凈賺348億元！四大發電央企前三季度業績飄紅，煤價下降背后轉型賽道分化

本報（chinatimes.net.cn）記者劉昱汝 徐蕓茜 北京報道

隨著近期上市公司三季報密集披露，電力行業的成績單尤為引人注目。

據《華夏時報》記者統計，華能國際（600011.SH）、華電國際（600027.SH）、國電電力（600795.SH）和大唐發電（601991.SH）四家發電央企前三季度利潤總額約348億元，在煤價回落的市場紅利下交出了一份亮眼的答卷，但營收與凈利潤的分化走勢，也折射出電力行業轉型期的機遇與挑戰。

“數據反映出當前電力行業最核心的變化是能源結構轉型加速和市場化改革深化。一方面，新能源裝機規模持續擴大，傳統火電企業積極調整電源結構；另一方面，電力市場化交易比例提升，電價形成機制更趨靈活，推動企業盈利能力改善。”奧優國際董事長張玥對《華夏時報》記者表示。

增利不增收

從核心盈利數據來看，四家發電央企前三季度均呈現“增利不增收”的特點。

財報數據顯示，華能國際凈利潤為148.4億元，同比上升42.5%；華電國際凈利潤64.37億元，同比增加15.87%；大唐發電凈利潤約67.12億元，同比增長約51.48%。僅國電電力凈利潤較上年同期下滑約26.3%，為67.77億元。

從營收規模排序看，華能國際以1729.7億元營收領跑，但同比下降6.2%；華電國際、國電電力營收分別下滑9.72%和6.5%；大唐發電前三季度營業收入約893.45億元，同比下降1.82%。

四家公司營收普降，共因是隨著電力市場化交易擴大，新能源市場競爭加劇，上網電價出現下降，尤其是前三季度電價降幅相比上半年有所擴大。前三季度，大唐發電、華能國際煤機上網電量雙下滑，同比降幅為1.2%、7.1%，華電國際煤電機組利用小時數也出現下降。同期，國電電力、華電國際、大唐發電、華能國際的平均上網電價普跌，分別下降7.5%、2.8%、4.3%、3.5%，至每兆瓦時396元、509.6元、430.2元、478.7元。

“前三季度火電發電量下降的主要原因是，新能源大規模投產擠壓了火電發電空間，同時公司在電力現貨市場所在區域的煤電機組執行減發增利經營策略。”在三季度業績電話會上，華能國際高管對此表示，受平價新能源投產容量增加影響，以及電力市場整體供需寬松，公司前三季度平均上網電價亦出現下滑。

值得一提的是，新能源轉型的緊迫性則在業績對比中愈發清晰。國力電力前三季度，受全國電力供需總體平衡，迎峰度夏期間局部地區供需趨緊，全國新能源裝機容量增長影響，公司發電量同比小幅上升。華電國際前三季度發電量及上網電量下降的主要原因是新能源裝機容量持續增加，煤電機組利用小時數下降。大唐發電前三季度受全社會用電量增加、新能源裝機容量持續增加影響，公司新能源上網電量同比大幅增長，疊加水電電量好于同期，公司上網電量同比增加。

蘇商銀行特約研究員張思遠在接受《華夏時報》記者采訪時表示，從行業視角看，這是頭部企業通過規模效應和成本管控，盈利集中度進一步提升的表現。反映當前電力行業的核心變化為火電盈利修復與新能源轉型并行。

“第一，火電利潤貢獻占比超70%。華能國際燃煤板塊利潤大增至132.68億元，國電電力火電度電利潤提升至3.16分/千瓦時，反映煤價下行對盈利的直接拉動；第二，新能源裝機加速擴張。四家企業前三季度新增風電、光伏裝機合計超15GW，華能國際光伏利潤同比增長36%，大唐發電光伏上網電量激增105.86%，但風電受限于風況，利潤同比下滑11%。”張思遠對此表示。

煤價紅利與策略見效共振

四家央企的盈利表現，本質上是市場環境改善與企業經營策略見效共同作用的結果，其中燃料成本下降成為最核心的驅動因素。

作為火電企業的主要成本項，煤炭價格的回落為行業盈利修復提供了關鍵支撐。國盛證券認為，華能國際業績增長主要系燃料成本降低與新能源擴張帶動。公司作為全國電力龍頭優勢突出，煤電利潤持續改善，新能源轉型成長空間廣闊。大唐發電也在公告中明確表示，燃料價格同比下降與上網電量增長的雙重利好，共同推動了利潤提升。

“煤價下行確實是本次火電盈利改善的重要推動因素。”在張玥看來，作為成本占比最高的燃料，煤炭價格波動直接影響火電企業利潤水平。若未來煤價出現反彈或電價政策調整，利潤穩定性將面臨三重挑戰：一是燃料成本管控壓力加大，二是市場化電價波動風險上升，三是環保政策收緊可能增加運營成本。企業需要加強燃料采購策略優化和電力市場風險對沖能力。

張思遠指出，本次盈利改善主因煤價下行驅動火電利潤修復，同時反映電力行業從“量價驅動”向“成本管控+結構優化”轉型的核心變化。

國家統計局數據顯示，2025年1—9月，全國無煙煤市場價從年初985元/噸降至9月末917元/噸，焦煤從1400元/噸降至1478.6元/噸。

“煤價下行推動火電企業入爐標煤單價同比下降，華能國際、華電國際營業成本因此減少，有效對沖電價下行壓力。”張思遠進一步說道，未來可能面臨的風險為：第一，煤價波動風險。四季度迎峰度冬疊加安監趨嚴，動力煤價格已從9月末706元/噸回升至11月4日786元/噸，若進一步突破將擠壓火電盈利空間；第二，電價下行壓力。四家企業平均上網電價同比下降2.8%—7.5%，區域電力供需寬松可能進一步壓制電價彈性。

政策層面，8月發布的《關于推進綠色低碳轉型加強全國碳市場建設的意見》為“十五五”時期全國碳市場建設畫出“路線圖”，提出“有序擴大覆蓋行業范圍”“逐步由強度控制轉向總量控制”“推行免費和有償相結合的配額分配方式”“鼓勵試點市場先行先試”等重點方向。

“從新型電力系統建設角度，未來盈利模式將發生三個根本性變化：首先，從單一發電商向綜合能源服務商轉型，盈利來源將拓展至儲能、分布式能源、碳交易等新業務；其次，電力現貨市場和輔助服務市場成熟將創造新的收益渠道；最后，隨著新能源占比提升，容量補償機制可能成為保障傳統電源投資回報的重要方式。這些變化要求發電企業加快從規模擴張向價值創造轉變。”張玥對記者說道。

“新型電力系統下，盈利模式將向‘容量電價+電量電價+輔助服務’多元化轉變，新能源與儲能協同成為長期增長引擎。”張思遠對本報記者表示，第一，從單一電量到多元收益。容量電價機制可能落地，2024年火電容量電價補償占毛利潤比重較大，2026年預計進一步提升，固定成本回收能力增強。輔助服務收益也有望增長，目前調頻、調峰等服務收入占比提升，火電角色有望從“基荷電源”轉向“調節資源”；第二，新能源與儲能協同成關鍵。綠電市場化有望深化，136號文推動新能源全面入市，光伏度電利潤更加穩定。儲能配套強制化可行，新建風電、光伏項目需配建儲能，伴隨火電靈活性改造加速，國電電力2026年有望進一步增加儲能裝機。

責任編輯：徐蕓茜 主編：公培佳