2025年大唐发电研究报告：北方火电系列研究二，京津唐电力龙头，区位优势构筑高弹性护城河

1 关于火电板块和大唐发电的研究思考

在电力市场化改革深入推进以及新能源装机持续放量的背景下，全国电力市场存 在电价下行压力。然而，我们观察到北方地区凭借其独特的电力供需格局，展现 出显著的电价韧性——不仅电价跌幅普遍小于全国水平，部分区域甚至实现逆势 上涨。随着煤价中枢持续下移，火电行业成本压力显著缓解，这一结构性优势使 得北方火电企业的盈利修复力度明显优于行业平均水平。 展望未来，在煤价下行周期持续演绎的背景下，叠加北方区域电价的较强支撑， 我们判断北方火电企业将迎来更大幅度的业绩改善。本系列研究将聚焦北方火电 板块，针对其中有代表性的火电企业进行深入研究。 大唐发电是京津唐电网最大的独立发电公司，其控股装机一大部分分布在京津冀、 内蒙古等高电价韧性区域，充分受益于当地电力供需格局所带来的稳电价。2025 年长协电价落地后，京津冀地区的长协电价稳中有升，为公司提供了盈利安全垫， 伴随着度电燃料成本下降以及容量电价补偿，公司有望延续超出行业平均的利润 修复弹性。

2 大唐集团旗下电力平台，火水风光多元协同发展

2.1 背靠大唐集团，三地上市构筑国际资本平台

我国最大的独立发电公司之一，三地上市构筑国际资本平台。大唐国际发电股份 有限公司（简称“大唐发电”，证券代码“601991.SH”、“0991.HK”、“DAT.L”）成 立于 1994 年，是中国最大的独立发电公司之一。公司自 1994 年发起设立以来， 于 1997 年 3 月 21 日在港交所和伦交所同时挂牌上市，并于 2006 年 12 月 19 日 于上交所上市。2002 年，华北电力将其持有的 35.43%的公司股份移交给大唐集 团，2003 年起大唐集团正式成为公司控股股东。2018 年，公司现金收购大唐集 团所持有的黑龙江发电公司、安徽发电公司和河北发电公司，完成了集团在上述 地区对于火电资产的整合。作为第一家同时在香港、伦敦、上海三地上市的中国 企业，公司吸引了多家国际资本的关注与认可，截至 2025 年 Q1，香港中央结算 （代理人）有限公司的持股比例约 32.91%，交银施罗德等中外合资基金对公司的 持股比例也位居前列。

背靠大唐集团，系其旗下火电业务最终整合平台。公司控股股东为中国大唐集团 有限公司（简称“大唐集团），截至 2025 年 Q1，大唐集团持有公司 35.34%的股 份，是公司的第一大股东。大唐集团成立于 2002 年，是中央直接管理的国有特大型能源企业，主要业务覆盖电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴 产业，旗下包含 5 家上市公司，分别为大唐发电、桂冠电力、华银电力、大唐新 能源和大唐环境，其中大唐发电被确认为集团火电业务的最终整合平台。

2.2 火电主导营收格局，火水风光协同发展

火电贡献主要营收，火水风共同支撑利润。从营收结构上看，2024 年公司电力销 售实现营业收入 1075.94 亿元，占公司总收入的比例约 88%；其中，2024 年公司 火电、风电、水电和光伏分别实现营收 911.17、70.15、71.65 和 22.97 亿元，火 电为公司主要的营收来源。从利润结构上看，2024 年公司实现利润总额 86.22 亿 元，其中煤机（含热）、燃机（含热）、水电、风电、光伏分别实现利润总额 25.67、 3.41、20.09、21.25 和 7.02 亿元，火水风业务的利润占比相对较高。近年来， 公司火电业务利润转正后快速增长，带动整体利润总额有所提升。

装机容量稳步攀升，新能源装机占比持续增加。公司作为大型综合能源上市公司， 近年来积极推动绿色转型与多能互补。截至 2024 年底，公司在役装机容量约 7911.12 万千瓦，其中火电煤机 4717.4 万千瓦，约占 59.63%；火电燃机约 663.28 万千瓦，约占 8.38%；水电约 920.473 万千瓦，约占 11.64%；风电 1005.87 万千 瓦，约占 12.71%；光伏 604.10 万千瓦，约占 7.64%。其中，2024 年公司新增装 机容量中一半以上为风光等清洁能源，截至 2024 年底，公司天然气、水电、风 电、太阳能等低碳清洁能源装机占比进一步提升至 40.37%,同比提升 2.62 个 pct。

在建项目有序推进，火风光为近年资本开支重点。截至 2024 年底，公司在建项 目装机规模 10004.24 兆瓦，其中火电在建项目装机 6378.06 兆瓦、风电在建项 目装机 1759.3 兆瓦、光伏在建项目装机 1866.88 兆瓦。从资本开支来看，公司 计划各类项目的资本总预算合计约 2349.98 亿元，2024 年公司针对火电、风电和 光伏分别投入 102.95、120.14 和 78.39 亿元，合计占 2024 年总资本支出的比例 超过 97%，是 2024 年的投资重点。

2.3 公司营收保持稳健，火电盈利修复助推业绩增长

公司营业收入保持稳健，火电盈利修复带动业绩增长。2021 年，受动力煤价格大 幅上涨导致燃料成本大幅提升所致，公司业绩显著下滑，但此后逐渐修复。2024 年，公司实现营业收入 1234.74 亿元，同比+0.86%；实现归母净利润 45.06 亿元， 同比+229.70%；2025 年 Q1，公司实现营业收入 302.06 亿元，同比-1.74%；实现 归母净利润 22.38 亿元，同比+68.12%。根据公司公告，2024 年公司燃煤（含热） 业务实现利润总额 25.67 亿元，同比+2026.36%，带动公司业绩明显修复，我们 认为主要系煤炭价格下跌导致燃料成本下降所致。2025 年 Q1，考虑到煤炭价格 继续下跌，我们预计该因素推动公司煤电业务盈利进一步修复。

利润率持续修复，火电业务毛利率快速攀升。从盈利能力上看，公司 2021 年受 动力煤价格上涨导致业绩亏损，此后随着煤价回落，公司业绩持续修复，利润率 不断攀升。2024 年，公司毛利率和净利率分别为 14.87%和 5.55%，较 2023 年同 比分别提升 3.12 和 3.10 个 pct。2025 年 Q1，公司毛利率和净利率分别为 16.78% 和 9.09%，盈利能力进一步提升。分业务来看，2024 年，公司电力销售、热力销 售和其他产品的毛利率分别为 17.78%、-57.38%以及 18.24%，较上年同比分别 +3.61、+6.94%、-3.61 个 pct，其中电力销售毛利率逐年攀升，热力销售亏损幅 度也逐渐缩窄。

经营现金流明显改善，资产负债率稳中有降。2021 年以来受经营情况好转影响， 公司经营性现金流持续改善。2024 年，公司经营活动产 的现金流量净额为 261.23 亿元，同比+23.14%，主要系燃料成本下降导致公司购买商品、接受劳务 支付的现金减少所致。2025年Q1，公司经营活动产 的现金流量净额同比 +51.07%， 其中用于购买商品、接受劳务支付的现金同比减少 17.21%，降幅显著大于同期销 售商品、提供劳务收到的现金降幅（-1.44%），体现出成本下滑对于公司现金流显 著的改善效果。资产负债率方面，公司近年来资产负债率相对稳定，2025 年 Q1， 公司资产负债率为 69.63%，较 2024 年底下降 1.39pct。

3 京津唐电力龙头，火电价稳本降盈利提升

3.1 燃煤装机容量相对稳定，25Q1 电量端略微承压

公司燃煤机组装机容量相对稳定，多位于京津冀和东南沿海地区。近年来公司燃 煤装机容量稳步攀升，截至 2024 年底，公司在役火电煤机 4717.4 万千瓦，较 2023 年增加 155 万千瓦。从地域分布上看，公司燃煤装机多集中于京津冀和东南 沿海地区，根据公司公告，我们预计公司位于河北和天津的燃煤装机容量约为 1064 万千瓦，约占总装机容量的 23%。此外，公司在内蒙古、广东等地亦有不少 燃煤机组布局。

全国火电发电量稳中略降，广西、安徽等地降幅较大。根据国家统计局数据，2024 年，我国累计实现火电发电量 63437 亿千瓦时，同比+1.50%；其中湖北、重庆等 地火电发电量增速较高，广西、青海等地火电发电量则同比明显下滑。2025 年 1- 4 月，我国火电发电量约 19831.4 亿千瓦时，同比下滑 4.10%，我们判断主要是 由于全国用电量增速下滑以及水电、新能源等发电增长导致火电发电量受到挤压 所致。从地域上看，2025 年 1-4 月天津、青海、广西、福建等地火电发电量下滑 较为明显。

公司 25Q1 火电上网电量略微承压，京津冀、广东、内蒙古为主要售电地区。根 据公司公告，近年来公司火电上网电量整体呈现增长态势，2024 年实现火电售电 量2140.54亿千瓦时，同比+1.08%。2025年Q1，公司煤机上网电量同比下滑2.41%， 燃机同比下滑 16.42%，电量端略有承压，我们预计主要系受机组所在地区火电需 求增速下滑影响。从地域分布上看，2024 年公司火电上网电量主要分布在京津冀、 广东和内蒙古地区，三地火电上网电量占比分别约为 23%、16%和 12%。

3.2 京津唐电力龙头，上网电价相对坚挺

京津唐是华北电网核心，外来电多依赖特高压线路输入。我国华北电网覆盖京、 津、冀、晋、鲁、蒙六个行政区，包含京津唐电网、河北南网、山西电网、山东 电网和蒙西电网五个部分。其中，京津唐电网作为华北电网的核心，主要由北京、 天津、冀北五市所在电网以及山西、内蒙、东北辽宁地区点对网电厂组成。自建 国以来，一直坚持着“华北保京津唐、京津唐保北京”的原则，由于北京地区电 源结构较为单一且装机容量较小，依靠自身发电能力难以抵御电网波动冲击，而 京津冀北及周边地区资源与负荷分布不平衡，冀北新能源迅速发展又难以依靠本 地需求进行消纳，因此京津唐电网采取“统一调度、统一管理”的形式。根据国 网能源研究院，京津冀地区经济快速发展，但本地能源 产总量不足三成，且新 增电源又以新能源等不稳定电源为主，因此能源消费对外依赖程度较高，外来电 多依赖特高压等外受通道输入。

2025 年年度交易结果出炉，京津唐电价整体微涨。根据北京电力交易中心发布的 2025 年度京津唐电网电力直接交易结果，2025 年北京年度交易价格较 2024 年略 下降 0.181 分/千瓦时，天津上涨 2.227 分/千瓦时，冀北电价则稳中略增。在全 国多省份电价下滑 1-2 分的情况下，京津冀已属于少数电价整体坚挺甚至上涨的 区域，公司在京津唐电网售电比例约 23%，有望受益于该地区电价上涨。

受益于京津唐电价上涨，公司整体综合电价下滑幅度有限。公司在广东、内蒙古 等地亦有电力销售，根据两地年度电力交易结果，2025 年广东交易均价较 2024 年约有 7 分钱的下降幅度，内蒙古 2025 年 1 月的中长期成交均价较 2024 年全年 也略下滑 1.1 分钱。但受益于公司主营地京津唐电价的稳中有升，公司整体综合 电价下滑幅度有限。根据公司公告，2024 年公司合并口径平均上网电价（含税） 为 451.43 元/兆瓦时，较 2023 年下降 1.498 分/千瓦时；2025 年 Q1 公司合并口 径平均上网电价为 460.91 元/兆瓦时，同比下降约 3.24%，其中火电、风电、水 电、光伏的平均售电价格同比分别-1.15、-4.29、+0.02 和-0.38 分/千瓦时，整 体下降幅度较为有限。

容量电价也能在一定程度上弥补电价下滑。2023 年 11 月容量电价政策推出，要 求煤电固定成本按全国统一标准核定，每年每千瓦 330 元，2024-2025 年各省通 过容量电价回收固定成本的比例为 30%-50%，2026 年后提升至不低于 50%。根据 梳理，目前京津冀、广东、内蒙古等多地容量电价为 100 元/千瓦/年，按照该标 准针对公司 2024 年底 4717.4 万千瓦的煤电装机容量进行补偿，假设公司煤电利 用小时数维持 2024 年的 4628 小时，则测算下来公司每年有望获得容量电价补偿47.17 亿元，折合度电补偿约 2.20 分钱，也能够在一定程度上补偿电价下滑带来 的收入下降。

3.3 煤价下跌减少燃料成本，公司火电盈利显著修复

煤炭供需整体宽松，2024Q4 起煤价持续下跌。受 2024 年国内煤炭供需关系整体 偏松影响，我国煤炭价格重心整体下移。截至 2024 年 12 月 31 日，秦皇岛港 Q5500 山西产动力末煤平仓价已回落至 765 元/吨，较年初下降近 17%。2025 年以来煤 炭价格延续跌势，截至 2025 年 5 月 23 日，秦皇岛港 5500 大卡动力末煤平仓价 已回落至 611 元/吨，较今年年初价格下跌超 20%。

煤价下跌带动公司燃料成本明显下降，火电单位盈利显著修复。根据公司公告， 受益于煤价下跌，公司 2024 年燃料成本降幅明显，全年共发 电力燃料费 624.33 亿元，较上一年减少 41.19 亿元，折合单位火电发电燃料成本为 0.29 元/千瓦时， 同比减少 0.02 元/千瓦时。按照 2025 年秦港 5500 均煤价（含税）700 元/吨假 设，在供电煤耗等参数不发 变化的情况下，我们测算出 2025 年公司单位发电 燃料成本有望下降至 0.26 元/千瓦时，带动火电单位盈利进一步修复。

4 水核风光多元布局，开辟业绩第二增长曲线

4.1 控股开展水电业务，经营状况较为稳健

公司水电装机集中于西南地区，来水偏丰带动 24 年营收增加。水电作为公司业 务的重要组成部分，近年来发展一直较为稳健。从装机上看，公司水电装机近年 来一直较为稳定，截至 2024 年底，公司水电装机共 9204.73 兆瓦，约占总装机 容量的 11.64%，且暂时没有新的水电项目在建。从地域分布上看，公司水电装机 主要集中于西南地区，包括四 、重庆、云南等地， 2024 年公司在上述三个地区 的水电上网电量合计达到 301.89 亿千瓦时，占公司全年水电上网电量的比例高 达 93.94%。受 2024 年来水整体偏丰影响，2024 年公司水电上网电量同比+8.73%， 带动营业收入同比+8.81%，并实现利润总额 20.09 亿元，同比+45.21%。

控股开展水电业务，资产主要涉及大渡河、乌江等流域。公司主要通过控股形式 开展水电业务，截至 2024 年底，公司控股的十数家公司具备水电装机，其中四大唐国际 孜水电公司、重庆大唐国际彭水水电公司、 云南大唐国际电力有限 公司等公司水电装机容量较多，主要涉及大渡河、乌江等流域。

4.2 参股宁德核电和辽宁徐大堡项目，获取投资收益

参股核电公司，获取稳定投资收益。公司通过参股形式开展核电业务，一方面， 公司通过福建宁德核电有限公司与中广核、福建能源集团合作开展核电业务，参 股比例为 44%，目前宁德核电一期 4 台机组已于 2016 年投入商运，二期 2 台机组 已于 2023 年 7 月获得核准，拟采用我国自主三代核电技术“华龙一号”，单台机 组年发电量近 100 亿千瓦时。2024 年，宁德核电实现净利润 30.91 亿元，为公司 贡献股利 11.41 亿元。另一方面，公司通过参与辽宁徐大堡核电项目，持有徐大 堡核电站 20%的股权，当前该项目正有序推进，未来投运后有望为公司贡献新的 收益。

4.3 风光新能源加速发展，利润贡献占比逐渐提升

公司积极发展风光新能源，装机容量快速提升。公司近年来大力发展以新能源为 主体的战略性新兴产业，新能源基地化集约化开发实现新突破。2024 年，公司托 克托基地一期、蔚县基地一期全容量投产，托电基地二期、蔚县基地二期、张电 基地一期完成备案；全年公司新增的 6700.263 兆瓦装机容量中，风电占据 2594.2 兆瓦，光伏占据 1704.823 兆瓦，带动公司低碳清洁能源装机占比进一步提升至 40.37%，较 2023 年提升 2.62 个 pct。2024 年，公司核准电源项目 14744.9 兆瓦， 其中风电项目核准容量 2031.8 兆瓦，光伏项目核准容量 8053.1 兆瓦；在建项目 装机规模 10004.24 兆瓦，其中风电在建项目装机 1759.3 兆瓦、光伏在建项目 装机 1866.88 兆瓦。

风光上网电量稳步攀升，已成为公司利润贡献重要来源。2024 年，公司风电和光 伏分别实现售电量 173.23 和 58.09 亿千瓦时，同比分别提升 23.05%和 42.33%， 增速远高于同期的火电与水电。从利润贡献上看，2024 年公司风电和光伏分别贡献利润总额 21.25 和 7.02 亿元，合计占发电板块利润总额的 40%左右，已经成为 了公司利润贡献的重要来源。

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