华能国际（600011）2025年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期华能国际（600011）发布2025年年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

发展回顾：

一、报告期内公司从事的业务情况

    公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量155,869兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量63,917兆瓦，占比达到41.01%，同比提升5.19个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。

    报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的96.37%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，国家政策、改革发展、技术创新、卓越运营、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。

    2025年，公司加强量价统筹，电热保供和提质增效工作取得明显成效。公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时，同比下降3.39%。公司交易电量3,738.8亿千瓦时，交易电量占比85.43%；其中公司燃煤发电量全部进入市场。全年公司供热量累计完成3.35亿吉焦。

    电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2025年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为477.08元/兆瓦时，同比下降3.48%。2025年，国内煤炭供需关系不断改善，价格中枢下移，境内火电厂单位售电燃料成本为266.88元/兆瓦时，同比下降11.13%。公司积极参与全国电力辅助服务市场，有序实施煤电机组高效灵活性能提升计划，提升辅助服务能力。2025年，公司调峰辅助服务电费净收入9.0亿元，调频辅助服务电费净收入4.6亿元。在碳市场配额履约方面，根据生态环境部发布的《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》（国环规气候〔2024〕1号），第四履约期（2024年）配额分配进一步收紧，公司通过内部协调及外部购买，于2025年底前全部完成第四个履约周期配额清缴工作。

    公司积极发挥上市公司融资平台功能，强化资金精益化管理，创新拓宽融资渠道，推动融资成本和负债结构显著优化。密切跟踪资金市场和央行货币政策导向，统筹规划，精准安排资金头寸。坚持“做好长短结合，保持合理结构”，多措并举落实低成本债券融资。高效发行超短融资券、中长期票据与科技创新公司债券，发行成本屡创市场新低。2025年，公司累计落实债务融资超1,800亿元，综合资金成本进一步下降。

    境外业务方面，2025年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司持续跟踪市场动态、深化影响研判，积极优化市场策略，强化安全生产与机组运行管理，保障机组安全稳定长周期运行，全年实现发电量105.41亿千瓦时，市场占有率18.3%，保持了稳定的电力市场份额；实现营业收入187.11亿元，利润总额21.10亿元。公司巴基斯坦业务管理水平不断提升，安全生产3,000余天，连续七年荣获巴基斯坦多项社会责任奖项，深化提质增效，强化资金管理，加强电费回收，2025年度通过精准预算控制和成本管理，实现营业收入人民币41.75亿元，税前利润8.61亿元。

    二、报告期内公司所处行业情况

    根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2025年全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。全社会用电量首次突破10万亿千瓦时大关，达10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，稳居全球电力消费第一大国地位。截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重超六成。风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重超过八成；新能源新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，成为新增用电量的主体。核电、水电发电设备利用小时同比提高，火电、并网风电、并网太阳能发电利用小时同比下降。

    2025年，全国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。2025年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确提出推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，并配套建立价格形成和结算机制，推动新能源市场化转型。市场规则方面，国家发改委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，修订《电力中长期市场基本规则》，涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。为充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，国家发改委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》《电力现货连续运行地区市场建设指引》，明确电力现货市场建设时间节点，对电能量、辅助服务、容量、零售等市场建设提出了明确要求。截至目前，除西藏和京津唐地区外，全国各省区已基本实现电力现货市场全覆盖。

    国家高度重视能源安全供应工作，释放优质煤炭产能，2025年全国原煤产量48.3亿吨，同比增长1.2%，保持平稳增长态势；进口煤价格优势减弱，供应量同比有所回落，煤炭供应总体稳定。受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求放缓等因素影响，煤炭消费总体偏弱。整体看，煤炭市场供需形势持续改善，煤炭价格波动下行。全年北方港口5500大卡动力煤年度均价700元/吨左右，同比明显回落。

    三、经营情况讨论与分析

    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%。

    四、报告期内核心竞争力分析

    1、规模和装备优势

    截至2025年12月31日，公司可控发电装机容量为155,869兆瓦，境内电厂累计完成上网电量4,375.63亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦以上的大型机组装机容量超过56%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量超过8,800兆瓦，约占公司风电装机总容量的43%；公司海上风电装机容量达5,880兆瓦，占公司风电装机总容量的29%。

    2、电厂的区域布局优势

    公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。

    3、低碳清洁能源比例不断提高

    公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2025年12月31日，公司风电装机容量为20,618兆瓦（含海上风电5,880兆瓦），太阳能装机容量为25,069兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为17,700兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至41.01%。

    4、科技创新节能环保成绩显著

    2025年，公司聚焦服务国家战略和公司高质量发展的重大需求，围绕服务构建新型能源体系和新型电力系统，加强关键核心技术攻关，持续推进高质量科技成果转化。世界首台650℃高效超超临界燃煤示范机组在浙江玉环电厂开工建设；湖北、重庆、安徽等地虚拟电厂建成投运；熔盐耦合超临界二氧化碳新型热力电池储能项目有序推进。全年公司及所属单位共有1,359件国内发明专利和213件国际发明专利获得授权。

    5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势

    作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前，公司已稳妥实施监事会改革，审计委员会顺利承接监事会监督职权，构建起由股东会、董事会和管理层组成的“两会一层”公司治理新格局，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。

    6、丰富的资本运作经验和海外发展经验

    公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。新加坡大士能源通过精益管理、智慧运营等一系列措施，打造了新加坡最具竞争力的综合能源企业之一，获评国务院国资委价值创造行动优秀案例。

    7、卓越的市场运营管理和客户服务能力

    公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策分析、市场研判、精细化交易、量价统筹等措施，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程，创新运营模式，提升市场交易水平，增强市场竞争力。持续增强客户服务能力，坚持以降低客户用电成本、提升用能效率为核心，从交易优化、用能管理、信息服务和品牌联动等方面，持续提升服务深度与客户价值。

    8、高素质的员工队伍和经验丰富的管理层

    公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。

    9、大股东的强有力支持

    自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。

    五、报告期内主要经营情况

    报告期内，本公司实现营业收入2,292.88亿元，同比下降6.62%；营业成本1,869.91亿元，同比下降10.26%；营业利润238.03亿元，同比增长27.00%；净利润195.05亿元，同比增长38.24%。

未来展望：

(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4600亿千瓦时左右。

    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。

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