科金社2025年11月05日 11:53消息，电价下调仍盈利，揭秘电力巨头逆势增长策略。

　　 截至2024年第三季度，五大发电集团旗下核心上市公司中，大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、华电国际（600027.SH）和华能国际（600011.SH）已陆续披露财务报告。整体来看，在煤价持续下行的背景下，除国电电力受非经常性损益影响利润承压外，其余企业净利润普遍实现显著增长，展现出“增利”态势。然而值得注意的是，这一轮盈利改善并未伴随营收扩张，多家公司连续多个季度出现营业收入负增长，凸显出行业转型期的深层矛盾。

　　 煤价走低成为本轮发电企业利润修复的核心驱动力。数据显示，国电电力前三季度入炉标煤单价为820.99元/吨，同比大幅下降14.2%。成本端的缓解直接传导至盈利层面：华能国际燃煤板块前三季度实现利润132.68亿元，同比增长高达102%，成为拉动整体业绩的主力。同期，华电国际、华能国际、大唐发电净利润分别同比增长15.9%、42.5%、51.5%，其中华能国际以约148亿元的归母净利润位居榜首。即便剔除非经常性损益，国电电力前三季度扣非净利润仍达64.2亿元，同比增长近38%。

　　 但亮眼的利润背后，是营收持续萎缩的现实。大唐发电、华能国际、华电国际与国电电力均面临“增收乏力”的困境，自2024年以来已连续多个季度录得营收同比下滑。这并非个别现象，而是整个火电行业在新型电力系统构建过程中的共性挑战。上网电价普降与煤电机组发电量压缩，是导致收入增长停滞的两大主因。数据显示，前三季度上述企业平均上网电价全面下挫——国电电力下降7.5%至396元/兆瓦时，华电国际下降2.8%至509.6元/兆瓦时，大唐发电与华能国际也分别同比下降4.3%和3.5%。与此同时，煤机上网电量或利用小时数同步回落，进一步拖累营收表现。

　　 这一趋势的背后，是能源结构深刻变革的必然结果。随着风电、光伏等新能源大规模并网，电力系统由“供不应求”转向“供需宽松”，火电的角色正从主力电源向调节型电源加速转变。正如华能国际高管在三季度业绩说明会上所言：“平价新能源项目集中投产，叠加电力现货市场机制深化，公司在部分区域主动采取减发增利策略。”这意味着，发电企业正在主动牺牲发电量来换取更高的边际收益，反映出市场博弈逻辑的根本性变化。

　　 更值得警惕的是，这种“减发增利”模式是否可持续？当前的利润增长很大程度上依赖于煤价下行周期的红利，属于外部环境带来的阶段性利好，而非内生商业模式的升级。一旦煤炭价格反弹，而电价又难以同步上调，企业的盈利能力将再度面临严峻考验。尤其是在136号文推动新能源全面入市的背景下，电力市场竞争日趋白热化，电价下行压力仍在累积。中信建投研报指出，未来电量电价对煤电收入的影响将逐步减弱，取而代之的是容量电价、辅助服务和电力现货等多元收入结构的形成。

　　 对此，不少企业已在积极应对。华能国际表示，公司将坚持“淡储旺耗、梯度采购”策略，抢抓市场低点轮动采购现货煤与进口煤，提前锁定低成本资源，并在迎峰度冬前维持合理高位库存，以对冲四季度可能的煤价波动。这种精细化的成本管控能力，正在成为火电企业生存的关键竞争力。与此同时，政策层面的支持也在逐步落地。例如，煤电机组容量电价机制的推广，为企业提供了稳定的固定成本回收渠道。华能国际前三季度已获得容量电费71.8亿元，折合每兆瓦时补偿27.85元。随着明年各地容量电价回收比例提升至不低于50%（云南、四川等地甚至达70%），火电企业的收入稳定性有望增强。

　　 从长远看，这场“增利不增收”的表象，实则是传统电力商业模式重构的前奏。过去“靠电量吃饭”的时代正在终结，未来的竞争将聚焦于系统调节能力、综合能源服务能力和资产运营效率。那些能够率先完成角色转换、在辅助服务、调频调峰、灵活性改造等方面建立优势的企业，才有可能在新一轮电力体制改革中脱颖而出。煤价波动只是短期变量，真正的考验在于能否在电源功能转变的过程中，建立起可持续的盈利模式。

　　 当前时间节点下，尽管市场对四季度煤价走势存在分歧，但多数企业预期其将在长协价附近震荡，并在“十五五”开局之年随宏观经济回暖而温和回升。与此同时，上网电价预计仍将小幅下行，电力市场的竞争强度只增不减。在此背景下，发电企业不能再寄望于周期红利，而应加快从“发电运营商”向“电力系统服务商”的战略转型。唯有如此，才能真正穿越周期，实现长期稳健盈利。