华夏时报记者 刘昱汝 徐芸茜 北京报道
随着近期上市公司三季报密集披露，电力（562350）行业的成绩单尤为引人注目。
据《华夏时报》记者统计，华能国际（600011）（600011.SH）、华电国际（600027）（600027.SH）、国电电力（600795）（600795.SH）和大唐发电（HK0991）（601991.SH）四家发电央企前三季度利润总额约348亿元，在煤价回落的市场红利下交出了一份亮眼的答卷，但营收与净利润的分化走势，也折射出电力（562350）行业转型期的机遇与挑战。
“数据反映出当前电力（562350）行业最核心的变化是能源（850101）结构转型加速和市场化改革深化。一方面，新能源（850101）装机规模持续扩大，传统火电（884146）企业积极调整电源结构；另一方面，电力（562350）市场化交易比例提升，电价形成机制更趋灵活，推动企业盈利能力改善。”奥优国际董事长张玥对《华夏时报》记者表示。
增利不增收
从核心盈利数据来看，四家发电央企前三季度均呈现“增利不增收”的特点。
财报数据显示，华能国际（600011）净利润为148.4亿元，同比上升42.5%；华电国际（600027）净利润64.37亿元，同比增加15.87%；大唐发电（HK0991）净利润约67.12亿元，同比增长约51.48%。仅国电电力（600795）净利润较上年同期下滑约26.3%，为67.77亿元。
从营收规模排序看，华能国际（600011）以1729.7亿元营收领跑，但同比下降6.2%；华电国际（600027）、国电电力（600795）营收分别下滑9.72%和6.5%；大唐发电（HK0991）前三季度营业收入约893.45亿元，同比下降1.82%。
四家公司营收普降，共因是随着电力（562350）市场化交易扩大，新能源（850101）市场竞争加剧，上网电价出现下降，尤其是前三季度电价降幅相比上半年有所扩大。前三季度，大唐发电（HK0991）、华能国际（600011）煤机上网电量双下滑，同比降幅为1.2%、7.1%，华电国际（600027）煤电机组利用小时数也出现下降。同期，国电电力（600795）、华电国际（600027）、大唐发电（HK0991）、华能国际（600011）的平均上网电价普跌，分别下降7.5%、2.8%、4.3%、3.5%，至每兆瓦时396元、509.6元、430.2元、478.7元。
“前三季度火电（884146）发电量下降的主要原因是，新能源（850101）大规模投产挤压了火电（884146）发电空间，同时公司在电力（562350）现货市场所在区域的煤电机组执行减发增利经营策略。”在三季度业绩电话会上，华能国际（600011）高管对此表示，受平价新能源（850101）投产容量增加影响，以及电力（562350）市场整体供需宽松，公司前三季度平均上网电价亦出现下滑。
值得一提的是，新能源（850101）转型的紧迫性则在业绩对比中愈发清晰。国力电力（562350）前三季度，受全国电力（562350）供需总体平衡，迎峰度夏期间局部地区供需趋紧，全国新能源（850101）装机容量增长影响，公司发电量同比小幅上升。华电国际（600027）前三季度发电量及上网电量下降的主要原因是新能源（850101）装机容量持续增加，煤电机组利用小时数下降。大唐发电（HK0991）前三季度受全社会用电量增加、新能源（850101）装机容量持续增加影响，公司新能源（850101）上网电量同比大幅增长，叠加水电电量好于同期，公司上网电量同比增加。
苏商银行特约研究员张思远在接受《华夏时报》记者采访时表示，从行业视角看，这是头部企业通过规模效应和成本管控，盈利集中度进一步提升的表现。反映当前电力（562350）行业的核心变化为火电（884146）盈利修复与新能源（850101）转型并行。
“第一，火电（884146）利润贡献占比超70%。华能国际（600011）燃煤板块利润大增至132.68亿元，国电电力（600795）火电（884146）度电利润提升至3.16分/千瓦时，反映煤价下行对盈利的直接拉动；第二，新能源（850101）装机加速扩张。四家企业前三季度新增风电（885641）、光伏装机合计超15G（885556）W，华能国际（600011）光伏利润同比增长36%，大唐发电（HK0991）光伏上网电量激增105.86%，但风电（885641）受限于风况，利润同比下滑11%。”张思远对此表示。
煤价红利与策略见效共振
四家央企的盈利表现，本质上是市场环境改善与企业经营策略见效共同作用的结果，其中燃料成本下降成为最核心的驱动因素。
作为火电（884146）企业的主要成本项，煤炭（850105）价格的回落为行业盈利修复提供了关键支撑。国盛证券（002670）认为，华能国际（600011）业绩增长主要系燃料成本降低与新能源（850101）扩张带动。公司作为全国电力（562350）龙头优势突出，煤电利润持续改善，新能源（850101）转型成长空间广阔。大唐发电（HK0991）也在公告中明确表示，燃料价格同比下降与上网电量增长的双重利好，共同推动了利润提升。
“煤价下行确实是本次火电（884146）盈利改善的重要推动因素。”在张玥看来，作为成本占比最高的燃料，煤炭（850105）价格波动直接影响火电（884146）企业利润水平。若未来煤价出现反弹或电价政策调整，利润稳定性将面临三重挑战：一是燃料成本管控压力加大，二是市场化电价波动风险上升，三是环保政策收紧可能增加运营成本。企业需要加强燃料采购策略优化和电力（562350）市场风险对冲能力。
张思远指出，本次盈利改善主因煤价下行驱动火电（884146）利润修复，同时反映电力（562350）行业从“量价驱动”向“成本管控+结构优化”转型的核心变化。
国家统计局数据显示，2025年1—9月，全国无烟煤市场价从年初985元/吨降至9月末917元/吨，焦煤从1400元/吨降至1478.6元/吨。
“煤价下行推动火电（884146）企业入炉标煤单价同比下降，华能国际（600011）、华电国际（600027）营业成本因此减少，有效对冲电价下行压力。”张思远进一步说道，未来可能面临的风险为：第一，煤价波动风险。四季度迎峰度冬叠加安监趋严，动力煤价格已从9月末706元/吨回升至11月4日786元/吨，若进一步突破将挤压火电（884146）盈利空间；第二，电价下行压力。四家企业平均上网电价同比下降2.8%—7.5%，区域电力（562350）供需宽松可能进一步压制电价弹性。
政策层面，8月发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》为“十五五”时期全国碳市场建设画出“路线图”，提出“有序扩大覆盖行业范围”“逐步由强度控制转向总量控制”“推行免费和有偿相结合的配额分配方式”“鼓励试点市场先行先试”等重点方向。
“从新型电力（562350）系统建设角度，未来盈利模式将发生三个根本性变化：首先，从单一发电商向综合能源（850101）服务商转型，盈利来源将拓展至储能（885921）、分布式能源（850101）、碳交易（885986）等新业务；其次，电力（562350）现货市场和辅助服务市场成熟将创造新的收益渠道；最后，随着新能源（850101）占比提升，容量补偿机制可能成为保障传统电源投资回报的重要方式。这些变化要求发电企业加快从规模扩张向价值创造转变。”张玥对记者说道。
“新型电力（562350）系统下，盈利模式将向‘容量电价+电量电价+辅助服务’多元化转变，新能源（850101）与储能（885921）协同成为长期增长引擎。”张思远对本报记者表示，第一，从单一电量到多元收益。容量电价机制可能落地，2024年火电（884146）容量电价补偿占毛利润比重较大，2026年预计进一步提升，固定成本回收能力增强。辅助服务收益也有望增长，目前调频、调峰等服务收入占比提升，火电（884146）角色有望从“基荷电源”转向“调节资源”；第二，新能源（850101）与储能（885921）协同成关键。绿电市场化有望深化，136号文推动新能源（850101）全面入市，光伏度电利润更加稳定。储能（885921）配套强制化可行，新建风电（885641）、光伏项目需配建储能（885921），伴随火电（884146）灵活性改造加速，国电电力（600795）2026年有望进一步增加储能（885921）装机。
