核心业绩表现 - 四大发电央企2025年上半年净利润总额214亿元 但业绩分化明显 华能国际净利润92.62亿元(同比增长24.26%) 大唐发电净利润45.79亿元(同比增长47.35%) 华电国际净利润39.04亿元(同比增长13.15%) 国电电力净利润36.87亿元(同比下降45.11%) [3] - 大唐发电实现营业收入571.93亿元(同比下降1.93%) 经营业绩创历史同期最好水平 利润总额72.84亿元(同比增长36.14%) 并宣布中期分红每股0.055元 总额10.18亿元 [4] - 华电国际营业收入599.53亿元(同比下降8.98%) 电力热力销售占比99.23% 完成发电量1206.21亿千瓦时(同比下降6.41%) [5] - 华能国际营业收入1120亿元(同比下降5.70%) 营业成本900.75亿元(同比下降10.20%) 归母净利润92.62亿元(同比增长24.26%) 利润增长主要源于燃料成本下降和新能源利润增长 [5] - 国电电力营业收入776.55亿元(同比下降9.52%) 但扣非净利润34.10亿元(同比增长56.12%) 同时公布未来三年分红规划 承诺每年现金分红不低于净利润60% [9][10] 行业驱动因素 - 煤炭价格回落显著降低火电企业燃料成本 动力煤价格同比下降22.94% 燃料成本占火电企业成本结构60%-70% [6][11] - 市场化交易电价上涨及部分省份电价上浮带来额外盈利空间 新能源补贴落地助推清洁能源业务盈利增长 [6] - 发电企业加速向清洁能源转型 风电光伏等新能源装机占比提升成为重要盈利支撑 东部沿海火电机组利用效率较高贡献稳定现金流 [7] 新能源发展 - 大唐发电上半年新增清洁能源装机1117.45兆瓦 清洁能源装机占比提升至40.87% 较2024年末提高0.5个百分点 [11] - 新能源项目开发面临电网消纳能力不足 用地需求增长 生态保护要求提高等挑战 市场化电价改革带来收益不确定性 [12] - 国电电力通过火电转型提升机组调峰能力 实现20%深调能力覆盖 获取较高电量和容量电价收入及辅助服务收入 [12] 业绩分化原因 - 国电电力净利润下降主要因煤电业务占比高受煤炭价格波动影响大 以及部分区域电力市场竞争激烈 [9] - 华能国际利润增长得益于科学统筹煤炭采购降低燃料成本 以及新能源规模有序扩增 [5] - 行业整体盈利环境改善但企业个体表现受多种因素影响较大 [3]

财务表现 - 2025年上半年营业收入776.55亿元同比下降9.52% 主要因售电单价下降[2] - 归母净利润36.87亿元同比下降45.11% 主要因上年同期转让国电建投产生投资收益67.39亿元推高基数[2][3] - 扣非净利润34.10亿元同比增长56.12% 反映主营业务盈利改善[2] - 火电/水电/风电光伏板块归母净利润分别为19.67亿元/8.83亿元/11.20亿元 较同期变化-0.28亿元/+9.09亿元/-0.79亿元[3] 分红政策 - 公布2025-2027年现金分红规划 承诺每年现金分红比例不低于归母净利润60%且每股不低于0.22元[5] - 2025年上半年拟每股派现0.10元 合计分红17.84亿元 占当期归母净利润48.38%[5] - 高分红传递现金流充裕信号 体现治理优化与股东回报导向[5] 火电业务 - 火电贡献公司超80%收入 装机结构以60万千瓦及以上机组为主占比71.88%[6] - 上半年火电上网电量1518.40亿千瓦时同比下降7.51% 平均上网电价428.75元/兆瓦时同比下降6.97%[6] - 燃料成本管控成效显著 入炉标煤单价831.48元/吨同比下降87.46元/吨降幅9.52% 长协煤占比达97.05%[7] - 通过"三改联动"提升调峰能力 20%深调机组覆盖扩大 增加辅助服务收入[7] 新能源发展 - 上半年新增新能源装机645.16万千瓦 其中光伏612.23万千瓦风电32.93万千瓦[10] - 新能源资源量353.48万千瓦同比下降58.04% 核准备案容量377.39万千瓦同比下降43.65%[10] - 风电/光伏上网电价分别为450.10元/兆瓦时和329.84元/兆瓦时 同比降6.0%和21.8%[12] - "136号文"政策引发6月1日前抢装潮 光伏6月新增装机骤降至14GW[11] 行业环境 - 煤炭价格持续走低 环渤海5500大卡动力煤现货均价同比降22.94%[7] - 电力供需转向宽松 市场化改革加速推进 行业面临量价下行压力[2][6] - 容量电价机制增加收入 但新能源全面入市导致电价不确定性增强[4][12] - 电网消纳不足/用地限制/生态保护等因素增加新能源开发难度[11]

财务表现 - 2025H1营收776.55亿元同比下降9.52% 归母净利润36.87亿元同比下降45.11% [1][2] - 扣除非经常性损益影响后归母净利润34.10亿元 同比增长56.12% [2] 电力业务量价分析 - 上网电量1958.01亿千瓦时同比下降3.53% [2] - 火电上网量1518.40亿千瓦时同比下降7.51% 水电226.85亿千瓦时下降6.44% [2] - 风电上网量110.74亿千瓦时同比增长11.11% 光伏102.02亿千瓦时大幅增长122.85% [2] - 平均上网电价409.70元/兆瓦时 同比下降29.51元/兆瓦时 [2] 成本控制措施 - 采购原煤8097万吨中长协煤占比97.05%达7858万吨 [3] - 入炉标煤量4972.60万吨 综合标煤单价831.48元/吨同比下降9.52% [3] - 发电厂用电率3.70%同比下降0.14个百分点 [3] 业务转型进展 - 浙江北仑和广东肇庆共200万千瓦火电机组高质量投产 [3] - 推进存量机组三改联动 生物质掺烧和新能源耦合开发 [3]

公司营收表现 - 公司营收受电力量价下行的市场形势影响 [2] - 公司出现量价双降的情况 [2] 成本管理措施 - 公司加强管控燃料成本 [2] 业务转型进展 - 公司加快推进火电转型 [2]

投资评级 - 维持"买入"评级 [1] 核心观点 - 2025H1公司营收776.55亿元，同比下降9.52%；归母净利润36.87亿元，同比下降45.11% [1] - 扣除非经常性损益后，扣非归母净利润34.10亿元，同比增长56.12% [5] - 预计2025-2027年EPS分别为0.40元、0.42元、0.43元，对应PE分别为12倍、11倍、11倍 [5] 财务数据 - 总股本178.36亿股，流通A股178.36亿股 [3] - ROE（TTM）11.73% [3] - 2025年8月19日收盘价4.77元，总市值850.76亿元 [5] 业务表现 - 2025H1累计完成上网电量1958.01亿千瓦时，同比下降3.53% [5] - 火电1518.40亿千瓦时，同比下降7.51% - 水电226.85亿千瓦时，同比下降6.44% - 风电110.74亿千瓦时，同比增长11.11% - 光伏102.02亿千瓦时，同比增长122.85% - 平均上网电价409.70元/兆瓦时，同比下降29.51元/兆瓦时 [5] 成本控制 - 2025H1采购原煤8097万吨，其中长协煤7858万吨，占比97.05% [5] - 入炉标煤量4972.60万吨，入炉综合标煤单价831.48元/吨，同比下降9.52% [5] - 发电厂用电率3.70%，同比下降0.14个百分点 [5] 战略转型 - 浙江北仑、广东肇庆共200万千瓦火电机组高质量投产 [5] - 推进存量机组"三改联动"、生物质掺烧和新能源耦合开发 [5]