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

一、战略主题演变：由资本运作扩张转向存量提质

2025年年度报告中，管理层将战略表述为"以高质量发展为主题，以提升'五个价值'为导向"，并强调常规能源资产最终整合平台的战略定位——当年完成公司历史上规模最大的资产注入（4个区域8家单位于2025年6月1日并表），发行上市资本市场首个央企燃机公募REITs，全年并购装机1,606万千瓦。战略重心明显偏向资产规模扩张与证券化运作。

2026年半年度报告未再重复年报式的战略表述，但其执行层面的动作指向清晰：2026年4月29日发布2026年度"提质增效重回报"行动方案，8月27日董事会审议批准半年度评估报告；2026年5月28日完成第十一届董事会换届，刘雷任董事长、李泉城任副董事长兼总经理，管理团队保持延续。2026年中期延续每股0.09元（含税）的派息安排，与上年同期持平。战略重心从资本运作驱动的规模扩张，转向存量资产的经营效率与市值管理。

二、业务结构变化：清洁能源占比提升，抽蓄梯次推进

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。

三、2025年度经营计划的执行情况

2025年报为2026年部署了四方面工作，对照上半年执行情况：

• 夯实安全环保基础：面对"迎峰度夏"等保供任务，管理层在燃料风险应对中细化了电煤应急储备与经济调配、守住不缺煤停机底线的具体举措，与"统筹做好电煤、天然气应急储备和经济调配"的计划一致。
• 推进转型升级：重庆燃机投产落地（气电领域"稳妥适度发展"）；抽蓄在建扩容320万千瓦；战新产业（新型储能、虚拟电厂、综合智慧能源）仍处于布局与探索阶段，半年报未披露实质性收入贡献。
• 深化提质增效：财务费用上半年14.69亿元、同比减少10.15%，延续2025年全年-16.37%的下降趋势，管理层归因于加大资金运作及融资成本降低；资产负债端，部分子公司用于借款质押的电费、热费收费权由2025年末的83.28亿元降至76.44亿元。
• 加强市值管理：发布"提质增效重回报"行动方案并完成半年度评估，中期分红每股0.09元维持不变，公募REITs（江东公司，本公司认购51%基金份额）进入存续期管理阶段。

需要对照观察的是2025年报提出的"2026年预计完成发电量约2,400亿千瓦时左右"。上半年实际完成1,077.85亿千瓦时、同比下降10.65%，降幅较2025年全年（-7.15%）进一步扩大，全年电量目标的实现取决于下半年电量表现。

四、核心能力建设：研发投入集中于低碳与自主可控

2025年全年研发投入合计26.13亿元（2,612,827千元），占营业收入比例2.07%，重点围绕适应新型电力系统建设、清洁低碳、燃机运维自主可控、人工智能研发应用等领域，其中国家重点研发计划"用于CO2捕集的高活性低能耗固体吸附材料及技术"项目已建成百吨级中高温固体吸附捕集试验平台并完成组装调试。2026年上半年研发费用759.60万元、同比增长41.32%（半年报口径为费用化部分，与年报"研发投入总额"口径不同）。

市场化经营能力是另一条能力主线：公司在山东、江苏、广东等14个区域设立专业化售电公司，2025年代理用户数超15,000户、完成售电量约1,290亿千瓦时；2025年市场化交易电量2,149.74亿千瓦时，占总上网电量比例87.24%。在电力现货市场全国铺开的背景下，碳资产经营亦从成本管控转向收益挖掘：2026年上半年碳排放权交易净损益457,418千元，与2025年报口径一致、被界定为与正常经营密切相关的经常性损益项目（2025年全年碳排放权交易收入444,595千元、费用58,261千元）。

五、财务表现与经营质量：成本红利退坡后的压力测试

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。

六、风险认知的演进：电力市场风险从周期性压力转向常态化约束

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。

综合结论

从2025年年报到2026年中期报告，华电国际的业绩驱动完成了一次关键切换：2025年利润增长依赖煤价下行带来的成本红利与资产注入带来的报表扩张；2026年上半年煤价红利退坡后，发电量持续下行（降幅由-7.15%扩大至-10.65%）与市场化电价压力成为盈利的主导变量，归母净利润-20.47%、经营现金流-40.95%，盈利和现金流同步承压。公司层面的应对呈现三条线索：电源结构向气电、水电、抽蓄倾斜，清洁能源装机占比由30.23%升至31.36%，抽蓄在建项目扩容至889.8万千瓦；存量经营上财务费用连续下降、中期分红每股0.09元维持稳定；市场化维度上通过容量电费、辅助服务、碳资产交易等非电量收入缓冲量价下行。后续需要跟踪的观察点包括电量降幅能否收敛、电价与政策红利（容量电价、燃机电价）的对冲效果，以及抽蓄和燃机项目按计划投产的节奏。

郑重声明：相关内容不构成任何投资建议，股市有风险，投资需谨慎。