火电行业经营业绩显著改善 - 五大发电集团核心上市公司合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [3] - 多家火电资产较重上市公司归母净利润增速超100% 其中华银电力净利润同比增利2.02亿元 增幅达4147% [3] 燃料成本下降驱动利润增长 - 煤炭价格中枢下移 二季度曹妃甸港5500大卡煤价同比下降超20%至618元/吨 [5] - 华电国际入炉标煤单价下降12.98%至850.74元/吨 国电电力和华能国际分别下降9.5%和9.2% [5] - 成本降幅高于收入降幅 皖能电力营业成本降低8.51%而营业收入仅减少5.83% [6] 电力市场化改革带来双重挑战 - 上网电量和电价呈现下行趋势 华电国际上网上半年电量同比下降6.46% 电价下降1.44%至517元/兆瓦时 [5] - 安徽省调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [6] - 火电角色从基荷电源转向调峰电源 年利用小时数整体下降 [6] 区域差异化竞争格局形成 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年预计超60GW 三北地区新核准项目占比达40% [8] - 负荷中心区如浙江广东煤电可通过现货市场高价套利 西部清洁能源高占比地区煤电主要依靠容量电价补偿 [8] - 中东部煤电占比高省份如山西山东需挖掘调峰能力 从基荷电源向调节性电源转变 [8] 煤电技术改造面临实施难题 - "三改联动"涉及节能降耗改造、供热改造和灵活性改造 但剩余项目投资金额高实施难度大 [9] - 改造后经济收入缺乏明显增长预期 电力市场机制不完善导致投入产出计算模糊 [9] - 需政策进一步厘清激励机制 包括完善辅助服务市场 [9] 行业长期定位与盈利展望 - 煤电未来主要定位为电力系统安全支撑 保障安全转型 [10] - 超额利润难以实现 但合理利润空间应予以保障 [10]

行业业绩表现 - 五大发电集团核心上市公司华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力和中国电力合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [1] - 华银电力、豫能控股、建投能源、晋控电力、京能电力等多家火电资产较重上市公司归母净利润增速均超100% 其中华银电力净利润2.07亿元 同比增利2.02亿元 增幅达4147% [1] 成本结构变化 - 煤炭价格中枢下移对火电企业成本控制和利润改善起关键作用 中国电煤采购价格指数显示二季度曹妃甸港5500大卡均价618元/吨 同比下降超20% [2] - 华电国际上半年入炉标煤单价850.74元/吨 同比下降12.98% 国电电力和华能国际入炉综合标煤单价分别下降9.5%和9.2% [2] - 皖能电力营业成本同比降低8.51% 有效对冲营业收入5.83%的降幅 [3] 收入端压力 - 华电国际上网上半年网电量1133亿千瓦时 同比下降6.46% 上网电价517元/兆瓦时 同比下降1.44% [2] - 安徽省1-5月调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [3] - 火电作为基荷电源角色被削弱 年利用小时数整体呈下降趋势 更多承担调峰功能 [3] 电力市场竞争格局 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年超60GW概率较大 [4] - 2024-2025年6月项目多分布于三北地区 新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江五省份核准规模占比达40% [4] - 负荷中心区如浙江广东电力需求旺盛 煤电可通过现货市场高价套利实现利润最大化 [5] - 清洁能源占比高的西部地区如甘肃青海 煤电需通过容量电价补偿电量损失 [5] 行业转型挑战 - 煤电机组需进行节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的"三改联动" [6] - 当前改造项目投资金额高实施难度大 但改造后经济收入无显著增长预期 电力市场机制不完善影响企业改造积极性 [6] - 煤电未来定位主要是安全支撑保障电力系统安全转型 需保障合理利润空间而非追求超额利润 [6]

煤炭行业现状与挑战 - 7月电煤需求旺季但价格仍低位徘徊，CECI曹妃甸指数5500千卡/千克报622元/吨，较年初下降151元，年内降幅约19%，处于近四年低位 [1] - 2024年全国规模以上煤炭企业营收3.16万亿元同比下降11.1%，利润总额6046.4亿元同比下降22.2%，行业亏损面达42% [3] - 新能源装机首超煤电形成长期冲击，叠加减碳压力倒逼行业转型 [1] 煤价下行对产业链影响 - 煤价下行导致煤炭企业利润承压，煤电企业盈利改善，5500/5000/4500千卡煤种价格较年初均下降超百元/吨 [2] - 动力煤长协价与现货价倒挂，高库存企业降价促销加剧局部踩踏 [3][4] - 夏季用电高峰带动全国最大电力负荷达14.65亿千瓦创历史新高，但煤价反弹动力不足 [2][3] 煤炭企业应对策略 - 晋能控股等企业通过降本增效、稳产减产等19条措施自救，但行业自律作用有限 [5] - 煤电联营模式受关注，淮河能源116.94亿元收购电力集团股权，火电装机从351万千瓦增至961万千瓦 [6] - 行业呼吁外力干预集体减产，若煤价跌破绿色区间可能触发政策调控 [5] 火电行业转型动态 - 低煤价改善火电企业经营状况，"三改联动"和煤电升级行动加速推进 [1][9] - "十四五"新核准煤电装机2.89亿千瓦为"十三五"近2倍，西部风光大基地配套煤电项目增加 [8] - 大型煤电机组低负荷运行面临效率下降、碳排放增加等问题，需提升灵活调节能力 [9] 电力市场机制建设 - 辅助服务市场和容量成本回收机制不完善，制约煤电多维度价值体现 [1][10] - 政策推动新一代煤电战略布局，要求提升清洁降碳、智能运行水平 [9] - 火电企业改造投入面临收益测算模糊问题，需政策进一步明确导向 [10]

煤电行业转型与供热保障 - 煤电角色正从主体性电源向保障电力系统稳定性的核心调峰资源转型，现阶段仍需发挥对电网安全的"兜底"和对供热供暖的保障作用 [1] - 传统煤电将向新型智慧煤电、区域能源服务中心、新型虚拟电厂等新一代煤电转变 [1][6] - 北方地区60万千瓦以上火电机组装机达2.8亿千瓦，年发电2000小时可产生30亿吉焦余热，满足100亿平方米建筑供热需求 [2] 热电协同与余热利用技术 - 热电行业面临三重攻坚：煤电定位重构、新能源消纳与供热稳定平衡、数字化技术赋能传统机组改造 [2] - 余热利用存在温度/时间/空间三大不匹配难题，需采用温度变换器、大温差长输供热、跨季节储热等技术解决 [3] - 垃圾焚烧电厂热电联产余热回收潜力巨大，靠近负荷中心可降低传输损耗与管网成本 [3] "三改联动"与煤电效能提升 - "三改联动"（节能降耗/供热/灵活性改造）是煤电清洁高效发展的关键路径，京能秦皇岛热电通过低压缸零出力技术使供电煤耗降低1.65g/kWh [4] - 需通过汽轮机侧改造、锅炉侧改造、储能蓄热集成等技术最小化技术出力，生物质掺烧/绿氨掺烧/碳捕集推进低碳化改造 [5] - 2027年煤电低碳化改造目标为度电排放较2023年降低50% [5] 政策支持与市场机制 - 建议建立煤热价格联动机制，细化"三改联动"激励政策，实行政府/企业/用户三方分摊机制 [5] - 提倡存量煤电配置新能源资源，鼓励"两个联营"（煤电与新能源/煤电与调峰储能联营）构建多能互补产业链 [5][6] - 需完善容量补偿政策，提高容量电价和辅助服务价格在煤电价格体系中的比重 [5] 技术创新与设备优化 - 天津全诚桓金提出空预器漏风治理、热网系统缓释阻垢剂等解决方案，涵盖凝汽器免拆装清洗等关键技术 [7] - 华电电科院建议热电机组发展余热回收、大温差长输供热等技术，提升热电比实现节能降碳 [7] - 需推进灵活汽轮发电机组、燃煤耦合储能系统等新一代煤电技术开发 [6]

公司投资计划 - 深圳能源控股子公司深圳妈湾电力有限公司拟投资63 32亿元建设妈湾电厂升级改造煤电环保替代一期工程项目 [1] - 项目装机规模为2×660兆瓦 [1] - 自有资金为13 05亿元 其余投资款拟通过融资解决 [1] 项目影响 - 项目可满足地区电力负荷发展需求 缓解深圳市西部供电压力 [1] - 符合国家"三改联动"政策 [1] - 为粤港澳大湾区构建新型电力系统提供核心支撑 [1]

投资计划 - 公司控股子公司深圳妈湾电力有限公司拟投资63 32亿元建设妈湾电厂升级改造煤电环保替代一期工程项目 [1] - 项目装机规模为2×660兆瓦 [1] - 项目总投资中的13 04亿元将由妈湾公司自筹 其余资金拟通过融资解决 [1] 战略意义 - 项目建设符合公司战略发展方向 [1] - 旨在满足地区电力负荷发展需求 缓解深圳市西部供电压力 [1] - 符合国家"三改联动"政策 [1] 项目风险 - 项目存在燃料价格 电价不达预期及工期紧张等风险 [1]

公司接待信息 - 投资者关系活动类别包括特定对象调研、分析师会议等多种形式 [2] - 参与单位为财通证券，人员为袁凤婷 [2] - 活动时间为2025年5月16日10:00 - 11:00，地点在公司本部会议室 [2] - 上市公司接待人员为总会计师兼董事会秘书刘克冷、证券事务代表宫文静 [2] 《方案》对“三改联动”的影响 - 《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》强化“三改联动”核心目标，提出更高要求并新增智能运行技术要求，“三改联动”有望持续推进 [2] - 已完成“三改联动”的机组需重新评估并制定滚动升级计划，规划中的项目需融入新方案标准 [2] 项目相关情况 - “三改联动”项目订单额度根据改造范围不同，从几百万到上亿不等 [3] - 公司改造主要集中在锅炉本体，暂时不涉及汽机侧 [3] 待退役机组延寿措施 - 待退役机组可通过技术改造升级延长服役期限，如转为应急备用或调峰电源、参与辅助服务获取收益、作为新能源灵活性补充电源、拓展能源供给方式等，能源集团内有成功案例 [3] 非电领域业务拓展 - 公司具备钢铁、水泥及化工领域节能环保改造技术，但受行业景气度低、利润收窄、环保改造投入能力受限影响，谨慎介入该行业 [3] 生物质业务发展情况 - 生物质业务是公司在“双碳”目标下的业务布局，目前以技术路线储备和场景验证为主，选取了一些有特点的技术应用场景，包括不同类型生物质生产、掺烧 [3] 海外市场开拓情况 - 公司持续开拓海外增量市场，把握“一带一路”沿线国家煤电机组升级需求，在南非等地实现多点突破，打造海外工程项目标杆 [3]

公司成就与行业背景 - 国神公司河曲电厂3号机组入选全国燃煤机组可靠性及运行综合指标50强，标志着公司在火电领域的卓越表现 [1] - "双碳"目标下火电行业面临两难抉择：新能源装机扩大挤压发电小时数，同时需承担兜底保障功能 [1] - 2021年国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，启动煤电行业"三改联动"改革 [1] 节能降碳改造 - 公司拥有24台火电机组，总装机容量1208万千瓦，通过"一厂一策"方式推进节能改造 [3] - 完成89项节能改造项目，供电煤耗下降13.18克/千瓦时，厂用电率降低0.48个百分点，供电碳排放强度下降36.66克/千瓦时 [4] - 宝清公司建成国内首套高水分(48-50%)、低热值(2100大卡)褐煤发电机组，填补国内技术空白 [3][4] - 3台机组跻身全国600MW等级煤粉锅炉机组前20强 [4] 供热改造 - 亿利电厂供热改造后单机煤耗降低32g/kwh，年减排二氧化碳14.3万吨，二氧化硫4449吨，二氧化氮2152吨 [7] - 大南湖热电厂供热能力提升至645兆瓦，年供热量664万吉焦，供热面积达1228.4万平方米 [8] - 2024-2025供热季公司总供热量795.48万吉焦，覆盖14万户居民及622家企事业单位 [8] 灵活性改造 - 12台机组具备20%负荷深度调峰能力，全公司灵活性深调能力增加1916MW(相当于20个100MW储能电站) [10] - 宝清电厂2024年深调电量1.78亿千瓦时，最长单次深调达461小时 [10] - 改造使煤电机组从"电量主力"转型为"灵活调节师"，支持新能源消纳 [9][10] 未来规划 - 公司布局生物质掺烧、城市污泥改造等低碳化路径 [5] - 响应《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025-2027)》，推进"深调峰、快调节、强支撑"能力建设 [11]