2026年华能国际公司首次覆盖报告：火电稳健托底，新能源成长接力

火电龙头优势夯实，能源转型稳步推进

1.1、 华能集团旗下火电旗舰平台，稳步推进能源转型

华能国际电力股份公司隶属于华能集团，是中国最大的上市发电企业之一，也 是国内最早按照现代企业制度运作并成功进入资本市场的发电公司。公司主要在中 国全国范围内开发、建设和经营管理发电厂，境内电厂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。截至 2024 年 12 月 31 日，公司拥有可控发电装机容量 15586.9 万千瓦， 其中低碳清洁能源装机容量占比为 35.82%。 华能国际成立于 1994 年 6 月，并于同年 10 进入国际资本市场，在美国纽约证 券交易所上市。1998 年，公司外资股在香港联合交易所以介绍方式挂牌上市，此后 公司又于 2001 年于上海证券交易所上市，成为国内首家实现纽约、香港和上海三地 上市的发电企业。公司通过并购和投资持续扩大经营规模，将业务向海外延伸。2008 年，公司从华能集团新加坡分公司中新电力企业全资收购新加坡大士能源。公司在 火电项目规模化扩张外，注重发电业务多元化发展。2009 年，公司开展风电产业布 局，2015 年，公司海上风电项目开工。

公司是集团内重要的资产整合平台。公司第一大股东为中国华能集团有限公司， 该集团是国务院国资委直接监管的骨干企业，是中国五大发电集团之一。截至 2025 年 Q3，华能集合计控制华能国际 45.20%的股份，其中直接持股 9.91%，通过子公司 华能国际电力开发公司持股 32.28%，通过子公司中国华能集团香港有限公司持股 3.01%。公司是集团重要的资产整合平台，集团承诺将山东及其他地区符合条件的常 规能源资产优先注入华能国际。公司管理层队伍保持稳定，核心高管长期在华能集 团深耕。

1.2、 煤电贡献主要收入，风光以不足两成收入贡献四成利润

公司主营业务为电力及综合能源的投资、建设与运营，业务形态覆盖燃煤与燃 气发电、新能源发电以及相关配套基础设施。公司在境内外布局燃煤、燃气发电厂、 新能源发电项目，并同步开展港口、航运及增量配电网等配套设施的建设与运营， 形成以发电业务为核心、上下游协同发展的业务体系。 公司主营业务为电力，煤电是发电量的主要来源。截至 2025 年末，公司可控发 电装机容量合计 15587 万千瓦，其中火电 10965 万千瓦，占比 70.3%；具体来看，煤 机 9195 万千瓦，燃机 1770 万千瓦，风电 2062 万千瓦，光伏 2507 万千瓦，水电 37 万千瓦，生物质能 16 万千瓦。2025 年，公司完成发电量 4631 亿千瓦时，其中煤电、 气电、风电、光伏分别完成 3634、296、421、262 亿千瓦时，占比分别为 78.5%、6.4%、 9.1%、5.7%。

2023 年公司煤电业务扭亏，风电利润贡献稳健。2025 年，公司实现营业收入 2209.61 亿元，电力业务收入 2032.59 亿元，占比 92.0%。电力业务中，煤电收入 1555.11 亿元，占比 76.5%，毛利 226.05 亿元，占比 61.6%；气电收入 212.39 亿元，占比 10.4%， 毛利 20.16 亿元，占比 5.5%；风电收入 166.43 亿元，占比 8.2%，毛利 75.21 亿元， 占比 20.5%；光伏发电收入 89.73 亿元，占比 4.4%，毛利 43.8 亿元，占比 11.9%。 税前利润方面，公司煤电、气电、风电、光伏发电业务分别实现税前利润 132.7、12.7、 56.08、28.83 亿元。

境外业务方面，公司已形成较为成熟的海外发电资产布局。公司依托纽约、香 港和上海三地上市平台完成多轮融资。公司坚持“开发与收购并重”的策略，先后 完成对新加坡大士能源的收购并实现稳定运营，同时参与“一带一路”建设，投资 并运营巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站。目前，公司在新加坡全资拥有电力营运公司大 士能源公司，在巴基斯坦持有营运电力资产公司。2025 年，公司新加坡业务实现营 业收入人民币 187.11 亿元，税前利润 21.10 亿元；巴基斯坦业务实现营业收入 41.75 亿元，税前利润 8.61 亿元。

“宽电量、紧电力”格局下，火电商业模式有望重塑

2.1、 电量供需偏宽松，电价承压、动力煤价格趋稳

随着能源转型持续推进，我国火电装机容量、发电量占比持续下降。截至 2025 年末，我国火电装机容量 1539GW，占比 39.6%，较 2024 年下降 3.6pct；2025 年， 我国火电发电量 6.29 万亿千瓦时，占比 64.8%，较 2024 年下降 2.6pct。

从电力电量供需平衡表来看，“十五五”乃至更长时期里全国将呈现电量（能量） 供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局，综合电价有望企稳。 假设“十五五”期间全国最大用电负荷 CAGR 约为 4.1%；此处引入保证出力系 数（可控功率维度表征机组顶峰发电能力），假设火电、水电、抽水蓄能、核电、生 物质能发电的置信容量系数均为 1.0，风电、光伏发电保证出力系数分别为 0.1、0.0； 随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升，电力系统备用率（保证出力容 量/最大电力负荷-1）持续下降，电力供需趋紧，系统灵活性资源稀缺性愈发凸显； 此外，在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需 的平衡角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳 增长，通过新建 60 到 100 万千瓦的大型机组和淘汰 30 万千瓦以下机组来实现。

不考虑规模以下发电机组和系统损耗，假设发电量与全社会用电量相等；燃气 发电、水电、生物质能发电利用小时数保持稳定；假设核电小幅参与调峰，利用小 时数逐年小幅下降；风电尽管存在优质风场资源有限限制，但是考虑风机大型化和 海风开发，利用小时数趋于稳定；光伏受限于消纳条件，利用小时数逐年小幅下降。 从电量供需平衡角度测算，考虑容量市场和辅助服务市场顺利建成且机制公允，预 计“十五五”期间火电利用小时数逐年小幅下降，2030 年下降至 3500 小时左右。

电量供需偏宽松，广东、江苏、浙江电力市场年度长协电价下降。2026 年，广 东、江苏、浙江年度交易均价分别为 372.14、344.19、344.85 元/兆瓦时，同比下降 19.72、68.26、67.54 元/兆瓦时，较燃煤基准价下浮 17.8%、12.0%、17.0%。 截至最新数据，2026 年 3 月，广东月度交易均价 372.14 元/兆瓦时，环比基本持 平；2026 年 2 月，江苏月度集中竞价均价 312.8 元/兆瓦时，环比降低 11.91 元/兆瓦 时；2025 年 12 月，山东月度交易均价 368.16 元/兆瓦时，环比降低 2.53 元/兆瓦时； 2025 年 12 月，甘肃省内中长期交易均价 251.85 元/兆瓦时，环比提高 10.02 元/兆瓦 时，甘肃外送电量交易均价 298.88 元/兆瓦时，环比提高 53.87 元/兆瓦时。

电煤供需格局整体宽松，2025Q4 动力煤现货价格回落趋稳。2025H1，CCI 动力 煤（5500）大宗价格指数（反映现货价格水平）均值为 694 元/吨，同比下降 189 元/ 吨；2025M7-11 动力煤现货价格反弹突破 800 元/吨，2025M12 动力煤现货价格回落 至长协价附近。电煤中长期合同价格采用“基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动 价权重各 50%；2023-2025 年下水动力煤（5500）中长期合同基准价为 675 元/吨， 浮动价取几种煤炭综合价格指数均值，长协价格波动较小。

2.2、 电改持续深化，还原电力商品属性，火电盈利有望趋稳

我国燃煤发电上网电价机制由行政定价逐步转向市场化形成。1985-1997 年，在 “集资办电”阶段，煤电上网电价实行还本付息机制，以覆盖成本、税金并具备还本 付息和合理收益能力为定价原则，主要服务于电源投资和装机扩张。1997-2002 年进 入经营期电价阶段，电价核定在合理补偿成本的基础上，兼顾电源投资激励与终端 电价约束。2002-2019 年，煤电标杆电价机制确立，并配套煤电价格联动机制，通过 设定联动周期与联动区间，在一定程度上缓冲煤价波动对电价的冲击。2020 年以来， 煤电标杆电价逐步退出，燃煤发电上网电价转向“基准价+上下浮动”的市场化形成机 制，交易价格浮动空间持续扩大，电价对供需关系和燃料成本变化的反映更加直接，煤电价格机制的市场化程度显著提升。 容量电价将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单独结算，通 过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转变。随着新 能源渗透率逐渐提高，煤电的功能需要从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年 下降，单位发电分摊的固定成本越来越高，容量电价机制对净发电空间内无法回收 的固定成本进行补偿。2023 年，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价 机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号），将煤电单一制电价调整为两部制电价， 其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况； 容量电价体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行；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，2024～2025 年多数地方为 30%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%。 容量电价补偿能够覆盖煤电项目大多数固定成本。假设项目运维费用、人员费 用等其他固定成本取固定值每年每千瓦 200 元，折旧与运维等固定成本总计每年每 千瓦 400 元。考虑极端情景，若项目固定成本全部由容量电费承担，当煤电利用小 时数下降至 2500 小时，容量电费补贴提高至每年每千瓦 330 元，容量电费无法回收 的固定成本折合度电水平仅 28 元/兆瓦时。

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务；电力 辅助服务市场是指经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相 应收益的市场运行机制。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》（发改价格〔2024〕196 号），提出不断完善辅 助服务价格形成机制，并明确辅助服务价格合理上限。2025 年 4 月，国家能源局综 合司发布《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411 号），明确按照“谁 提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类电力辅助服务市场价格形成机制， 健全电力辅助服务费用传导机制，充分调动可调节资源主动参与系统调节积极性， 构建统一规范的电力辅助服务市场体系，服务新型电力系统建设。

全国电力辅助服务市场规模已达数百亿元，费用主要由发电侧承担，其中调峰 服务构成辅助服务费用的主要来源。2024 年，全国电力辅助服务市场费用合计 402.5 亿元。其中，用户侧分摊费用为 11.1 亿元，占总费用的 2.8%，其余费用由发电侧承 担，平均度电分摊价格为 0.0053 元/兆瓦时。从发电侧分摊结构看，煤电、风电、光 伏发电、核电、水电、气电及其他电源的分摊比例分别为 24%、44%、19%、8%、 3%、1%和 1%。从辅助服务类型看，调峰、调频、备用及其他费用分别为 330.4 亿 元、68.9 亿元、2.9 亿元和 0.3 亿元。

区域来看，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现区 域内资源余缺互济；南方开展与区域现货市场相衔接的区域调频、备用交易。在省 内，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需要，不断调 整丰富辅助服务交易品种，探索爬坡等灵活调节资源的交易。

火电企业为辅助服务市场主要获益主体。根据国家能源局最新数据，截至 2023 年 6 月底，全国发电装机容量约 27.1 亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦；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 1.9%； 按价格形成机制分类，市场化补偿费用 204 亿元，占比 73.4%，固定补偿费用 74 亿 元，占比 26.6%；按辅助服务类型分类，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%；按电源侧发电主体分类，火 电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。 电改持续深化，还原电力商品属性，火电盈利有望趋稳。随着电改持续深化， 火电行业正由单一的电量型收入模式，逐步演变为“电量+容量+辅助服务”多元化 的收入模式；政策有序推动煤电机组向保障性电源转变，确保煤电行业健康稳定运 行，火电周期属性有望弱化，盈利能力有望趋稳。

编辑：火腿肠