华能国际 600011

2025年,公司实现营业收入人民币2,292.88亿元,同比减少162.63亿元,降幅6.62%,主要由于境内售电量和电价同比下降。

公司实现归属于母公司股东的净利润人民币144.10亿元,同比增加42.74亿元,增幅42.17%,每股收益人民币0.74元,同比增加0.28元,主要由于境内燃料成本降低促进火电增利。

2025年,公司持续推进绿色低碳转型,风电和光伏装机容量持续增长,促进新能源电量同比增长；但受新能源等清洁能源挤占煤机发电空间等因素影响,公司煤机电量同比下降。

2025年,公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时,同比下降3.39%；全年平均利用小时3,111小时,同比下降445小时,其中燃煤机组利用小时3,959小时,同比下降326小时。

公司积极开拓供热市场,扩大供热面积,年累计完成供热量3.35亿吉焦,同比降低1.61%。

平均上网结算电价为477.08元/兆瓦时,同比下降3.48%。

2025年,国内煤炭市场整体呈现供应宽松、需求偏弱的运行态势,动力煤价格波动明显,均价同比下降。

公司科学研判市场走势,持续优化电煤采购结构,推动长协合同提质降费,把握现货采购机会,发挥进口煤控价作用,燃料成本管控成效显著,圆满完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电力、热力保供任务。

2025年,公司共采购煤炭1.86亿吨,煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比下降12.5%。

截至2025年底,公司可控发电装机容量155,869兆瓦,其中煤机装机容量为91,953兆瓦,燃机装机容量为17,700兆瓦。

公司煤机全年税前利润汇总金额为132.70亿元,同比增加61.32亿元,燃机税前利润汇总金额为12.70亿元,同比增加1.86亿元。

公司高度重视节能环保工作,公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置,各项指标均符合环保要求。

截至2025年底,公司超低排放机组容量占比达到100%。

公司境内火电机组平均等效可用率为93.68%,生产供电煤耗为292.05克/千瓦时,生产厂用电率为4.36%,安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平。

截至2025年末,公司风电装机容量为20,618兆瓦,太阳能装机容量为25,069兆瓦；全年风电税前利润汇总金额为56.08亿元,同比减少11.64亿元；太阳能发电税前利润汇总金额为28.83亿元,同比增加1.58亿元。

2025年,公司新加坡业务利润总额21.10亿元,同比减少5.73亿元,降幅21.34%。

利润下降的主要原因是新加坡电力市场需求放缓、电价政策调整及快速响应机组投运,导致市场电价同比下降。

面对市场变化,公司认真研判新加坡电力和燃料市场态势,不断加强安全生产管理,保持机组安全稳定运行,充分响应市场变化,深化精益管理,抢抓电力库“低买高卖”经营机遇,调整优化电力市场策略,拓展油罐租赁等增收业务,优化燃料供应结构和组合方式。

公司巴基斯坦业务全年利润总额8.61亿元,同比减少1.13亿元,降幅11.59%。

(一)行业格局和趋势2026年是“十五五”规划开局之年,中央经济工作会议要求,2026年要坚持稳中求进、提质增效,促进经济稳定增长。

实施更加积极的财政政策,适度宽松的货币政策。

会议明确要坚持内需主导,建设强大国内市场；坚持创新驱动,加紧培育壮大新动能；坚持改革攻坚,增强高质量发展动力活力；坚持“双碳”引领,推动全面绿色转型。

电力供需方面,根据中电联年度电力供需形势分析预测,综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、国民经济和社会发展第十五个五年规划建议、国家宏观调控政策措施,预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳增长,2026年全社会用电量同比增长5%-6%；统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦；新增发电装机有望超过4亿千瓦,预计2026年底煤电装机占总装机比重降至31%左右。

电力市场方面,2025年国家层面印发了《电力辅助服务市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则》、新版《电力中长期市场基本规则》等重要文件,并同意了国家电网、南方电网报送的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》,标志着电力市场体系进一步完善,市场机制更加成熟,全国统一电力市场建设进程加速推进。

当前,除西藏和京津唐地区外,全国各省区实现现货全覆盖,电力交易的实时性和灵活性大幅提升。

预计2026年,市场主体之间的竞争将更加充分,价格波动将更加频繁,中长期与现货之间、批发侧与零售侧之间的价差将进一步收窄,市场整体协同性与联动性将显著增强。

碳市场方面,中办国办印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》,明确到2027年碳市场将基本覆盖工业领域主要排放行业,2030年基本建成配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的市场机制。

因此,后续随着配额发放持续收严并实行有偿分配,单位火电电量碳排放履约成本可能将持续增加。

煤炭市场方面,国家保供政策基调由“增产保供”转向“稳产保供”,产地煤增产空间有限；进口煤量受印尼煤炭供应政策及国际地缘政治不确定因素影响或将同比下降。

我国产业结构调整和绿色低碳转型持续推进,预计电煤消费与上年基本持平；非电行业方面,钢铁、建材等行业耗煤延续弱势,煤化工产业耗煤继续增长。

预计2026年煤炭市场呈现“供需基本平衡、价格波动加剧”的特点,受新能源、天气等影响,煤炭市场易出现阶段性错配,煤价波动频次加快、幅度加大。

资金市场方面,根据中央经济工作会、央行货币政策委员会季度例会等相关精神,2026年要坚持稳中求进、提质增效,发挥存量政策和增量政策集成效应,加大逆周期和跨周期调节力度,提升宏观经济治理效能。

要继续实施更加积极的财政政策和适度宽松的货币政策,加强货币财政政策协同配合,促进经济稳定增长。

(二)公司发展战略公司坚持服务能源强国、能源安全新战略、碳达峰碳中和等国家重大战略,以提高公司发展质量和效益为基础,深化绿色低碳转型,重点布局大型风光基地和深远海海上风电,推进新能源高质量发展；按照增容量、控电量、促转型的思路,加快煤电结构优化升级；发展新型储能、清洁供暖等战新产业项目,建设清洁低碳、安全高效的现代能源供给体系。

推动科技创新发展,坚持服务国家战略,响应市场需求与行业发展趋势,突出重点课题和成果转化,发展新质生产力,增强公司创新发展新动能。

推动国际化发展,更好统筹国内国际两个市场两种资源,加强境外资产高效运营,提升公司国际化业务核心竞争力与发展韧性。

夯实经营管理基础,提高管理效能,完善公司治理,提升公司价值,履行社会责任,增强上市公司核心功能和核心竞争力,着力打造创新驱动强、竞争优势强、党建引领强、治理效能优、发展质量优、经营业绩优的“三强三优”旗舰型上市发电公司。

(三)经营计划2026年,公司将以聚力打造“三强三优”旗舰型上市发电公司为主线,全面推进安全风险防控、绿色低碳发展、提质增效升级、改革深化提升等主要工作任务,确保完成年度各项目标任务,奋力开创“十五五”高质量发展新局面。

电力建设方面,公司将持续深化绿色低碳转型,推进新能源高质量发展,持续优化发展煤电。

以安全发展为基础,以质量效益为中心,以科技创新为支撑,以现代化管理为手段,统筹抓好安全、质量、造价、技术创新、智慧基建等全方位工作,确保实现质的有效提升和量的合理增长,助力构建新型电力系统。

电力生产方面,公司将扛牢能源保供政治责任,加强检修标准化管理,持续开展控非停行动,提升极端情况下应急处置和保障能力,确保机组在关键时刻发得出、顶得上、稳得住。

全力增强机组核心竞争力,有序实施煤电机组高效灵活性能提升计划,积极推进宽负荷节能运行优化和智慧化火电建设。

持续推进新能源集约化和规范化管理,筑牢新能源高水平生产根基。

落实生态环保工作要求,加强对大气、废水、固废等全要素治理,做好新能源、水电等全产业生态保护与恢复,以高水平保护支撑高质量发展。

电力营销方面,公司将坚持量价统筹、效益为先,密切跟踪电力市场变化,综合研判市场竞争形势和电价走势,充分挖掘电量空间,做好市场交易工作,抢抓现货高价时段及迎峰度夏、迎峰度冬关键窗口期增发效益电量,力争保持电量、电价在合理水平。

全力开拓售电市场,加大大用户战略合作与小微用户开拓力度,提升售电收益。

密切关注碳市场政策出台情况,及时优化碳交易策略,控制履约成本。

大力拓展优质供热市场,争取热价调整政策。

2026年,公司力争完成境内发电量4,600亿千瓦时左右。

燃料采购方面,公司将聚焦燃料控价目标,科学统筹保供与控价的关系,在保障供应安全的前提下控制燃料成本。

提高电煤长协签约履约质量,加大与战略供应商的合作力度,结合市场和区域特点科学确定长协比例,发挥长协合同“压舱石”作用。

落实煤电产业协同计划,充分发挥内部供应兜底保障作用。

加强市场研判,提升市场把握能力,优化现货和进口煤采购策略,坚持“淡储旺耗”,保障燃料成本可控在控。

资金方面,公司将密切关注国际国内经济形势和资本市场变化,坚守信贷核心支撑、债券协同发力、多元渠道补充赋能的融资布局。

持续深化存量债务压降与结构置换工作,精准抢抓政策红利和市场机遇,积极争取稳增长扩投资专项权益资金,持续推动“两重”“两新”、新型政策性金融工具资金落地,多维度拓展低成本融资渠道,筑牢安全稳健、适配发展的资金结构根基。