华电国际电力股份（01071.HK）2026年中期管理层讨论与分析

证券之星消息，近期华电国际电力股份（01071.HK）发布2026年中期财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

业务回顾：

1.宏观经济与电力需求
      根据国家统计局发布数据显示,经初步核算,二零二六年上半年,国内生产总值(GDP)为人民币695,704亿元,比上年增长4.7%。根据国家能源局发布数据显示,二零二六年上半年,全社会用电量累计50,999亿千瓦时,同比增长5.3%。从分产业用电看,第一产业用电量711亿千瓦时,同比增长4.9%。第二产业用电量33,057亿千瓦时,同比增长5.1%;其中,工业用电量32,760亿千瓦时,同比增长5.3%,高技术及装备制造业用电量6,008亿千瓦时,同比增长9.8%。第三产业用电量9,916亿千瓦时,同比增长8.0%;其中,充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为810亿、494亿千瓦时,增速分别达到56.9%、44.0%。城乡居民生活用电量7,315亿千瓦时,同比增长3.1%。
      2.电力生产
      本期间,本集团完成发电量约107.79百万兆瓦时,比上年同期数据下降约10.65%;完成上网电量101.04百万兆瓦时,比上年同期数据下降约10.82%。本集团发电机组平均利用小时为1,382小时,其中燃煤发电机组利用小时为1,639小时,燃气发电机组利用小时为732小时,水力发电机组利用小时为1,398小时。供电煤耗为286.40克╱千瓦时,显着优于全国平均水平。上网电价为人民币517.78元╱兆瓦时,比上年同期数据增长约人民币0.99元╱兆瓦时,同比增长约0.19%;入炉煤折标煤单价为人民币833.75元╱吨,比上年同期数据下降约2.00%。
      3.营业收入与利润
      本期间,本集团取得营业收入约为人民币542.64亿元,同比减少约9.49%,主要原因是发电量减少的影响。
      本期间,本集团完成利润总额约为人民币52.97亿元,同比减少约10.89%;实现归属于上市公司股东的净利润约为人民币31.05亿元,同比减少约20.47%;基本每股收益约为人民币0.25元,同比减少约24.24%。

业务展望：

二零二六年上半年,面对外部环境变乱交织、国内新情况老问题交织叠加的复杂局面,中国经济顶住压力,延续总体平稳、向新向优的发展态势。展望下半年,经济将在分化中延续复苏趋势,但外部不稳定不确定因素较多,国内供强需弱矛盾仍存,经济回升向好基础还需稳固,要以高质量发展的确定性应对各种不确定性,努力实现‘十五五’良好开局。1.电力市场当前我国电力行业正处于能源转型加速与市场化改革深化的叠加阶段,火电企业面临的电力市场风险呈现多维度、常态化特征,对企业经营收益形成挑战。从供需格局来看,全国新能源装机规模与发电量保持高速增长,清洁能源替代节奏加快,挤占了传统火电的发电空间;同时电力供应能力整体增速高于全社会用电需求增速,电力供需整体处于宽松状态,导致火电设备利用小时数承压,发电量增长空间收窄。从市场交易层面来看,新能源全面参与中长期电力市场后,凭借较低的边际发电成本,提升了市场供给规模,对市场电价形成下压冲击;叠加电力现货市场在全国范围内全面铺开,市场交易主体更为多元、竞争程度更加激烈,电价波动的频率与幅度有所提升,市场运行的不确定性增加。在此背景下,火电企业面临发电量规模占比下降的压力,同时还需应对市场电价下移的挑战,双重压力共同挤压火电企业的总体收益空间。本公司将持续加强电力市场政策研判,强化对标、优化运营。动态优化中长期、现货及辅助服务市场交易策略,强化产销协同,巩固拓展非电量收入。优化碳市场交易履约策略,挖掘碳资产增值收益。主动研究争取燃机电价政策红利,多维度对冲量价下行压力。2.煤炭市场当前燃料市场风险主要来自需求端阶段性波动与供给端地缘不确定性的双重叠加。从国内需求端来看,宏观经济复苏进程带动全社会用电量提升,在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰时段,叠加极端高温、寒潮等极端天气影响,火电的保供兜底责任进一步加强,电煤需求会出现明显的季节性回升,相对宽松的煤炭供需格局可能面临阶段性调整,煤价存在阶段性上行的波动风险。从国际供给端来看,全球能源市场的地缘政治冲突存在不确定性,中东等地的局势动荡会直接影响国际能源价格走势。对于火电企业而言,燃料市场的波动突出了保供与控价的矛盾,一方面要履行能源保供责任,保障电煤稳定供应,牢牢守住不发生缺煤停机的底线;另一方面要控制燃料成本,应对煤价上行带来的成本压力。尽管长期协议能够发挥‘压舱石’作用,但现货煤价波动、季节性库存调度难度提升等问题,仍增加了燃料成本管控的复杂度,对企业的采购策略优化、库存精细化管理能力形成考验。本公司将坚决扛牢能源保供责任,细化‘迎峰度夏’、‘迎峰度冬’的保供举措,做好电煤应急储备与经济调配,守住不缺煤停机底线。拓宽进煤渠道,动态优化采购策略,提升燃料保供控价能力。做好极端天气应急处置,统筹季节性库存调度,以精细化管理对冲煤价阶段性波动的成本压力。3.环境保护在国家‘双碳’战略深入推进与生态环保监管趋严的背景下,火电企业面临的环保风险覆盖合规成本、碳履约成本、技术改造成本等多个维度,呈现常态化、刚性化的特征。在常规环保监管层面,国家对京津冀、长江经济带等重点区域的环保政策持续深化完善,污染物排放标准提升,基层企业在环保设施运维、污染治理耗材、环保监测等方面的费用支出面临压力。中央生态环境保护督察实现常态化推进,环保合规监管的覆盖范围更广、执法尺度更严,对企业全生产流程的环保合规性提出了更高要求。在碳排放管控层面,全国碳市场配额发放收紧,叠加配额结转政策的影响,碳市场价格的波动风险提升,企业的碳排放履约成本面临上升压力。国家对碳排放总量管控的要求不断提高,推动煤电低碳化转型的政策导向明确,企业应用低碳技术、实施机组节能降碳改造,相关的技术研发、设备升级、工程改造都需要资金投入,短期内会推高企业的资本开支与运营成本。整体来看,减污与降碳的双重要求,让火电企业同时面临环保合规成本与低碳转型成本的双重压力。本公司将严格执行环保政策,压实主体责任,深化污染防治攻坚,确保污染物达标排放。全面摸排并制定节能降耗措施。推进煤电机组‘三改联动’与低碳改造,降低煤耗与排放。依法合规开展碳配额交易,释放碳资产收益,对冲环保合规与碳履约双重成本压力。

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