核心观点
2026 年上半年，公司实现营业收入542.64 亿元，同比减少9. 49%；归母净利润31.05 亿元，同比减少20.47%。公司营业收入同比减少主要系上网电量下降的影响；归母净利润同比下降主要系上网电量减少叠加投资收益下降的影响。2026Q2，公司实现归母净利润13.16 亿元，同比下降33.3%，主要系Q2 动力煤市场价上涨，燃料成本挤压火电利润叠加投资收益同比下降。2026 年上半年，公司投资收益约为12.65 亿元，同比减少约49.03%，主要原因是参股新能源子公司收益贡献下降的影响。2026 上半年，公司燃料成本为332.12 亿元，同比下降12.49%，主要系电量减少带动耗煤量下降；入炉标煤单价为833.75 元/吨，较上年同期下降约2.00%，主要系一季度煤价同比下降和二季度煤价同比上涨的综合影响。
事件
公司发布2026 年半年报
2026 年上半年，公司实现营业收入542.64 亿元，同比减少9. 49%；归母净利润31.05 亿元，同比减少20.47%；扣非归母净利润30. 84亿元，同比减少17.86%；实现加权净资产收益率5.76%，同比减少1.91 个百分点；实现基本每股收益0.25 元/股， 同比减少24.24%。
简评
上半年燃料成本同比微降，投资收益减少拖累业绩2026 年上半年，公司实现营业收入542.64 亿元，同比减少9. 49 %；归母净利润31.05 亿元，同比减少20.47%。公司营业收入同比减少主要系上网电量下降的影响；归母净利润同比下降主要系上网电量减少叠加投资收益下降的影响。2026Q2，公司实现归母净利润13.16 亿元，同比下降33.3%，主要系Q2 动力煤市场价上涨，燃料成本挤压火电利润叠加投资收益同比下降。2026 年上半年，公司投资收益约为12.65 亿元，同比减少约49.03%，主要原因是参股新能源子公司收益贡献下降的影响。2026 上半年，公司燃料成本为332.12 亿元，同比下降12.49%，主要系电量减少带动耗煤量下降；入炉标煤单价为833.75 元/吨，较上年同期下降约2.00%，主要系一季度煤价同比下降和二季度煤价同比上涨的综 合影响。期间费用率方面，2026 年上半年，公司管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为1.45%、0. 01 %和2.71%，同比变化+0.07、+0.01 和-0.02 个百分点。
清洁能源出力挤压火电空间，上半年上网电量同比减少截至2026 年6 月，控股装机容量为7864.6 万千瓦，其中煤电、气电、水电分别为5398、2217 和246 万千瓦。
2026H1，公司新增装机110 万千瓦，主要系重庆燃机的投产；目前公司核准及在建机组容量合计1292 万千瓦，其中煤电机组402 万千瓦，抽水蓄能890 万千瓦。2026 年上半年累计完成发电量1078 亿千瓦时，同比下降约10.65%；完成上网电量1010 亿千瓦时，同比下降约10.82%。2026H1，受区域内新能源及水电出力挤压以及气温偏低等因素的影响，火电利用小时数下降，上网电量同比减少。2026 年上半年，公司平均上网电价约为人民币518 元/兆瓦时，较上年同期增长约0.19%，我们认为主要系容量电价上涨叠加月度电价回升的贡献。
27 年电价有望回升，维持“买入”评级
三季度以来，动力煤价格维持高位运行，公司火电盈利预期承压。展望2027 年情况，一次能源价格的抬升有望带动27 年交易电价上涨；火电利用小时下行或加速容量电价的增长。同时，26 年煤价上涨是煤炭安全事故叠加国际能源市场波动的一次性冲击影响，伴随主产地煤矿的复工复产，动力煤供需紧张情况有望逐渐缓解。我们预期公司2026 年~2028 年归母净利润分别为43.33 亿元、57.25 亿元、70.40 亿元，对应EPS 分别为0.37 元/ 股、0.49 元/股、0.61 元/股。
风险分析
燃煤成本风险：如果国内燃煤市场价格转而上行或者公司长协煤兑现情况不及预期，公司燃煤成本无明显改善，公司火电业务盈利恢复不及预期，公司业绩增长也会相应下降。
电价政策风险：公司处于电力行业，上网电价的变化受政策调整的影响。如果电价政策或电力市场交易机制发生重大改变，公司平均上网电价下降，公司业绩会有所下降。
投资收益不及预期的风险：公司参股华电新能所获得的投资收益贡献受新能源行业整体发展影响，如果新能源行业的政策或环境发生较大改变，华电新能业绩增长不及预期，公司投资收益会相应减少。
