华电国际2026年中报：电量降幅扩大、成本红利退坡，火电盈利与现金流承压-每日消息

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指标2025年末2026年6月末控股发电企业数量55家57家控股装机容量7,792.4288万千瓦7,864.5598万千瓦燃煤装机占比69.77%68.64%燃气、水电等清洁能源占比30.23%31.36%

结构变动的直接来源是2026年上半年重庆燃机2台55.012万千瓦燃气机组投产（新增合计110.024万千瓦），叠加2025年关停章丘公司、龙口公司合计117万千瓦煤电机组，燃煤装机由2025年末的5,438万千瓦降至5,398万千瓦。在运电源中，300兆瓦及以上大容量机组占比约92%、600兆瓦及以上占比约50%，全部燃煤机组满足超低排放要求。

在建及核准项目由2025年末的1,081.824万千瓦增至1,291.8万千瓦，其中抽水蓄能项目由5个增至7个，合计889.8万千瓦（乌溪江29.8、灵宝120、靖宇180、永昌120、西形冲120、牛首山140、沂源180万千瓦），煤电在建项目（望亭能源132、汕头能源200、淄博公司70万千瓦）维持不变。抽蓄成为2026年"推进转型升级"四大领域主要的实物增量，与年报中"统筹时序、梯次开发"的部署对应，新纳入的牛首山、沂源项目即为该计划的落地。

收入结构高度集中于电热主业：2026年上半年销售电力产品和热力产品收入约占主营业务收入的99.21%（2025年为99.24%）。2025年报显示煤炭贸易业务已明显收缩，煤炭销售成本同比减少97.66%，贸易业务模式优化完成。分电源看，2025年水电发电量100.10亿千瓦时、同比增长20.97%，收入同比增长12.29%，显著优于火电（发电量同比-8.00%），但水电收入20.1亿元在1,114.4亿元电力主业收入中占比有限，尚不构成盈利引擎切换。

指标2025年度2025年上半年2026年上半年营业收入1,260.13亿元（-10.95%）599.53亿元（-8.98%）542.64亿元（-9.49%）营业成本1,116.02亿元（-13.97%）535.25亿元（-11.18%）479.16亿元（-10.48%）归母净利润60.70亿元（+1.39%）39.04亿元（+13.15%）31.05亿元（-20.47%）扣非归母净利润56.88亿元（+6.40%）37.54亿元30.84亿元（-17.86%）基本每股收益0.49元（+6.52%）0.33元（+22.22%）0.25元（-24.24%）加权平均净资产收益率11.81%7.67%5.76%（减少1.91个百分点）经营活动现金流净额272.21亿元（+39.90%）154.63亿元91.31亿元（-40.95%）发电量2,622.70亿千瓦时（-7.15%）1,206.21亿千瓦时（-6.41%）1,077.85亿千瓦时（-10.65%）平均上网电价510.68元/兆瓦时（-2.83%）516.80元/兆瓦时（-1.44%）517.78元/兆瓦时（+0.19%）入炉煤折标煤单价825.35元/吨（-15.18%）850.74元/吨（-12.98%）833.75元/吨（-2.00%）

两年财报的利润逻辑出现清晰切换：2025年归母净利润在电量、电价双降下仍实现正增长，核心支撑是入炉煤价同比-15.18%带来的成本红利；2026年上半年煤价同比降幅收窄至-2.00%，成本端红利显著退坡，发电量-10.65%成为主导变量，归母净利润转为-20.47%。上网电价同比+0.19%企稳回升，但管理层在风险部分明确承认火电企业同时承受电量占比下降与市场电价下移的双重压力，电价企稳尚不足以对冲电量损失。

数据中存在的矛盾点值得关注。其一，公司发电量降幅（-10.65%）显著大于全国规模以上工业火电发电量增速（+2.9%），且公司机组平均利用小时1,382小时低于全国6,000千瓦及以上电厂平均水平1,392小时，电量压力超出行业平均水平的成因在报告中未展开说明。其二，所得税费用10.94亿元、同比+10.65%，与利润总额-10.89%的方向相反，管理层解释为子公司经营业绩改善的影响。其三，经营活动现金流净额91.31亿元、同比-40.95%，降幅约为净利润降幅的两倍，管理层归因于电费收入减少及燃料采购支出减少的综合影响；投资活动现金净流出36.24亿元、同比-32.46%，筹资活动现金净流出64.72亿元、同比-36.27%，资本开支与债务偿还节奏同步放缓。

季度波动亦在放大：2025年第四季度归母净利润为-3.67亿元，出现单季亏损。客户结构方面，2025年报显示前五名客户销售额占年度销售总额91.23%，其中国家电网有限公司占比76.90%，客户集中度处于较高水平。

风险维度2025年报表述2026半年报表述电力市场供需整体宽松，新能源消纳压力突出，"面临较大的保量稳价压力"风险呈"多维度、常态化特征"，新能源全面入市叠加现货市场全面铺开，"双重压力共同挤压火电企业的总体收益空间"燃料市场需求季节性回升、中东美以伊冲突若升级有推高燃料成本的风险新增"保供与控价矛盾"表述，季节性库存调度难度、现货煤价波动被列入成本管控考验环保碳市场配额发放持续收紧，配额结转政策下碳价格易波动明确"碳市场价格波动风险提升"，减污与降碳构成合规成本与转型成本"双重压力"

风险定性的变化反映管理层判断更趋谨慎：电力市场风险从一次性压力描述升级为常态化经营约束，应对措施同步细化，新增"动态优化中长期、现货及辅助服务市场交易策略""巩固拓展非电量收入（容量电费、补贴电费、辅助服务）""主动研究争取燃机电价政策红利"等安排，显示公司开始将容量补偿、辅助服务与碳资产收益作为对电量电价的系统性对冲手段。

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