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.SH）、华电国际（600027.SH）、国电电力（600795.SH）和大唐发电（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，也折射出电力行业转型期的机遇与挑战。

　　“数据反映出当前电力行业最核心的变化是能源结构转型加速和市场化改革深化。一方面，新能源装机规模持续扩大，传统火电企业积极调整电源结构；另一方面，电力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，华能国际净利润为148.4亿元，同比上升42.5%；华电国际净利润64.37亿元，同比增加15.87%；大唐发电净利润约67.12亿元，同比增长约51.48%。仅国电电力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，华能国际以1729.7亿元营收领跑，但同比下降6.2%；华电国际、国电电力营收分别下滑9.72%和6.5%；大唐发电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，共因是随着电力市场化交易扩大，新能源市场竞争加剧，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、华能国际煤机上网电量双下滑，同比降幅为1.2%、7.1%，华电国际煤电机组利用小时数也出现下降。同期，国电电力、华电国际、大唐发电、华能国际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。

　　“前三季度火电发电量下降的主要原因是，新能源大规模投产挤压了火电发电空间，同时公司在电力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，华能国际高管对此表示，受平价新能源投产容量增加影响，以及电力市场整体供需宽松，公司前三季度平均上网电价亦出现下滑。

　　值得一提的是，新能源转型的紧迫性则在业绩对比中愈发清晰。国力电力前三季度，受全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间局部地区供需趋紧，全国新能源装机容量增长影响，公司发电量同比小幅上升。华电国际前三季度发电量及上网电量下降的主要原因是新能源装机容量持续增加，煤电机组利用小时数下降。大唐发电前三季度受全社会用电量增加、新能源装机容量持续增加影响，公司新能源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。反映当前电力行业的核心变化为火电盈利修复与新能源转型并行。

　　“第一，火电利润贡献占比超70%。华能国际燃煤板块利润大增至132.68亿元，国电电力火电度电利润提升至3.16分/千瓦时，反映煤价下行对盈利的直接拉动；第二，新能源装机加速扩张。四家企业前三季度新增风电、光伏装机合计超15GW，华能国际光伏利润同比增长36%，大唐发电光伏上网电量激增105.86%，但风电受限于风况，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。

　　作为火电企业的主要成本项，煤炭价格的回落为行业盈利修复提供了关键支撑。国盛证券认为，华能国际业绩增长主要系燃料成本降低与新能源扩张带动。公司作为全国电力龙头优势突出，煤电利润持续改善，新能源转型成长空间广阔。大唐发电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，煤炭价格波动直接影响火电企业利润水平。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利润修复，同时反映电力行业从“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。

　　“煤价下行推动火电企业入炉标煤单价同比下降，华能国际、华电国际营业成本因此减少，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服务商转型，盈利来源将拓展至储能、分布式能源、碳交易等新业务；其次，电力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，新能源与储能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，火电角色有望从“基荷电源”转向“调节资源”；第二，新能源与储能协同成关键。绿电市场化有望深化，136号文推动新能源全面入市，光伏度电利润更加稳定。储能配套强制化可行，新建风电、光伏项目需配建储能，伴随火电灵活性改造加速，国电电力2026年有望进一步增加储能装机。