告：煤价有望保持低位运行，火电利润持续边际改善

北京市属电力煤电国企，煤价下行促进利润回升

北京市属电力国企，深耕发电供热业务

2000 年，北京国际电力开发投资公司和中国华北电力集团公司对北京市石景山热电厂和北京石景山发电 总厂改制重组，建立北京京能热电股份有限公司，主营发电及供热业务，电源装机规模为 80 万千瓦。2002 年， 京能热电于上海证券交易所上市，股票代码为 600578。2013 年，京能热电完成与京能国际的重大资产重组， 控制运营装机容量增长至 583 万千瓦；同年，公司名称变更为北京京能电力股份有限公司，股票简称变更为 “京能电力”。2019 年，公司锡林发电、十堰热电、双欣发电、吕临发电、京秦热电所属共 7 台机组投产，装 机容量增长至 1599 万千瓦。2021 年，公司成立新能源事业部，谋求转型发展。2023 年，公司乌兰察布 150 万 千瓦“风光火储氢一体化”大型风电光伏基地项目正式开工。2024 年，公司合并锡林能源及查干新能源，电 源装机容量进一步增长。

京能电力系北京能源集团有限责任公司旗下唯一的煤电业务投融资平台，控股股东北京能源集团有限责任 公司持有公司 66.73%股权，是北京市国资委管理的国有独资企业。截至 2024 年底，京能集团电力装机规模达 5490 万千瓦，其中可再生能源装机规模达 2738 万千瓦、占比 49.88%，电力装机规模和可再生能源装机规模均 位列地方能源企业前列。2024 年，为进一步优化资源配置，避免同业竞争，京能电力收购控股股东持有的锡 林能源 51%股权及查干新能源 100%股权，新增煤电装机 132 万千瓦，新能源装机 40 万千瓦（新能源发电项目 仍处于在建状态）。

在分红派息方面，除个别亏损年份（2021 年）外，公司均维持分红派息，10 年间累计现金分红额达 69.31 亿元，占归母净利润的 58.3%（剔除 2021 年数据）。2024 年，公司现金分红总额 8.03 亿元，占当期归母净利 润的 46.64%，占归属于普通股东净利润的 53.30%（剔除归母净利润中永续债利息部分）。同时，公司持续发 布股东回报规划，最新三年规划（2023 年—2025 年）提出现金分红不低于当年实现可供分配利润的 70%。该 口径为母公司报表净利润-永续债利息-盈余公积，2024 年公司可供分配利润约为 9.26 亿元，现金分红占比约为 86.72%。伴随公司控参股煤电业务盈利的边际改善，公司可供分配利润有望持续增长，预计公司分红率（现 金分红/归母净利润）可维持 50%水平。

煤价下行助力利润改善，利率宽松财务费用压降

煤电作为公司传统主业，其经营成本受动力煤市场价格波动的影响较大，因此，公司经营业绩受煤价变化 影响存在周期性波动。2021 年，受动力煤价格高企、长协煤覆盖不足等因素的综合影响，公司经营业绩下滑， 归母净亏损 31.11 亿元。2022-2024 年，伴随动力煤价格波动下行以及火电上网电价维持高位，公司归母净利 润整体趋于改善，归母净利润逐步回升至 17.23 亿元。2025 年一季度，公司实现营业收入 98.85 亿元，同比增 长 4.59%；实现归母净利润 10.63 亿元，同比增长 129.84%。25Q1 公司归母净利润同比倍增主要系动力煤价格 下行带动公司煤电成本减少以及新能源业务利润增长的贡献。

公司主营业务包括电力、热力、售电和其他业务，其中电力业务占据主导地位，2024 年贡献营业收入 325.15 亿元，在总营业收入中占比达 91.8%；热力、售电和其他业务分别实现营业收入 25.75、0.94 和 2.44 亿 元，占比 7.3%、0.3%和 0.7%。利润贡献方面，电力业务系公司主要毛利来源，24 年实现毛利率 17.8%，贡献 毛利润 57.94 亿元；热力业务基本维持亏损状态；售电及其他业务利润贡献占比相对较小。 2024 年，公司火电、风电和光伏分别实现营业收入 320.97、3.03 和 1.16 亿元，分别占比 98.7%、0.9%和 0.4%；实现毛利润 54.76、2.65 和 0.54 亿元，分别占比 94.5%、4.6%和 0.9%。短期来看，火电业务作为公司的 主要利润来源受惠于煤价下行，将贡献较大的利润弹性；中长期来看，伴随新型电力系统转型的推进和公司新 能源装机容量的增长，公司新能源利润贡献有望增长，火电盈利稳定性有望增强。

资产负债率方面，得益于公司带息负债的有序偿还和资产规模的增长，公司资产负债率水平整体下行。截 至 2024 年末，公司资产负债率下降至 63.70%，较去年同期下降 0.62 个百分点（考虑合并锡林能源调整后）。 期间费用率方面，公司财务费用率呈下降趋势，管理费用率呈波动趋势。得益于公司资产负债率的下行和综合 融资成本降低，公司财务费用率持续改善；受资产整合及装机投产的影响，公司管理费用率有所上升。2024 年，公司管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为 3.30%、0.35%和 3.73%，同比变化+0.17、+0.06 和-0.32 个百分点。截至 2024 年末，公司带息债务规模约为 458.58 亿元，在国内利率环境整体偏宽松的背景下，公司 综合融资成本有望进一步下降。假设公司综合债务成本下降 10BP，在现有债务规模基础上，年利息支出可下 降约 0.46 亿元。

现金流方面，得益于燃料成本的改善及在手项目的陆续投建，公司经营活动现金流入与投资活动现金流出 同比增长，2025 年一季度，公司经营活动、投资活动和筹资活动净现金流分别为 25.81、-19.88 和 7.15 亿元， 同比变化+ 89.50%、+ 69.48%和-219.57%。净现比方面，火电为主的电源结构使得公司应收账款占比较少，净 现比维持较高水平，盈利质量较优秀。2025Q1，公司净现比为 2.01 倍，较去年同期略有下降。

动力煤价格维持下行，火电利润有望边际改善

煤炭市场供需宽松运行，动力煤价格有望维持低位

年初以来，受动力煤市场宽松运行、火电发电量下降、水电出力偏丰等因素的综合影响，煤价维持下行趋 势。截至 6 月 13 日秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格为 620 元/吨，环比持平，同比下降 29.94%。进口煤 炭方面，广州港 5500 大卡印尼煤 6 月 11 日价格为 668 元/吨，环比下降 1.02%，同比下降 31.12%。

港口库存方面，受上游产量增长和下游需求乏力的综合影响，港口煤炭库存处于高位水平。根据 Wind 统 计，煤炭库存方面，截至 6 月 13 日，秦港库存 618 万吨，环比减少 37 万吨，降幅 5.65%，同比增加 100 万吨， 增幅 19.54%。而广州港 6 月 12 日库存为 290 万吨，环比增加 13 万吨，增幅 4.69%，同比减少 41.7 万吨，降幅 12.57%。电厂日耗方面，煤炭日耗方面，截至 6 月 12 日，沿海 8 省份日耗 171.50 万吨，环比减少 0.30 万吨， 幅度为 0.17%；同比减少 20.1 万吨，幅度为 10.49%。而内陆省份日耗为 304.10 万吨，环比减少 9.50 万吨，幅 度为 3.03%；同比减少 24.3 万吨，幅度为 7.40%。伴随迎峰度夏的到来，电厂燃煤日耗将有所增加，补库需求 有望增长，但综合考虑清洁能源发电量增长对火电出力的压制、下游用电增速的放缓，我们预计煤价大幅回升 上涨可能较小。

2025 年，国内煤炭主产区产能持续释放，进口煤规模维持较高水平，煤炭供应规模同比增长。原煤生产 方面，4 月份，我国规上工业原煤产量 3.9 亿吨，同比增长 3.8%，增速比 3 月份回落 5.8 个百分点；日均产量 1298 万吨。1-4 月份，规上工业原煤产量 15.8 亿吨，同比增长 6.6%。煤炭进口方面，受国内煤价下行的影响， 进口煤价格优势减弱，进口规模有所下降。4 月份我国煤炭进口规模为 3783 万吨，同比下降 16.40%；2025 年 1-4 月，我国共进口煤炭 15267 万吨，同比下降 5.30 %。

动力煤消费方面，受火电出力下降的影响，电厂用煤需求减少，动力煤消费数量下降。2025 年第一季度， 我国动力煤消费量为 10.40 亿吨，较去年同期下降 0.29%；分行业来看，电力、冶金、建材、供热、化工和其 他行业 25Q1 动力煤消费量分别为 6.30、0.43、0.47、1.51、0.81 和 0.88 亿吨，较去年同期变化-2.24%、+ 1.84%、+ 3.14%、-0.90%、+ 15.07%和-0.07%。整体来看，在新能源出力的挤压下，电煤需求相对乏力，尽管 非电产业动力煤需求有所增长，但整体动力煤消费增速预计难达产量增速，煤炭供需仍将有望维持宽松。

用电量增速同比放缓，火电出力同比下行

用电量方面，受国内外经济环境波动、冬季气候偏暖等因素的综合影响，用电量增速有所放缓。2025 年 1~4 月，全社会用电量累计 31566 亿千瓦时，同比增长 3.1%，较去年同期放缓 5.9 个百分点；2025 年 4 月份， 全社会用电量 7721 亿千瓦时，同比增长 4.70%，较去年同期放缓 2.28 个百分点。分产业来看，2025 年 4 月第 一产业用电量 110 亿千瓦时，同比增长 13.8%；第二产业用电量 5285 亿千瓦时，同比增长 3.0%；第三产业用 电量 1390 亿千瓦时，同比增长 9.0%；城乡居民生活用电量 936 亿千瓦时，同比增长 7.0%。

发电量方面，规上发电量增速同比放缓，火电出力同比下降。2025 年 4 月份，规上工业发电量 7111 亿千 瓦时，同比增长 0.9%，增速比 3 月份放缓 0.9 个百分点；日均发电 237.0 亿千瓦时。1-4 月份，规上工业发电 量 29840 亿千瓦时，同比增长 0.1%，扣除天数原因，日均发电量同比增长 0.9%。

分电源类型来看，2025 年 4 月，火电发电量为 4491.5 亿千瓦时同比下降 2.30%，较去年增速下降 3.6 个百 分点；水电发电量为 786.2 亿千瓦时同比下降 6.50%，较去年增速下降 27.5 个百分点；风电发电量为 974.5 亿 千瓦时同比增长 12.70%，增速同比提升 21.1 个百分点；核电发电量为 411.1 亿千瓦时同比增长 12.40%，增速 同比提升 6.5 个百分点。整体来看，在用电量需求整体放缓、新能源出力维持高增的情况下，我们认为火电出 力大涨导致煤价上行的可能较小。

控股机组煤电主导，参股公司业绩互补

煤电占据主导地位，新能源装机稳步增长。截至 2024 年末，公司控股装机容量达 2344.49 万千瓦，较 2023 年底增长 323.94 万千瓦，其中煤电装机达 2139 万千瓦，同比新增 167 万千瓦，占全部装机比例的 91.24%， 在公司装机结构中占据主导地位；新能源装机容量达 205.49 万千瓦；同比新增 163 万千瓦，装机规模维持较 快增速。截至 2024 年末，公司在建装机 171.67 万千瓦，均为新能源项目，且以风电项目为主。伴随在手项目 的投产，公司新能源装机规模有望进一步增长。 区域分布方面，公司机组分布呈现北方多于南方，内陆多于沿海的态势。截至 2024 年末，公司在运机组 主要分布于内蒙古、山西、河北、宁夏、河南、湖北等区域，其中内蒙古地区在运装机规模达 1533.84 万千瓦， 占公司装机容量 65.4%；在建装机容量达 131.8 万千瓦，占比 76.8%。整体来看，公司统筹煤电和新能源发展， 积极融入新型电力系统建设进程，以煤电为主导加速发展新能源，风光装机容量稳步提升。

电量方面，伴随公司电源装机容量的增长，公司发电量规模整体呈增长趋势。2024 年，公司总发电量达 982.19 亿千瓦时，较去年同期增长 6.10%；火电发电量达 964.87 亿千瓦时，同比增长 4.69%；新能源发电量达 17.32 亿千瓦时，同比增长 326.60%。随着公司在建新能源装机的陆续投产，我们预计公司 2025 新能源发电量 仍将维持较高增速。2025 年一季度，公司完成发电量 235.28 亿千瓦时，同比下降 4.03%；其中火电发电量 222.89 亿千瓦时，同比下降 8.46%；新能源发电量 12.39 亿千瓦时，同比增长 648.08%。我们认为公司 25Q1 火 电发电量同比下降主要受可再生能源挤压、冬季供暖季和气候变化综合影响，伴随生产生活用电的逐步回升， 公司火电发电量年内降幅有望收窄。

电价方面，伴随公司电源装机容量的增长，公司发电量规模整体呈增长趋势。根据公司售电量及收入测算， 公司 2024 年平均上网电价约为 0.3574 元/千瓦时（不含税），较去年同期增加 0.0018 元/千瓦时。分电源类型 来看，公司火电、光伏和风电测算电价分别为 0.3596、0.1693 和 0.2809 元/千瓦时。其中，火电电价同比微增 0.004 元/千瓦时，光伏电价同比下降 0.078 元/千瓦时。我们认为公司 2024 年新能源电价偏低主要系平价项目 较多且项目区域分布的影响，同时，目前公司新能源电价已下行至较低水平，进一步下降空间有限。火电方面， 得益于公司所属区域电力供需结构相对稳定，我们预计公司 2025 火电上网电价有望维持较高水平。 利用小时方面，受煤价波动及电力供需情况影响，公司火电利用小时有所波动。2024 年，公司火电利用 小时数为 4584 小时，同比下降 295 小时；新能源利用小时为 1477 小时，同比增加 174 小时。我们认为，公司 2024 年火电利用小时数下降主要系清洁能源出力增加对火电的挤压。受用电量增速放缓和新能源出力持续增 长的影响，我们认为公司 2025 年火电利用小时数或将维持下行。

入炉标煤单价及火电利用小时是火电度电毛利的主要影响因素，其中煤价直接影响度电燃料成本，利用小 时数则影响度电其他成本的分摊。综合动力煤市场价格及电力供需情况，我们预计公司火电 2025 年入炉标煤 单价和利用小时数分别为 617 元/吨及 4285 小时，对应火电度电毛利约为 0.078 元/千瓦时。同时，假设入炉标 煤单价和利用小时数分别波动-10%，-5%，5%和 10%，我们对公司 2025 年度电毛利进行敏感性测算 根据测算结果，在煤价波动-10%、-5%、5%和 10%时火电度电毛利变化为 0.097、0.087、0.069 和 0.060 元 /千瓦时，即入炉标单下降 100 元/吨，对应度电毛利上涨约 0.03 元/千瓦时；利用小时数波动-10%、-5%、5%和 10%时对应度电毛利分别为 0.069、0.074、0.082 和 0.086 元/千瓦时，即利用小时下降 100 小时，对应度电毛利 下降 0.002 元/千瓦时。

除控股机组外，参股公司所贡献的投资收益也是公司利润的重要来源。截至 2024 年末，公司参股发电公 司 13 家（火电为主），参股煤矿 1 家（内蒙古伊泰京粤酸刺沟矿业），参股金融企业 1 家（京能集团财务公 司）。得益于参股企业之间经营业绩的互补，近年来公司投资收益维持较稳定水平。2022-2024 年，公司投资 净收益为 11.61、11.16 和 11.39 亿元，投资收益贡献较多的参股企业包括：华能北京热电、大唐国际托克托发 电、内蒙古伊泰京粤酸刺沟矿业和京能集团财务有限公司。根据公司 2024 年报所披露数据，火电企业贡献投 资收益约占 36%，煤炭企业贡献收益约占 54%。在目前煤价下行的背景下，煤炭企业的投资收益贡献或将减 少，但火电企业的利润边际改善，公司投资收益规模有望维持较高水平。

受公司控股装机及参股公司结构的影响，入炉标煤单价及火电利用小时是公司业绩的主要影响因素，在此 基础上，我们测算了煤价及利用小时波动对公司归母净利润的影响。在上文假设条件的基础上，对应 2025 年 归母净利润约为 35.3 亿元。我们假设入炉标煤单价和利用小时数分别波动-10%，-5%，5%和 10%，并对公司 2025 年归母净利润进行了敏感性测算。 根据测算结果，煤价波动-10%、-5%、5%和 10%时对应归母净利润分别为 46.9、41.1、29.5 和 23.7 亿元， 即入炉标单下降 10 元/吨，对应归母净利润上涨约 1.88 亿元；利用小时数波动-10%、-5%、5%和 10%时对应归 母净利润分别为 26.8、31.1、39.6 和 43.8 亿元，利用小时下降 100 小时，对应归母净利润下降 1.98 亿元。根据 测算结果，尽管煤价下降或将导致煤炭企业投资收益的减少，但煤价的下降仍将带来公司归母净利润的增长。

编辑：火腿肠