公司沿革及经营概况
华能国际电力股份有限公司及其附属公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。公司成立于1994 年6 月30日，同年 10 月以美国存托股份（ADS）形式在纽约证券交易所上市。1998 年1月，公司在香港联交所以介绍方式挂牌上市，并于 2000 年与山东华能合并，此后公司又进行了一系列资产收购，不断扩大经营规模。公司于2001 年11 月在A 股上市，成为中国首家横跨纽约、香港、上海三地上市的发电企业。2008 年公司与华能集团的新加坡分公司中新电力签署转入协议，收购新加坡大士能源公司100%的股权。2009 年开始布局风电业务，2015 年公司开始自主开发海上风电项目。2022年 6 月，公司申请自愿从纽交所退市，并撤销存托股和对应H 股的注册。华能国际公司致力于建设成为全球一流上市发电公司，公司境内电厂广泛分布在中国二十六个省、自治区和直辖市；公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。 公司主营业务以电力热力供应为主，目前电源装机以火电为主，煤电发电量占比较大。公司是全国性大型电力企业，主要业务是在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至 2025 年 6 月，公司可控装机容量15299.2万千瓦，其中煤电 9314.2 万千瓦，占比 60.9%；气电1523.2 万千瓦，占比10.0%；风电 2003.8 万千瓦（含海上风电 588 万千瓦），占比13.1%；太阳能2405万千瓦，占比 15.7%；水电 37 万千瓦，占比 0.2%；生物质16 万千瓦，占比0.1%。从发电量来看，2024 年煤电、气电、风电、光伏发电量分别为3942、277、380、183亿千瓦时，占公司总发电量的比例分别为 82.1%、5.8%、7.9%、3.8%。
公司收入主要来自电力及热力业务，电力板块中火电收入占比较大，煤电、风电板块利润总额贡献较大。2024 年，公司电力及热力业务收入2375.54亿元（-3.49%），占公司营业收入的比例为 97.76%，为公司主要的收入来源。在电力及业务中，又以电力业务为主，2024 年公司电力业务收入合计2240.69亿元（-2.36%），占公司营业收入的比例为 92.15%。在公司电力业务板块中，2024年火电、风电、光伏、水电板块收入分别为 1996.85、167.89、71.35、3.10亿元，占电力板块业务收入的比例分别为 89.12%、7.49%、3.18%、0.14%。毛利润层面，2024 年火电、风电、光伏、水电板块毛利润分别为189.68、88.12、39.11、1.35亿元，占电力板块毛利润的比例分别为 60.34%、28.03%、12.44%、0.43%。公司境内各电力板块的利润总额情况，2024 年燃煤、燃机、风电、光伏、水电板块利润总额分别为 71.38、10.84、67.72、27.25、-1.20 亿元，占境内电力板块利润总额的比例分别为 42.66%、6.48%、40.47%、6.28%、-0.72%。
公司是华能集团常规能源业务最终整合的唯一平台，实际控制人为国资委。公司实际控制人中国华能集团有限公司是国务院国资委直接监管的中央骨干发电企业，属于中国五大发电集团之一。截至 2025 年 6 月，华能集团直接持有华能国际9.91%的股份，并通过两家子公司间接持股：华能国际电力开发公司持股32.28%；中国华能集团香港有限公司持股 3.01%，合计持有公司45.20%，为公司控股股东。公司作为华能集团常规能源业务最终整合的唯一平台，华能集团在常规能源资产注入上为公司提供了大量支持，助力公司资产规模和电力装机容量增长。
境外业务方面，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司2024 年实现营业收入216.90 亿元，利润总额 26.83 亿；公司还通过子公司华能山东发电有限公司间接投资巴基斯坦能源项目，山东发电公司持有华能山东如意（巴基斯坦）能源（私人）有限公司 50%的股份，巴基斯坦公司 2024 年实现营业收入35.28 亿元，利润总额 9.74 亿元。
华能集团概况
中国华能集团有限公司是以发电为主要业务的中央直属企业，公司业务包括电力热力、煤炭等，电力热力业务始终为公司核心业务且是营业收入和毛利润的主要来源，煤炭业务为电力热力业务形成良好的协同效应，对利润形成补充。2024年，华能集团营业收入 3916.11 亿元，其中电力热力、煤炭、其他业务收入分别为3506.41、185.41、224.29 亿元，占比分别为 89.54%、4.73%、5.73%；华能集团毛利润为 966.42 亿元，其中电力热力、煤炭业务毛利润分别为769.73、99.56、97.13 亿元，占比分别为 79.65%、10.30%、10.05%。
华能集团电力、煤炭资产规模：截至 2024 年，华能集团电力控股装机容量26924万千瓦，其中火电装机容量 14383 万千瓦，占比 53.4%；水电装机容量2929万千瓦，占比 10.9%；风电装机容量 4610 万千瓦，占比17.1%；光伏装机容量4982万千瓦，占比 18.5%；核电装机容量 20 万千瓦，占比0.1%。煤炭业务方面，截至2024 年，华能集团煤炭产能 12470 万吨，2024 年华能集团煤炭产量为10923万吨。
华能集团火电、水电资产证券化率水平较高，新能源资产证券化率相对偏低，核电资产还未实现证券化，新能源资产未来有进一步提升的空间。华能集团控股华能国际、华能水电、内蒙华电、新能泰山、长城证券等上市公司，从事电力生产的主要为华能国际、华能水电、内蒙华电等，上述上市公司火电装机容量合计11821 万千瓦，对应华能集团火电资产的证券化率为82.2%；水电装机容量合计2768 万千瓦，对应华能集团水电资产的证券化率为94.5%；风电装机容量合计1962万千瓦，对应华能集团风电资产的证券化率为 42.6%；光伏装机容量合计2390万千瓦，对应华能集团光伏资产的证券化率为 48.0%；上述上市公司均无核电装机，华能集团核电资产的证券化率为 0%。从华能集团的各类电源的证券化率情况来看，目前可进一步进行资产重组的为新能源发电资产。华能集团下属的新能源发电资产除分布在华能国际、华能水电、内蒙华电等上市公司体内外，剩余未上市的新能源发电资产主要为华能新能源公司所拥有。
华能新能源公司概况
华能新能源公司为华能集团下属的新能源发电业务发展平台，华能集团直接持有华能新能源公司 82.66%股权，并通过华能资本间接持有华能新能源公司2.23%股权，合计持有 84.88%股权。华能新能源主营业务以风光新能源发电为主，截至2024年，华能新能源公司装机容量为 3317.32 万千瓦，占华能集团总装机容量的比例为 12.32%，占华能集团新能源装机容量的比例为34.58%，其中风电装机容量为1747.64 万千瓦，光伏装机容量为 1569.68 万千瓦。
华能新能源收入规模不断增加，归母净利润有所波动。随着风光新能源项目装机容量不断增长，华能新能源公司发电量亦不断增长，收入规模不断扩大。2024年，华能新能源公司发电量为 560 亿千瓦时（+11.93%），公司实现营业收入217.70亿元（+4.01%），归母净利润 56.95 亿元（-3.01%），公司归母净利润下降主要系电价同比下降以及装机容量增加使得折旧摊销成本增加影响。盈利能力较为稳定，经营性净现金流趋势向好，资产负债率有所下降。从华能新能源公司毛利率、净利率及 ROE 等盈利能力指标来看，整体公司盈利水平较为稳定，但由于电价和消纳问题影响，公司盈利能力有所下降。现金流方面，随着公司风光新能源装机规模不断增长，公司经营性净现金流状况呈现稳步提升的态势。资产负债率方面，2024 年，公司进行增资扩股，新增5 名投资人，引入资本金150亿元，资产负债率较 2023 年同期进一步下降。
盈利持续修复，现金流水平改善，未来分红有望维持较好水平
营业收入有所下降，归母净利润持续改善。近年来，由于电量电价下降影响，公司营业收入有所下降，而受益于煤价走低，公司归母净利润持续修复。2025年上半年，公司实现营业收入 1120.32 亿元，同比下降5.70%；实现归母净利润92.62亿元，同比增长 24.26%；实现扣非归母净利润 88.06 亿元，同比增长22.64%。公司营业收入下降主要系电量和电价同比下降。2025 年上半年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 485.27 元/兆瓦时，同比下降2.69%；中国境内各运行电厂上网电量 2056.83 亿千瓦时，同比下降 2.37%。公司归母净利润增长主要原因：一是公司把握燃料价格下行窗口，科学统筹煤炭长协与现货采购，进一步降低燃料成本，火电板块利润同比增长；二是新能源规模有序扩增，光伏板块利润稳中有增。2025 年上半年，公司累计采购煤炭 8713.67 万吨，同比下降10.70%；境内除税发电耗用标煤单价 917.05 元/吨，同比下降9.23%。预计未来电力供需格局逐步宽松以及一次能源价格下降，公司电量、电价或仍有下降空间，收入将继续下降。
盈利能力改善，煤电业务毛利持续改善，风电光伏业务毛利率有所下降。2021年以来，随着煤炭价格下降和电价上浮，公司煤电业务毛利率持续修复，而风光新能源则由于市场化交易、平价项目增加和消纳水平下降等因素影响毛利率有所下降。2025 年上半年，公司毛利率为 19.60%，同比增加4.03pct，主要系煤价下降使得燃料成本下降影响；净利率为 10.99%，同比增加3.28pct，主要毛利率改善影响；受益于净利率增加，公司 ROE 同比增加 1.96pct 至12.71%。
公司经营性现金流水平改善。2024 年，经营性净现金流505.30 亿元（+11.06%），主要由于燃料采购支出下降，以及增值税留抵退税同比减少的共同影响；投资性现金净流出 635.97 亿元（+15.16%），主要由于新能源等项目基建支出同比增加；融资性现金净流入 154.83 亿元（+64.42%），主要由于为支持公司新能源发展等资本开支，本期净融资金额同比增加。2025 年上半年，公司经营性净现金流为307.48 亿元（+30.27%），主要受收入下降和燃料采购支出减少的综合影响；投资性现金流出 218.03 亿元，与 2024 年同期基本持平；融资性净现金流-57.60亿元，同比明显下降，主要由于公司经营盈利，偿还债务增加。2025 年上半年，公司自由现金流为 38.63 亿元，同比增长 93.11%，反映出公司现金流状况持续改善。
公司应收账款有所增加。截至 2025 年 6 月，公司累计应收账款为490.87亿元，同比增长 8.66%，占公司总资产的比例为 8.26%，应收账款金额持续增加；公司应收账款中账龄在 1 年以内的的金额为 483.48 亿元，占比为98.49%，公司应收账款账龄较为合理。 资产负债率下降，财务费用率下降。随着公司盈利状况改善，公司增加债务偿还规模，同时公司增加权益类融资，资产负债率有所下降，2025 年上半年，公司资产负债率为 64.52%，同比减少 3.53pct，较 2024 年底的资产负债率65.40%减少0.88pct，公司资本结构优化。由于公司负债规模下降及利率水平下降，公司财务费用率亦呈现下降趋势，2025 年上半年，公司财务费用率为3.02%，同比减少0.33pct，较 2024 年底财务费用率 3.03%减少 0.01pct。
公司历来高度重视投资者回报，未来分红有望维持较好水平。公司自上市以来，高度重视投资者回报，除 2021、2022 年发生大额亏损未分红外，其余年份都有分红，且多数年份股利支付率在 50%以上。根据公司章程中规定的现金分红政策，公司在当年盈利及累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下，采取现金方式分配股利，公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的 50%，预计随着公司盈利趋稳，公司未来有望保持较好的分红水平，为投资者提高较好的投资回报。
公司资本开支规模逐渐趋于稳定，自由现金流水平改善有力支撑公司分红维持较好水平。公司未来资本开支主要用于新建新能源项目，预计资本开支将逐步趋于稳定，2025 年上半年，公司购建购建固定产、无形资产及其他长期资产支付的现金为 223.23 亿元，同比下降 1.28%；同时，煤价稳定情形下，容量电价收入占比提升，公司火电盈利稳定性增加，火电业务将产生较好的现金流。随着公司资本开支规模趋于稳定及自由现金流水平改善，公司将具备较强的分红能力，分红派息有望维持较好水平。
煤电收益来源电量电价+辅助服务+容量电价，盈利逐步趋稳
火电电价机制不断完善，市场化程度提升是发展趋势，同时随着新型电力系统建设推进，火电电价机制逐渐由“单一制电价”转变为“两部制电价”，推动火电盈利模式变化，盈利水平趋于稳健。
新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电的政策定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。
从煤电盈利的主要影响因素来看，由于不同区域电力市场供需状况、新能源发展程度以及不同火电机组成本差异等因素影响，随着新型电力系统建设加快推进，火电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域（电力供需偏紧区域）的火电机组将盈利水平更加稳定，现金流水平更好。
煤电容量电价政策出台，推动煤电固定成本回收及实现稳定盈利
煤电容量电价政策出台，为煤电带来新的收入来源。2023 年11 月10 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），明确规定了容量电价实施范围、容量电价水平确定、容量电费分摊以及容量电费考核等内容。《通知》明确规定： 煤电容量电价实施范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。 容量电价水平的确定：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025 年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。根据《通知》规定，2024-2025 年国内多数省份煤电容量电价为 100 元/千瓦·年（含税），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西的煤电容量电价为 165 元/千瓦·年（含税）。
容量电费分摊：煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。容量电费考核：正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。 煤电容量电价机制有助于煤电盈利稳定，有利于新建煤电机组回收投资成本，促进火电灵活性改造。新型电力系统建设背景下，煤电正逐渐由主体电源向灵活支撑电源转变，相应可能出现利用小时数下降导致煤电机组成本难以有效回收，影响煤电机组项目收益及煤电机组投资积极性；煤电容量电价有助于煤电机组回收固定成本，降低煤电机组因煤炭价格变化而产生的盈利波动，整体盈利趋于稳健，助力煤电经营发展模式顺利转变。从各地 2024 年煤电容量电价政策执行情况来看，多数地区 2024 年煤电容量电价在 2 分/KWh 左右，未来随着煤电容量电价补偿标准增加，度电收益水平将进一步增加，有助于促进火电盈利维持稳定。
部分地区 2026 年煤电机组容量电价增加，促进火电盈利趋于稳健。近期部分地区发改委调整煤电机组容量电价，如甘肃发改委发布的《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》提出煤电机组容量电价提升至每年每千瓦330 元（含税），较目前甘肃执行的煤电容量电价每年每千瓦100 元增加230元，实现煤电机组固定成本全覆盖；广东省发改委、广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》提出适当提高煤电、气电机组容量电价，煤电机组容量电价调整为每年每千瓦165 元(含税)，自2026年1月 1 日起执行，较目前广东执行的煤电容量电价每年每千瓦100 元增加65元，容量电价覆盖固定成本的比例由 30%提升至 50%。预计未来各省发改委将逐步出台煤电容量电价调整政策，煤电容量电价将更大程度覆盖煤电固定成本，促进煤电机组盈利稳定性提升。
辅助服务交易和价格机制逐步完善，助力火电发展转型
2021 年 12 月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，扩大辅助服务提供主体范围，规范辅助服务分类和品种，新增转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，进一步完善辅助服务考核补偿与分摊机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制；健全市场形成价格新机制，在以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本。2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，主要内容包括优化调峰辅助服务交易和价格机制、健全调频辅助服务交易和价格机制、完善备用辅助服务交易和价格机制以及规范辅助服务价格传导等，优化调峰、调频、备用等辅助服务的交易和价格机制，并明确辅助服务价格传导机制，促进电力经营主体提供新型电力系统需要的辅助服务和规范辅助服务交易和价格行为，保障电力系统安全稳定运行和促进新能源消纳水平提升。2024 年 10，国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》，提出科学确定辅助服务市场需求，合理设置辅助服务市场交易品种，按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，明确辅助服务的市场成员、辅助服务品种、辅助服务市场交易、费用产生及补偿、传导机制。2025 年 4 月，国家发改委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》，健全电力辅助服务市场价格形成机制和费用传导机制。
多个地区出台电力辅助服务实施细则，实现《电力辅助服务管理办法》、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》等政策有效落地。电力辅助服务市场不断完善，为火电等主体带来增量收入来源，有助于推动火电向基础保障性和灵活支撑电源转型。 辅助服务市场逐渐成熟，火电获取调峰调频和备用收益。火电参与辅助服务主要为提供调峰、备用等辅助品种，多个地区出台电力辅助服务实施细则，明确火电机组深度调峰的补偿标准，为火电机组参与调峰辅助服务提供激励，促进火电机组参与调峰辅助服务。2023 年 7 月，国家能源局三季度例行新闻发布会上披露，2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费的比例为1.9%。其中，调峰补偿 167 亿元，占比 60.0%；调频补偿54 亿元，占比19.4%；备用补偿 45 亿元，占比 16.2%；火电企业获得补偿 254 亿元，占比91.4%。随着未来新能源装机规模持续增加，未来国内电力辅助服务费用规模有望进一步增长。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加，据此可以预期的是，未来国内辅助服务费用规模有望超过千亿规模，较当前国内电力辅助服务费用规模有较大增长空间。
华能国际公司火电业务盈利有望趋于稳健
公司火电电厂区域布局优势较强。公司在中国境内火电厂多位于沿海经济发达地区，从发电量层面来看，根据公司披露的 2024 年发电量数据，公司煤电发电量占比较大的区域主要是山东、江苏、浙江、江西、广东、河南、上海、福建、辽宁、湖北、云南、重庆等省份，气电发电量占比较大的区域是北京、江苏、广东、重庆、海南等省份。总体而言，华能国际上市公司体内火电机组多分布于东中部地区，东中部区域经济发展较好，电力需求较为旺盛，公司沿海经济发达地区机组利用率和电价水平较高，内陆电厂则多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭和稳定煤炭供给。
华能国际公司盈利受煤价影响较大。从火电盈利三要素来看，复盘华能国际公司过往盈利水平与煤价、电价、利用小时数走势可以发现，煤价变化对公司盈利影响较大，原因在于：一方面燃料成本占比较大，是火电主要的可比成本，一般占火电营业成本的比例超过 60%；另一方面，煤炭价格较为市场化且短时间内会出现波动变化，而煤电电价主要以年度长协方式确定，多数省份年度长协的电价比例为 90%，短时间内不会出现变化，同时煤电联动机制下，火电电价变化在很大程度上受煤价影响。
进一步从公司燃料成本与归母净利润走势变化来看，可以发现二者存在负相关关系，尤其是在煤价出现大幅波动变化时，负相关关系更为显著。同时，从度电燃料成本变化趋势来看，供电煤耗下降虽然对于降低燃料成本有一定影响，但整体影响有限。因而，当煤价较低且呈现下降趋势时，即使电价可能因为一次能源价格下降有所下调，但预计公司火电业务盈利仍有望维持合理水平，同时未来容量电价水平提升也可一定程度上对冲电量电价下降对盈利的影响，使得公司煤电盈利更为稳健。 公司大型煤电机组占比较高，供电煤耗具有优势。截至2025 年6 月，公司燃煤机组中，60 万千瓦以上的大型机组装机容量超过 55%，包括16 台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。2025 年上半年，公司生产供电煤耗为288.66 克/千瓦时，较2024 年底的 293.9 克/千瓦时下降 5.24 克/千瓦时，火电机组能耗指标继续保持较好水平。
华能国际公司国内现货煤及进口煤占比较大，受益于煤价下降。2024 年，华能国际公司合计采购煤炭 2.07 亿吨，其中长协煤、市场煤的数量分别为1.07、1.00亿吨，占比分别为 51.5%、48.5%，市场煤占比较高；在市场煤中，国内现货煤、进口煤的采购数量分别为 0.67、0.33 亿吨，占公司总煤炭采购量的比例分别为32.3%、16.1%。2024 年，公司长协煤、国内现货煤、进口煤的采购价格分别为656、687、611 元/吨。煤炭价格下降趋势下，公司火电业务由于市场煤占比较大，燃料成本下降空间相对更大，预计火电业务盈利改善更为显著。
煤电、气电业务单位收入、成本、毛利及利润情况：度电收入方面，公司煤电度电收入在 2022 年以来由于煤价走高显著增长，而 2024 年由于煤价下降有所下降，公司气电度电收入则呈现增长趋势，与天然气价格上涨和区域电量结构有关；度电成本方面，随着煤价下降，公司煤电度电成本自2022 年以来呈下降趋势，气电度电成本则由于天然气价格降幅不大维持在 0.65 元/KWh 左右；度电毛利方面，煤电度电毛利随着电价增长和煤价下降而出现显著改善，2023 年公司煤电度电毛利为 0.059 元/KWh，2024 年则进一步增加至 0.075 元/KWh，气电度电毛利由于电价上浮，2023、2024 年持续回升，2023、2024 年气电度电毛利分别为0.071、0.075元/KWh；度电利润方面，2023 年公司煤电度电利润转正修复至0.001 元/KWh，2024年则进一步改善至 0.018 元/KWh，较 2023 年增加 0.017 元/KWh，气电度电利润从2022 年以来逐年改善，2024 年气电度电利润达 0.039 元/KWh，较2023 年同比增加 0.008 元/KWh。2024 年，公司实现辅助服务收入24.58 亿元，同比下降9.57%；其中调峰辅助服务收入 21.65 亿元，同比下降 2.61%；调频辅助服务收入2.93亿元，同比下降 40.81%。 持续优化火电发展，择优布局调峰气电。公司加快煤电结构优化升级，按照控增量、优存量、促减量的思路优化煤电发展，实现向基础保障性和系统调节性电源并重转型，同时择优发展气电及其它清洁能源发电。
华能国际公司与可比公司火电业务比较分析：从度电收入、度电成本、供电煤耗及度电毛利等维度将华能国际与可比公司的火电业务进行比较，华能国际火电度电收入高于可比公司，同时度电成本也高于可比公司；供电煤耗方面，2024年公司供电煤耗与国电电力相当，高于华电国际、大唐发电；度电毛利方面，2024年公司火电业务度电毛利在可比公司中最高达 0.076 元/KWh，略高于大唐发电，毛利修复改善较为显著。
136 号文发布，新能源发电市场化推进
新能源发电装机容量、发电量持续增加，新能源发电发展面临电价、消纳挑战
目前新能源发电装机容量占比超 40%。截至 2024 年，国内风电、光伏累计装机容量分别为 52068、88666 万千瓦，分别同比增长 18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为 15.55%、26.48%，分别同比增加0.43、5.60pct，合计占比为42.03%。目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。2025年1-6月，国内新增风电、光伏装机容量分别为 5192、21337 万千瓦，较2024 年底的装机容量分别增长 10.0%、24.1%；截至 2025 年 6 月，国内风电、光伏累计装机容量分别为 57260、110003 万千瓦，占比分别为 15.7%、30.2%，合计占比为45.8%。新能源发电量持续增加。国家能源局数据显示，2024 年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长 16%，占全国全社会用电量的比例为10.1%；光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长 44%，占全国全社会用电量的比例为8.5%；风光新能源发电量占全国全社会用电量的比例合计为 18.6%，完成国家“十四五”期间可再生能源电力非水电消纳责任权重目标。 资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024 年，全国风电光伏利用率分别为 95.9%、96.8%，分别同比减少 1.4、1.2pct，新能源发电项目弃风弃光率水平同比有所提升。2025 年以来，国内弃风弃光率显著提升。2025 年1-5 月，国内累计弃风率、弃光率分别为 6.8%、6.0%，均较 2024 年同期下降2.7 个百分点。2025年单月弃风率最高为 7.6%，弃光率最高为 6.6%，均为近五年来最高水平。
东中部地区新能源市场化程度较低，三北地区及西部地区新能源程度较高。从2025 年各地新能源保障性消纳及入市要求来看，东中部地区新能源保障消纳程度较高，市场化水平较低，而西部、三北地区新能源保障消纳程度较低，多数省份除优先发电计划外新能源新能源需参与市场化交易，市场化程度整体较高。
新能源上网电价市场化改革推进，新能源发电项目收益率有望维持合理水平
新能源上网电价机制亟待市场化改革深化推进。新能源发电装机不断增加，而新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用。同时，当前新能源投资成本大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造条件。
2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136 号）》（以下简称“136 号文”）。《通知》主要内容：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，系统运行费用由工商业用户承担。 《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。具体而言，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目机制电价按现行价格政策执行，不高于煤电基准价；电量规模则由新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2025 年6 月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。
本次新能源上网电价市场化改革政策对居民、农业用户电价水平没有影响，居民、农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，根据国家发改委公开信息，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。政策保障新能源项目合理收益率，促进新能源发电行业稳健发展。《通知》在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，差价结算方式让新能源发电企业有合理稳定的预期，促进行业平稳健康发展。
目前，发布 136 号文承接细则的省份有山东、广东、广西、内蒙古（蒙东、蒙西）、新疆、山西、海南、辽宁、宁夏等省份，对于 2025 年6 月1 日之前投运的存量项目，多数省份的机制电价为当地煤电基准价，部分省份对不同类型的电源实行不同的机制电价，广西分布式光伏机制电价为当地煤电基准电价0.4207 元/KWh，集中式新能源项目（不含海上风电）机制电价为 0.324 元/KWh；机制电量规模方面，各地机制电量比例整体保障在较高水平，部分地区按照不同投产时间或不同类别的项目设置机制电量，如海南 2023 年以前投产的项目，其全部上网电量纳入机制电量；2023 年投产的项目，机制电量比例取 90%；2024 年投产的项目，机制电量比例取 85%；2025 年 1 月 1 日-5 月 31 日投产的项目，机制电量比例取80%；新疆补贴项目机制电量规模原则上衔接原优先电量规模，机制电量比例30%；平价项目机制电量规模原则上按原优先电量和原目标上网电价支持政策折算电量之和确定，机制电量比例 50%；执行期限方面，多数省份参考全生命周期合理利用小时数剩余小时数/项目投产满 20 年后不再执行机制电价，或按照两者孰早原则确定机制电价执行期限。对于 2025 年 6 月 1 日投产的增量项目，多数省份明确机制电价水平通过竞价确定，部分省份对竞价区间予以明确，如新疆确定竞价区间暂定0.15-0.262 元/千瓦时，竞价机制为将电量绝对值按新能源项目报价从低到高进行排序，价格相同时，按照申报时间优先方式确定排序；机制电量规模根据国家下达的年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；执行期限在 10-14 年之间，如新疆明确执行期限为10 年，广东、海南明确增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目 14 年、其他新能源项目12年。
政策持续出台促进新能源消纳水平提升。国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》提出，绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行。并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于 30%，并不断提高自发自用比例，2030 年前不低于35%。国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知发改环资（〔2025〕910 号）》提出：1）加快园区用能结构转型。加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式。推动园区积极利用生物质能、核能、光热、地热、工业余热等热能资源，实现供热系统清洁低碳化。探索氢能、生物质等替代化石燃料和原料。2）大力推进园区节能降碳。推动园区建立用能和碳排放管理制度，深入推进企业能效碳效诊断评估，加强重点用能设备节能监察和日常监管，淘汰落后产能、落后工艺、落后产品设备。支持企业对标标杆水平和先进水平，实施节能降碳改造和用能设备更新，鼓励企业建设极致能效工厂、零碳工厂。 国家发改委、国家能源局印发《关于 2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》：2025 年多数省份非水可再生能源消纳责任权重在20%以上，相较于 2024 年非水可再生能源消纳责任权重，云南、新疆、天津等省份增幅较大，吉林、黑龙江、青海、宁夏等省份持平。在电解铝行业基础上增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其中电解铝行业需进行考核，其他行业完成情况核算以绿证为主，只监测不考核。钢铁、水泥、多晶硅行业 2025 年要求绿电消费比例为 25.2%-70%，国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例则均为 80%。
风电电量占比较大，未来新能源有望实现合理收益水平
公司新能源装机中光伏占比较多，发电量中风电占比较大。截至2025 年6月，公司新能源累计装机容量 4409 万千瓦，其中风电装机容量2004 万千瓦（含海上风电 588 万千瓦），占比 45.5%；光伏装机容量 2405 万千瓦，占比54.5%。2025年上半年，公司新增风电、光伏装机容量 193、433 万千瓦。从发电量、上网电量来看，2024 年公司风电、光伏发电量分别为 380、183 亿千瓦时，占比分别为67.5%、32.5%；2025 上半年，公司风电、光伏上网电量分别为210、122 亿千瓦时，占比分别为 63.3%、36.7%。
公司新能源机组区域布局：风电机组主要分布在东部沿海地区和东北地区，光伏机组主要分布在东中部地区。从发电量来看，公司风电机组主要分布在江苏、吉林、浙江、河南、山东、黑龙江、辽宁、甘肃等地区，上述8 个地区2024年风电发电量合计 277 亿千瓦时，占公司风电发电量的比例为73%；公司光伏机组主要分布在河北、山东、江西、江苏、湖北、山西、安徽、贵州等区域，上述8个地区 2024 年光伏发电量合计 144 亿千瓦时，占公司风电发电量的比例为79%。公司新能源发电机组主要分布在东中部地区，经济发展条件较好，电力需求较为旺盛，电价水平较高，有利于新能源实现较好的消纳水平和收益率水平。但值得注意的是，东中部地区新能源市场化比例相对较低，未来随着136 号文执行落地，东中部地区新能源市场化程度将逐步提升，预计短期将在一定程度上对公司东中部地区的新能源机组盈利产生影响，但随着新能源市场化程度达到一定水平后，则预计对盈利的影响将逐步减弱。
公司风电、光伏度电盈利均呈下降趋势，风电度电盈利水平好于光伏。公司风电度电收入有所下降，主要受平价项目占比增加及市场化交易因素影响，公司风电度电成本较为平稳，由于电价下降影响，公司风电度电毛利及度电利润呈现下降趋势，公司风电业务度电毛利由 2020 年的 0.286 元/KWh 降至2024 年的0.244元/KWh，减少0.042元/KWh，度电利润由2021年的0.235元/KWh降至2024年的0.178元/KWh，减少 0.057 元/KWh。公司光伏度电收入明显下降，主要受平价项目占比增加、市场化交易因素及分时电价机制影响；公司光伏度电成本亦下降较为显著，主要系光伏上游产业链供需格局变化，使得组件价格明显下降；由于电价降幅大于成本降幅，公司光伏业务度电毛利、度电利润亦出现下降，公司光伏业务度电毛利由 2020 年的 0.412 元/KWh 降至 2024 年的 0.217 元/KWh，减少0.195元/KWh，度电利润由 2021 年的 0.202 元/KWh 降至 2024 年的0.149 元/KWh，减少0.053元/KWh。未来预计随着 136 号执行，公司风电光伏度电盈利或还有下降空间。
华能国际公司与可比公司风电光伏业务比较：公司风电资产较为优质，光伏发电业务盈利性较好。从度电收入、度电成本、度电毛利及利用小时数层面将华能国际的风电光伏发电业务与可比公司进行比较。风电业务方面，2024 年华能国际公司与可比公司度电收入、度电成本、度电毛利水平较为接近，风电业务的利用小时数在可比公司中处于较好水平，2024 年风电业务利用小时数为2295小时，2020-2024 年均值为 2247 小时，低于三峡能源的风电利用小时数情况。整体来看公司风电业务盈利水平与可比公司较为接近，公司风电资产较为优质。光伏发电业务方面，2024 年华能国际公司度电收入在可比公司中处于较好水平，2024年度电收入为 0.394 元/KWh，略低于大唐发电；度电成本在可比公司中处于较低水平，度电毛利在可比公司中处于较好水平，2024 年华能国际公司光伏度电毛利为0.217 元/KWh，2020-2024 年期间光伏发电度电毛利均值为0.306 元/KWh，在可比公司中居于首位，公司光伏发电业务盈利性较好；利用小时数方面，公司光伏发电业务利用小时数在可比公司中处于较低水平，2024 年公司光伏发电业务利用小时数为 1185 小时，2020-2024 年期间光伏发电业务的利用小时数均值为1219小时，在可比公司中处于末位。整体来看，公司光伏发电业务成本具备优势，但光伏发电资产的自然资源条件一般。
公司持续加大新能源投资力度，推进能源结构低碳转型。公司持续大力发展新能源，2025 年新能源项目资本开支 512 亿元，其中风电、光伏分别为363、150亿元。公司在“三北”地区和辽宁、山东、江苏、浙江、广东等沿海区域及中部新能源资源良好地区打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，力争在“十四五”末期公司低碳清洁能源装机占比达到45%左右。公司在手新能源项目资源储备较为充足，在建项目规模体量较大，未来公司新能源项目逐步投产，将促进公司新能源板块业绩稳步增长。
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