2025年京能电力研究报告：北方火电系列研究三，京津唐保供压舱石，盈利向好强化高股息逻辑

1 关于火电板块和京能电力的研究思考

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，在煤价维持低位的背景下，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。 京能电力是北京能源集团旗下唯一的煤电上市公司，其火电的售电区域主要集中 于京津唐、内蒙古和山西地区，受益于售电区域较为稳健的电价，公司 2024 年 火电上网均价稳中有升。伴随着煤炭价格低位震荡，公司业绩修复的弹性在 2025 年或持续释放。2023-2025 年，公司公告计划年均分红占当年可供分配利润的 70% 以上，考虑到此前公司实际分红均超规划目标，我们认为公司 2025 年分红表现 或同样亮眼，对应股息率有望超过 9%。

2 京能集团核心煤电资产，盈利能力稳中有升

2.1 京能集团旗下唯一煤电平台，背靠国资委有望获得资源加持

公司成立于 2002 年，前身为石景山发电总厂与热电厂。北京京能电力股份有限 公司（简称“京能电力”，证券代码“600578.SH”）成立于 2000 年，前身为华北 电力集团的北京石景山发电总厂和北京市石景山热电厂。其中，石景山发电厂的 前身为始建于 1919 年的华商电灯股份有限公司石景山发电分厂，是北京最早的 公用发电厂。2000 年 3 月 10 日，北京国际电力开发投资公司（现京能集团）和 华北电力集团作为主发起人，联合北京市综合投资公司、北京电力设备总厂以及 北京变压器厂共同发起设立公司，彼时名称为京能热电。 首都第一家电力上市公司，积极推动综合能源转型。2002 年 5 月 10 日，公司在 上交所挂牌上市，股票简称“京能热电”，成为北京市属第一家电力上市公司。 2013 年，京能集团将持有的三家控股、6 家参股企业煤电资产注入京能热电，并 更名为“京能电力”。2016 年，公司向京能集团发行股份购买北京京能煤电资产 管理有限公司 100%股权，并新增四家控股、四家参股煤电企业。2018 年，公司组 建成为京能集团以煤电业务为主的综合管理平台，同年京能集团启动将旗下保留 5 家控股煤电资产全部划拨京能电力的工作。近年来，公司以燃煤发电和供热业 务为基础，积极推动传统煤电向综合能源的转型，能源供应能力持续强化。

实控人为京能集团，系其旗下唯一煤电平台。截至 2025 年 3 月 31 日，北京能源 集团有限责任公司（以下简称“京能集团”）持有公司 66.73%的股份，是公司的 第一大股东与实控人。作为由北京市人民政府出资设立的国有独资公司，京能集 团自 2004 年成立以来，先后进行多次合并重组与资源整合。截至 2024 年底，京 能集团的资产规模达 4934 亿元，年营业收入 975 亿元；电力装机规模达 5490 万 千瓦，位于地方能源企业前列；供热面积 6 亿平方米，其中北京市供热面积超 4 亿平方米，占首都核心区供热市场的 80%以上。当前京能集团业务涵盖热力、电 力、煤炭、健康文旅等多个板块，控股京能清洁能源、京能电力、昊华能源、京 能置业、北京能源国际、京能热力等六家上市公司，而公司作为京能集团旗下唯 一的煤电业务投融资平台，背靠北京国资委有望获得资源加持。

2.2 煤电托底协同新能源增量，盈利能力稳中向好

公司营业收入稳步提升，归母净利润快速增长。近年来公司营业收入保持稳健增 长态势，2021 至 2024 年，公司总营收由 222.37 亿元增长至 354.28 亿元，年复 合增速约为 16.80%。2025 年 Q1，公司实现营收 98.85 亿元，同比+4.59%，结合 同期公司总上网电量略降 4.20%，我们推测收入增长可能系公司平均上网电价上 涨所致。业绩方面，2021 年，由于全年煤价上涨引起公司整体燃料成本巨幅增长， 导致公司归母净利润为-31.11 亿元；此后，伴随着煤炭价格逐渐回落，公司归母 净利润转正且逐年增长。2024 年和 2025 年 Q1，受煤炭价格持续下跌影响，公司 分别实现归母净利润 17.23 和 10.63 亿元，同比分别大幅+95.52%和 129.84%。

火电基本盘贡献主要收入，风光热业务加速成长。从收入结构上看，公司营收主 要由售电、售热以及售电服务三部分组成，其中，售电作为公司的主营业务，营 收占比多年来稳居 90%以上。2024 年，公司售电业务实现营收 325.15 亿元，同 比+6.61%，其中火电/风电/光伏分别实现营收 320.97/3.03/1.16 亿元，火电和 光伏营收同比分别+5.58%/+15.81%，风电则是从2024年起首次为公司贡献营收， 未来成长空间较大。整体看来，近年来公司火电基本盘稳健发展，而风光热尽管 体量较小，但呈现出加速成长的态势。

盈利能力稳中向好，火电利润率持续提升。2021 年受燃料成本大幅上涨影响，公 司利润率为负，此后随着煤炭价格逐步回落，公司利润率转正并逐年提升。2024 年，公司销售毛利率和净利率分别为 13.31%和 6.46%，较 2023 年同比提升 3.52 和 3.16 个 pct；2025 年 Q1，公司盈利能力继续提升，毛利率和净利率分别为 18.06%和 13.01%。分业务来看，公司火电毛利率自 2022 年以来持续提升，带动 公司整体盈利水平稳健增长；而风电、光伏以及售电服务的毛利率水平相对较高， 未来随着业务体量的增加，有望为公司贡献新的利润来源；售热业务整体呈亏损 状态，但自 2022 年起亏损幅度逐渐收窄。

财务费用率有所下降，经营性现金流明显增长。近年来公司的期间费用率整体呈 现 下 降 趋 势 ， 2024 年 ， 公 司 销 售 / 管 理 / 研 发 / 财 务 费 用 率 分 别 为 0.03%/3.30%/0.35%/3.73%，较 2023 年分别变化 0.00/+0.18/+0.06/-0.31pct。 其中，公司财务费用率由 2021 年的 7.22%持续下降至 2024 年的 3.73%，降幅较 为明显。2025 年 Q1，公司期间费用率进一步下降至 5.79%，同比下降 0.23pct。 现金流方面，2024 年和 2025 年 Q1 公司经营活动产生的现金流净额分别为 61.23 和 25.81 亿元，同比分别+57.16%和+89.50%。

3 京津唐保供压舱石，成本利好重塑业绩弹性

3.1 控股燃煤装机平稳增长，发电效率优于全国平均

公司控股燃煤装机平稳增长，主要机组位于煤资源丰富地区。截至 2024 年 12 月 31 日，公司控股燃煤发电企业 21 家，装机容量 2139 万千瓦。其中，2024 年公 司新投产十堰热电二期 1*35 万千瓦超临界燃煤机组，并收购京能集团持有的锡 林能源 51%股权，进而新增内蒙古 132 万千瓦超超临界机组，带动控股燃煤装机 平稳增长。从机组分布上看，公司燃煤机组主要位于煤炭资源丰富的内蒙古地区， 其燃煤装机容量达 1372 万千瓦，占公司燃煤装机总量的 64.14%，此外公司在煤 资源丰富的山西、宁夏等区域也有在运燃煤机组，装机规模相对平稳。

区位优势与技术双驱动，火电利用小时数领先全国平均。2024 年，公司火电机组 年累计发电利用小时为 4584 小时，同比虽然降低 295 小时，但仍旧高于全国火 电设备平均利用小时 118 小时。追溯过往几年公司火电利用小时数，发现过往三 年均高于全国火电设备平均水平，我们推测一方面系公司火电核心产区负荷需求 强劲，如内蒙古不仅是“西电东送”的战略核心电源基地，还承担着向京津唐等 高负荷地区输电的任务，且锡林发电等项目直接配套了特高压外送通道，进而保 障了公司火电机组的长期稳定运行。另一方面，公司近几年新投产机组以超临界 或超超临界的燃煤机组为主，发电效率较高，且公司通过热电联产进一步提升供 电效率，因而带动火电利用小时数表现较好。

3.2 京津唐保供压舱石，区域刚需托举电价韧性

公司火电送电区域以京津唐电网为主，部分项目配套特高压外送通道。作为首都 首家电力上市企业，公司对于京津唐电网的电力保供发挥着重要作用。从送电区 域分布上看，公司控股的岱海发电、京隆发电、涿州热电、秦皇岛热电、锡林发 电、京泰二期、锡林能源和漳山发电二期均直接向京津唐电网供电，其中锡林发 电、京泰二期为京津唐特高压配套电源，而去年收购的锡林能源查干淖尔电厂 2*66 万千瓦超超临界间接空冷燃煤发电机组，是京蒙对口帮扶的重点项目，也是 锡盟至山东 1000 千伏特高压交流输变电工程配套电源点之一。2024 年，公司实 现火电上网电量 892.45 亿千瓦时，其中京津冀地区累计上网电量 393.29 亿千瓦时，占公司火电总上网电量的 44%，占京津冀 2024 年全社会用电量的比例达到了 5.27%，对其电力保供发挥着重要作用。

外来电对京津唐电力保供发挥重要作用。2024 年，京津冀地区全社会用电量合计 为7461亿千瓦时，而同期三地发电量合计为5147.2亿千瓦时，电力缺口达2313.8 亿千瓦时。在此背景下，我国自 2000 年起就着力打造西电东送工程，用以缓解 我国能源资源与用电负荷分布的不均匀。目前，我国西电东送工程已经形成南、 中、北三大通道，北通道主要由新疆、内蒙古、陕西、宁夏等省区向华北、华东 输电；中通道主要由四川、重庆、湖北等省市向华中、华东输电；南通道主要由 云南、贵州、广西等省区向华南输电。与此同时，为了解决长距离输电问题，我 国还建设投运了一系列特高压工程，其中“蒙西-天津南”、“锡盟-胜利”、“雄安 -石家庄”、“山东-河北环网”、“张北-雄安”、“张北-胜利”等多条线路都为满足 京津冀地区电力增长需求做出了重要贡献。2025 年 3 月 18 日，“大同-怀来-天津 南”1000 千伏特高压交流工程开工，建成后将进一步完善华北特高压主网架结构，满足山西、河北电力送出和天津电网负荷增长需求，全面提高京津冀电网安全稳 定水平和抵御严重故障风险能力，更好服务京津冀协同发展。

京津唐用电刚需托举电价韧性。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。我们推测，京津唐电 价较为坚挺主要系由于其区域内用电需求刚性较强，而部分电力需要通过外来电 保供，进而导致电力价格相对坚挺。

受益于售电区域电价稳定，公司火电电价稳中有升。受益于京津唐等售电区域较 为稳定的电价，公司近年来火电售电均价整体较为稳定。2024 年，公司火电板块 售电均价约为 0.3596 元/千瓦时，同比 2023 年提升 0.29 元/千瓦时，是火电企 业中为数不多的火电均价上涨的公司。2025 年 Q1，公司完成上网电量 216.61 亿 千瓦时，同比下降 4.20%，而同期公司营业总收入却同比增长 4.59%。考虑到公司常年来售电营收占比高居 90%以上，我们推测 2025 年 Q1 公司平均上网电价或 同比有所增长，从而抵消电量下滑效应，最终在营收端实现同比增长。

3.3 煤价低位弥补电量减少，火电成本利好重塑业绩弹性

25Q1 火电需求略有下滑，Q2 起降幅收窄且逐渐改善。根据国家统计局数据，2025 年 1-4 月全国火电累计发电量为 19831.4 亿千瓦时，同比下滑 3.83%，我们认为 主要系受全社会用电量增速下滑以及水风光挤压影响。在此背景下，2025 年 Q1 公司实现上网电量 216.61 亿千瓦时，同比下降 4.20%，其中火电累计完成上网电 量 204.44 亿千瓦时，同比降幅 8.93%。尽管 2025 年 Q1 火电电量同比有所下滑， 但从月度发电数据来看，2025 年 4 月起火电发电量降幅整体收窄且逐月改善，伴 随着全国各地气温逐渐上升，我们预计火电需求或边际改善，公司电量端压力预 计有所缓解。

煤价低位弥补电量减少，成本利好重塑业绩弹性。自 2024 年 Q4 起我国煤炭价格 整体呈现下滑趋势，截至 2025 年 6 月 12 日，秦皇岛动力末煤平仓价就已下跌至 609 元/吨，较 2024 年底降幅超 20.39%，较 2024 年初降幅超 33.88%，极大地改 善了公司的燃料成本。根据公告，2024 年公司全年入厂标煤单价同比降低 3.9%， 火电业务实现毛利率 17.06%，同比提升 2.45pct。从单位毛利上看，2024 年公司火电业务单位毛利约为 6.14 分/千瓦时，同比提升约 0.93 分/千瓦时。2025 年 Q1，由于煤炭价格继续下滑，且公司电价较为坚挺，我们推测其有效弥补了公司 电量下滑带来的收入减少，且重塑公司业绩弹性。2025 年 Q1，公司销售毛利率 为 18.06%，较 2024 年同期显著提升 7.62pct；实现归母净利润 10.63 亿元，同 比大幅提升 129.84%。

3.4 风光热业务加速发展，开辟业绩新引擎

公司布局新能源业务，装机容量和上网电量快速增加。近年来公司积极响应双碳 战略，加快产业相关多元化步伐，全力向新能源转型发展。2021 年 7 月，公司举 办“星火工程、燎原计划”新能源发展大会，会议一致达成《京能电力新能源发 展宣言》，此后公司加快新能源布局速度。2022 年 4 月，公司举办了丹江口市蒿 坪镇 100MW 林光互补光伏电站项目的开工典礼，该项目也是公司在“十四五”期 间第一个开工建设的新能源发电项目。截至 2024 年底，公司控股运营的新能源 装机容量达到了 205.49 万千瓦，其中集中式风光装机 203.54 万千瓦，分布式光 伏 1.95 万千瓦；完成上网电量 7.51 亿千瓦时，同比+372.33%；2025 年 Q1，公 司新能源完成上网电量 17.05 亿千瓦时，同比+322.03%。

在建大基地项目持续推进，助力京津冀绿电消纳。截至 2024 年底，公司在建的 风光新能源项目装机容量为 171.67 万千瓦，分别是察右后旗 81.8 万千瓦风电项 目、乌兰察布 150 万千瓦风电项目剩余 10 万千瓦风电、查干新能源 40 万千瓦风 光项目、山西武乡 13 万千瓦光伏项目以及酒泉风电项目 20 万千瓦。其中，乌兰 察布 150 万千瓦“风光火储氢一体化”大型风电光伏基地项目由乌兰察布市能投 公司与公司共同投资建设，位于凉城县，风电装机规模 150 万千瓦，配套建设 30 万千瓦/120 万千瓦时磷酸铁锂电化学储能电站，同期配套新建 1 座 220kV 升压 站和一回约 0.2 公里的 220 千伏输电线路。该项目充分利用现有火电的灵活性调 峰能力，所发绿电经由“岱海—万全—顺义”500 千伏输电线路接入华北电网送 到京津冀地区，真正实现了“绿电进京”，有力提升了京津冀地区绿电消纳能力。

斥资收购岱海新能源 39%股权，有望提升公司整体效益。2025 年 2 月 21 日，公 司发布《关于通过公开摘牌方式参与收购内蒙古京能岱海新能源有限公司 39%股 权的公告》，公告明确所属控股子公司岱海新能源的参股股东乌兰察布市能源投 资开发有限责任公司通过内蒙古产权交易中心公开挂牌转让其所持有的岱海新 能源 39%股权；2025 年 2 月 19 日，公司收到内蒙古产权交易中心出具的《挂牌 成交确认书》，已确定公司为本次挂牌的受让方，摘牌价格为人民币 9.49338 亿 元。本次摘牌收购岱海新能源 39%股权后，公司持股比例将由 51%变为 90%，能投 公司持股比例由 49%变为 10%。公司表示，此次交易有利于提升公司整体效益， 能够带来良好的经济效益，并实现国有资产的保值增值。

售热为公司第二大业务，近年来亏损持续收窄。除了售电业务以外，公司还积极 发展供热市场，2024 年，公司售热业务实现营收 25.75 亿元，同比+6.87%，实现 毛利率-44.56%，同比+9.19 个 pct。追溯过往几年公司售热业务，可以看到其营 收整体保持着稳健增长的状态，而毛利率也从 2022 年起逐渐改善。

供热版图持续拓张，营收有望稳健增长。近年来公司积极开拓供热（汽）、供冷市 场，争取利润增长点，加快推进存量项目智慧改造，提高供热能效。2024 年度， 公司累计完成供热量 9061 万吉焦，同比增加 896 万吉焦；供热面积达 2.43 亿平 米，同比基本持平；2025 年 Q1，公司热力市场持续扩容，供热量同比增加 330 万 吉焦，供热面积新增 2584 万平方米，有望带动供热收入稳健增长。

4 重视股东投资回报，高分红兑现能力突出

4.1 公司上市以来几乎年年分红，重视股东投资回报

公司上市除亏损年份外均进行分红，十分重视股东投资回报。公司十分重视股东 的投资回报，除 2021 年亏损以外，公司自上市以来每年均进行现金分红，目前 已分红 24 次，累计分红金额超 102 亿元。2014 年起，公司开始发布未来三年股 东回报规划，计划 2014-2016、2017-2019、2020-2022 年年均现金分红金额不低 于当年实现可供分配利润的 40%、40%、70%。

根据计算，公司实际分红比例分别达到了 65%、81%和 98%（2021 年除外），远超 公告中的计划比例。根据最新利润分配公告，公司承诺 2023-2025 年年均分红占 当年可供分配利润的 70%以上，结合公司 25 年 Q1 相对优异的业绩表现，我们预 计年均 70%的分红目标有望达成。

4.2 盈利筑基叠加制度护航，高分红兑现能力突出

根据公司最新的未来三年股东回报规划，2023-2025 年公司年均分红占当年可供 分配利润的比例应在 70%以上；根据计算，2023-2024 年公司现金分红总额占两 年可供分配利润的比例约为 75.54%。 按照公司 2023-2025 年年均分红比例为 70%进行测算，假设 2025 年公司永续债 利息保持 2.16 亿元不变，提取公积金总额为当年归母净利润的 10%，则在归母净利润为 37.27 亿元时，公司 2025 年最低现金分红金额为 20.86 亿元，对应 2025 年 6 月 12 日市值的股息率为 6.9%，高股息属性明显。 以煤炭价格和火电利用小时数为核心变量，针对公司 2025 年股息率进行敏感性 测算，可以看到当火电利用小时数同比减少 0-10%，煤价 600-750 元/吨时，若公 司 2023-2025 年平均分红比例为 70%，则对应公司股息率区间为 5.5-10.0%。

编辑：火腿肠