2025年华电国际研究报告：北方火电系列研究之一，华电国际—山东火电领航者，资产整合释放成长潜能

1 火电板块表现优异，华电国际作为佼佼者拥有地域优势

随着煤价下跌，火电企业成本得到改善，利润也有所好转。而由于成本端支撑减 弱，2025 年多数省份电价出现下滑，但我们发现北方地区的电价跌幅不大，甚至 部分地区电价出现上涨，这也导致北方地区电厂业绩表现更为优异。2025 年煤价 中枢有望继续下滑，而北方企业由于电价坚挺，其利润改善力度更大，因此我们 认为 2025 年电价有较强支撑的北方火电将迎来业绩的大幅改善，本系列我们将 对典型的北方火电企业展开一系列研究。 

在北方的火电企业中，华电国际 2024 年及 25Q1 取得了较为优异的成绩，2024 年 公司实现了营业收入 1130 亿元，同比-3.57%；实现归母净利润 57.03 亿元，同 比+26.11%。2025 年 Q1 公司实现营业收入 266 亿元，同比-14.14%；实现归母净 利润 19.30 亿元，同比+3.66%。作为火电行业的龙头企业之一，华电国际的业绩 表现与指数相比差别不大，业绩表现稳定向好，且华电国际作为央企有较高的长 协比例，因此对于华电国际而言，煤价下跌带来的业绩兑现存在滞后性，未来业 绩改善持续性更强。

作为大型的综合性能源公司，截至 2024 年底，华电国际旗下已投运 46 家发电企 业，控股装机容量为 59,818.6 兆瓦，火力发电约占公司控股装机容量的 95.9%，水力发电等清洁能源发电装机约占 4.1%。华电国际旗下电厂主要分布在山东、湖 北、安徽等地，其中山东是公司电厂分布最多的地方，山东地区火电装机量占全 公司装机 35.7%，其次为湖北、安徽、湖南。在地域优势和较大规模的装机容量 加持下，相比度电利润更高而装机容量少的煤电企业，公司对度电利润的敏感性 会更高，因此在煤价中枢下行的大背景下，我们认为华电国际相比其他煤电企业 将更加受益。

地域方面看，山东、湖北、湖南以及安徽等地对火电而言均为优势地区，2025 年 山东地区长协电价下降 0.35 分/千瓦时，安徽地区下降 2.33 分/千瓦时，湖北地 区下降 0.59 分/千瓦时，湖南地区上涨 1.21 分/千瓦时。公司电厂主要分布地区 电价下降幅度较小甚至上涨，业绩改善效果将更加明显。分析电力企业要重点观 察当地电力环境，我们在之前的报告《火电建设提速，安徽还会缺电吗？》详细 分析了安徽省的用电格局，随着经济恢复，安徽省用电需求仍较强。本文我们主 要对山东及其他地区的电力供需环境进行分析。

2 山东既是能源大省也是绿电大省，电价较为坚挺

2.1 山东能源转型走在全国前列

山东省清洁能源转型走在全国前列，新能源装机量快速发展。2024 年 1 月山东省 煤电装机占比降至 50%以下，6 月新能源装机在沿海省份率先突破 1 亿千瓦，10 月历史性超过煤电装机。截至 2024 年底，山东省可再生能源发电装机 11559.7 万 千瓦，占比达到 48.7%；其中山东省累计光伏装机约 73GW，位列全国第一；累计 风电装机约 27GW，位列全国第五。2024 年，山东新能源利用率高达 97.6%。截至 2024 年底，山东电力现货市场连续结算运行 37 个月，累计结算电量突破 1 万亿 千瓦时，成为国家电网经营区内首个结算电量突破万亿千瓦时的省份。 在新能源建设加速的同时，山东火电装机也不断增长。截至 2024 年 6 月底，山 东省煤电装机 10631.7 万千瓦，占比 48.2%，其中小煤电机组装机容量 2093 万千 瓦，占煤电总装机容量的 19.7%。根据能源局公布，山东省计划 2025 年底建成 1000 万千瓦以上大型煤电机组，届时山东省煤电机组有望再破新高。

为达到节能减碳目标，山东逐渐退出落后煤电产能。自 2020 年起，山东省便开 展能源结构优化工作。前些年山东分三批关停 56 台燃煤机组（总容量 418.56 万 千瓦），压减煤炭产能 3767 万吨。2024 年山东关停退出小煤电机组 300 万千瓦左 ；到 2025 年底，除供热背压机组外，基本退出 30 万千瓦以下的发电机组。此 外山东实施煤电“三改联动”（节能降碳、供热、灵活性改造），计划 2025 年前完 成 2000 万千瓦机组灵活性改造，限定最小技术出力最高 20%-30%额定负荷，将 30 万千瓦及以上煤电机组平均供电煤耗降至 295 克标准煤/千瓦时。

2.2 山东电量供需较为紧张

随着清洁能源转型推进，山东省电力供需也逐步发生改变。山东作为能源大省， 本地电量缺口逐渐增加，2023 年山东全社会用电量 7966 亿千瓦时，发电量仅 5916 亿千瓦时，本地供需来看存在电量缺口 2050 亿千瓦时。2024 年缺电现象愈发加 重，2024 年山东全社会用电量 8320 亿千瓦时，发电量 6056 亿千瓦时，从本地供 需来看存在电量缺口 2264 亿千瓦时。

山东省积极引入外电入鲁。2005 年山东电网与华北电网联网，开启外电入鲁时代。 随后，2011 年银东直流投运，2014 年特高压工程启动，2016 年进入特高压时代， 2020 年山东-河北环网投运，再到 2023 年陇东-山东特高压工程开工，目前已进 入试运行阶段。2023 年外电入鲁后山东省存在 571.4 亿千瓦时电量缺口，2024 年 外电入鲁后电量缺口更是达到 715.8 亿千瓦时。从该口径可以看出，山东省虽然 作为能源大省，但其用电环境依然较为紧张。2024 年山东省全社会用电量达 8320 亿度，同比+4.4%；发电量 6056 亿度，同比+2.4%；2024 年累计接纳外电电量 1547.7 亿千瓦时，同比增长 4.7%。

2.3 绿电消纳承压，容量电价保障省内电力稳定

随着新能源装机量快速增长，山东绿电消纳问题加剧。2024 年山东省绿电发电量 占全省发电量 12.5%，同比+2.0pct。同时由于消纳问题日益严峻，山东率先建立 并实施“五段式”分时电价机制，大幅拉大电价浮动幅度。这也导致山东是最早 出现负电价的地区，2019 年 12 月 11 日，山东电力现货市场日前交易中首次出现 -40 元/兆瓦时的出清价格，成为我国首个负电价案例。2023 年 5 月 1 日至 2 日， 山东连续 21 小时实时现货电价负值，最低达-85 元/兆瓦时（即-0.085 元/度）， 创国内持续时间最长纪录。此后负电价逐渐成为常态，2025 年“五一”假期连续 5 天出现负电价，负电价时段达 46 小时。 在山东省绿电消纳压力加重的背景下，山东开始逐渐弱化新能源入市比例，明确 新增风电可自主选择全电量或 30%发电量入市，新增光伏发电可自主选择全电量 或 15%发电量入市。此外由于省内绿电消纳空间有限，山东通过省间现货交易平 台和特高压通道，将富余绿电外送至华东等地区。由于当前储能成本依旧较高， 未来山东新能源消纳依旧承压。 为保障电力环境稳定，山东省出台容量电价政策。随着电力现货市场试运行，灵 活性调节资源不足、煤电收益不稳定等矛盾逐渐显现，山东省率先出台容量电价 政策，通过建立市场化容量补偿机制，补偿煤电机组的发电成本。2020 年 4 月山 东省发改委发布《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》 （征求意见稿），首次提出通过用户侧收取容量补偿费用，以保障煤电固定成本 回收，标准暂定为 0.0991 元/千瓦时（含税），2024 年下调至 0.0705 元/千瓦时，同时明确 2024-2025 年煤电容量电价按固定成本的 30%回收（标准为每年每千瓦 100 元）。2024 年山东省发电利用小时数约 4271 小时，平均容量电价约 2.3 分/ 千瓦时。

2.4 煤价降低，山东电价依然坚挺

作为绿电大省，山东新能源发电量不断提升，也导致山东整体电价较低。2025 年 度长协电价 371 厘/千瓦时，是为数不多低于 400 厘/千瓦时的省份，但 2025 年 同比仅降低 3.5 厘/千瓦时，电价较为坚挺。 山东煤炭对外依存度提高。山东以往是产煤大省，但山东省煤矿多为高成本煤矿， 随着山东煤炭资源逐渐枯竭，山东老旧煤矿也逐渐退出。随着产能减少，山东煤 炭产量也逐渐减少，而用电大省的电煤需求却在逐渐攀升。因此对于山东而言， 对外来煤炭的依存度越来越高，这也导致整体用煤成本的上升。

自俄乌冲突导致煤价在 2022 年高位之后，不论是中国还是全球，煤炭供需紧张 格局均有所缓解，2022 年秦港 Q5500 每吨均价 1270 元，2023 年则下滑至 965 元， 同比减少-24.0%，2024 年该数值跌至 855 元，同比-11.4%。2024 年煤价较长时 间内处于每吨 850 元以上，整数关口一度给予市场信心，但 12 月起煤价跌破 800 元/吨，随即一路下跌，年初价格为 767 元/吨，于 2 月跌破 700 元/吨大关，4 月 煤价在 660-670 元/吨附近遭遇抵抗，于 5 月开始加速下跌。

在火电成本中，燃料成本占比最大，煤价下跌带来成本端的下降。我们以华能国 际、国电电力以及建投能源为例，火电成本中燃料成本占比接近 70%，煤价下跌 对火电厂利润改善效果较为直观。根据国家能源局发布的《关于开展全国煤电机 组改造升级的通知》，到 2025 年，全国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千 瓦时以下。我们以度电煤耗 300 克标煤作为基准测算，每分钱度电成本的波动对 应标准煤价格波动 33.3 元/吨，对应 5500 大卡煤价波动为 26.2 元/吨，假设 2025 年秦港 Q5500 煤炭均价下跌 150 元/吨，若在完全采购市场化煤炭的情况下，假 设入炉煤成本变动等于煤价变动，对应度电成本将下降 5.7 分。

由于 2024 年存在煤价下跌预期，以及部分省份现货交易价格下行，2024 年底签 订的 2025 年中长期电价中我国多数省份电价下跌，但因各省电价相对独立，导 致省间电价具体走势不同。2025 年内陆及北方省份长协电价降幅相对南方沿海省 份较小，甚至湖南长协电价不降反升。我们在对公司其他地区进行分析时，也同 时对电价坚挺省份电力环境进行分析，探究这些省份中长协电价上升的原因，这 也给我们研究电力行业提供帮助。

3 公司布局多为电价强韧性地区，未来电价仍有支撑

3.1 华中地区高煤价支撑电价

湖南：电价上涨有助于当地电厂盈利改善。 2024 年湖南省发电量 1758 亿度，同比+3.4%；用电量 2374 亿度。同比+4.3%，其 中火电占比 58.8%，绿电发电量占比 15.2%，占比较高。省内发电量占用电量比 重 74.1%，对外送电依存度较高，目前外电入湘最主要通道为祁韶直流，2025 年 宁湘直流有望建成，预计年送电量超 360 亿度。

前几年湖南地区火电盈利能力较弱，2024 年湖南省长协电价约 0.462 元/千瓦时， 看似价格高于山东不少，但湖南地区火电成本较高，我们参考湖南华银电力火电 成本，其 2024 年火电成本约 0.47 元/度，成本甚至高于电力中长协价格。湖南 地区火电利润差的主要原因是煤价成本较高。根据湖南地区华银电力 2024 年报 披露，2024 年公司燃煤成本 51.8 亿元，发电量 185.2 亿度，假设度电煤耗 300g， 折合 Q5500 公司入炉煤价格为 733 元/吨，显著高于煤炭坑口价。

湖北：能源输出省，地处华中其煤价边际成本也较高。 湖北省为传统水电大省，承担外送水电的任务。2024 年湖北省发电量 3260 亿度， 同比+6.6%；用电量 2944 亿度，同比+8.8%，其中火电占比 51.2%，水电占比 42.3%， 绿电发电量占比 10.6%。

2024 年湖北地区火电盈利能力较湖南省略好。2024 年湖北省长协电价约 0.456 元/千瓦时，价格也相对较高，但与湖南地区一样，湖北地区火电成本也较高。我 们参考湖北火电上市公司长源电力，其 2024 年火电成本约 0.36 元/度，成本相 较华银电力低，除了因热电联产可以分摊部分成本外，湖北地区煤价相对湖南稍 低也是一大原因。根据长源电力 2024 年报披露，2024 年公司燃煤成本 97.7 亿 元，发电量 401 亿度，假设度电煤耗 300g，折合 Q5500 公司入炉煤价格为 638 元 /吨，低于湖南 733 元/吨，但仍高于煤炭坑口价。 2025 年 Q1 由于整体用电需求较弱，湖北地区火电发电量下滑，叠加电价也有少 量下滑，导致湖北地区火电企业业绩承压。长源电力 2025 年 Q1 实现归母净利润-0.74 亿元，同比-129.4%，鉴于近几年长源电力业绩波动较大，我们认为湖北地 区火电企业盈利能力依旧较弱，容易受到外部冲击影响，因此考虑到火电企业承 压，后续湖北地区电价继续下降的压力不大。

3.2 公司地域优势显现，电价仍受到边际成本支撑

除两湖地区外，天津、冀北、冀南、北京、山西等地电价均较为坚挺，其中天津、 山西、冀北上网长协电价均出现上涨，当我们分析这些地区的电厂情况时，我们 发现该地区电厂之前度电利润均较差。2024 年山西省长协电价 305 元/兆瓦时， 为华北地区最低，冀北区外为 405 元/兆瓦时，价格也在较低位置，这些地区的 火电企业如建投能源、晋控电力前期利润也均较差。我们认为电价坚挺的最主要 因素便是作为能源保障的火电企业利润较薄。 在当前用电环境下，我们认为山东省对稳定电源的依赖度依旧很高，电价下降预 期相对较弱。2025 年山东长协价 371 元/兆瓦时，在全国范围内已属于价格较低 的省份，根据前文所述，山东省煤炭对外省依存度较高，即使煤价下跌运费成本 依然难以下降，导致山东省煤价并不低。2024 年山东地区部分电厂入炉标煤单价 达 976 元/吨，比两湖地区煤价还要高，按照度电煤耗 300g 折算，仅燃料成本为 0.293 元/度，度电成本可能达到 0.42 元/度，对于山东部分电厂而言其利润依然 较差。因此我们认为虽然煤价持续下跌，但未来山东地区电价有望坚挺，未来度 电利润仍有望上升。 2025 年 Q1 华电国际实现上网电价 505.71 厘/千瓦时，同比下降 0.71%，降幅约 3.62 厘/千瓦时，降幅很小。我们认为虽然华电国际电厂布局在全国各地，其中 也包括 2025 年电价下降幅度较大的广东、浙江等地，但分布最多的山东，以及 剩下的两湖、河北、天津、山西、重庆等地区降幅很小，整体而言公司电价下降 幅度也较小，对公司而言电价韧性在一季度显现明显。

4 新能源发电增速或将下滑，传统能源依赖度仍强

根据国家能源局 2025 年 1 月发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》和 2 月发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》，政策设定了两个关键 时间节点：工商业分布式光伏项目需在 4 月 30 日之前并网，否则无法全额上网， 只能自用或参与市场化交易；新增新能源项目需 5 月 31 日前全面进入电力市场 交易，电价由市场竞价形成。为规避政策调整后的收益风险，因此抢装潮预计在 2025 年 4 月至 6 月集中爆发，并在政策窗口关闭后逐步消退。受政策驱动，企业 为规避收益风险加速并网，也导致组件现货价格快速上涨。 新政策出台后，新能源“政府定价+财政补贴”时代基本宣告结束，未来绿电收益 保障有所下降，将很大程度影响装机积极性。截至 5 月 25 日新能源抢装潮已接 近尾声，我们预计新能源装机容量增速后续乏力。

由于光伏装机容量不断增长，导致午间时段的绿电出力激增，2025 年以来各地出 台相应政策调整分时电价政策，比如山东推出深谷时段、多省出台分时电价新政。 近期江苏省出台的新分时电价征求意见中将增加中午的低谷时段，并减少上午的 高峰时段，来应对江苏省光伏装机量增加、午间太阳能发电大幅增加的问题。电 网一般存在 15%的风光消纳限制，超过红线容易造成电力系统的不稳定，这也是 近几年出现弃风、弃光现象的原因。2024年山东省绿电发电量占省内发电量12.5%， 2025 年 4 月占比更是高达 15.4%，日益增加的风光发电量逐渐逼近消纳红线，这 也是国家出台绿电市场化改革、各地调整峰谷时段的原因之一，而随着装机潮逼 近尾声，作为新能源大省的山东也将面临电网稳定性考验。

储能经济性呈降低趋势。在绿电大发的背景下，市场往往依靠储能提高电网稳定 性，但近年来峰谷价差呈现缩小趋势。根据 EESA 统计 2024 年 36 个省市及地区 的峰谷价差数据，有 15 个省市及地区的最大峰谷价差有所增加，21 个省市及地 区的最大峰谷价差有降低，整体价差逐渐收窄。根据江苏新政，当前分时电价以 用户电价为基础进行浮动，包含了代理购电价格，上网环节线损费，输配电价， 政府基金及附加以及系统运行费用折价，而征求意见稿里的分时电价则以电力用 户购电价格为基础进行浮动，新方案将进一步缩减峰谷价差。从当前市场趋势看， 峰谷价差缩小趋势愈发明显，对于储能而言较为不利，根据 EESA 计算，原本 IRR 为21.32%的工商业储能将减小至9.32%，经济性大幅缩减。我们认为在储能技术、 成本出现大幅改善前，短期内储能还不能成为解决绿电消纳的主要手段。 总体来看，由于新能源发力不稳定，未来绿电发电量增速或将下滑。由于煤电发 力期集中在中晚用电高峰期，期间电价也较高，这也能够对煤电价格提供支撑。 加之前文所述，山东地区边际电厂盈利依然较差，叠加省内用电缺口长期存在， 我们认为虽然煤价中枢下跌，但未来山东地区电价下跌幅度不大，度电利润仍有 望上升。

5 集团资产注入，公司仍有成长

2025 年 5 月 17 日，华电国际拟通过发行股份的方式向中国华电购买其持有的江 苏公司 80%股权，拟通过支付现金的方式向华电福瑞收购上海福新 51%股权、上 海闵行 100%股权、广州大学城 55.0007%股权、福新广州 55%股权、福新江门 70% 股权、福新清远 100%股权，向华电北京收购贵港公司 100%股权。

本次拟注入标的资产合计在运装机规模约为 1,606 万千瓦，占华电国际 2024 年 末的装机比例为 26.85%，交易完成后，将显著提高华电国际控股装机规模至约 7,588 万千瓦。

本次收购标的 2024 年合计营业收入 322 亿元，实现净利润 7.3 亿元，实现扣非 归母净利润 5.1 亿元，随着发电成本的改善，未来利润有望提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）