不少企业加大成本管控，并通过煤电收入补偿支撑长期发展。
五大发电集团旗下核心上市公司中，当前大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、华电国际（600027.SH）、华能国际（600011.SH）四家企业已披露财报。除了国电电力受上期投资收益变动以及计提在建工程减值准备拖累，其他公司前三季度净利润普遍上涨。
不过上述公司增利不增收，多家企业连续多季度营业收入负增长。在新型电力系统建设过程中，火电从主力电源向调节型电源转变，新能源全面入市后亦面临严酷市场竞争，传统火电龙头商业模式悄然生变，行业正迎来新一轮大考。
增利不增收
煤价下跌是发电企业净利润增长的主要原因。国电电力介绍，公司前三季度入炉标煤单价820.99元/吨，同比降低14.2%。受益于此，华能国际前三季度燃煤板块利润同比大增102%，达132.68亿元，领涨其他全部发电板块。
发电成本降低，华电国际、华能国际、大唐发电前三季度净利润分别实现15.9%、42.5%、51.5%的同比增长，华能国际以约148亿元盈利居首。国电电力在扣除非经常性损益后，前三季度相关净利润亦同比增近38%，达64.2亿元。
但记者关注到，这些公司均增利不增收，且多家自2024年起连续多季度出现营收负增长。
上网电价下降、煤机上网电量减少是两大主要原因。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。
如何稳长期盈利
此番煤价下行意外增厚利润，但以火电装机为主、兼拓新能源的电力龙头企业，其火电项目电量、电价受新能源装机挤压普遍缩窄，新能源项目也面临补贴退坡、电网消纳能力有限，以及136号文新能源全面入市政策带来的更激烈的市场竞争，发电企业持续盈利能力面临严峻考验。
对于行业后续发展，市场最关心的是煤价接下来走势如何。多家公司预计，四季度煤价将因阶段性补库和冬季供暖季来临，在当前价格水平上围绕长协价格震荡。华能国际指出，随着“十五五”到来，预计明年宏观需求稳中向好态势将拉动用煤需求增长，叠加今年对煤矿超产检查和环保督察，预计煤价将在四季度触底反弹，并在明年略微增长。
而同时，行业预计明年平均上网电价将小幅下降。“136号文后电力市场进入激烈竞争阶段，且各地对电能量价格降价仍有一定诉求，火电收入结构或有所调整。”华能国际高层在电话会上表示。
在此背景下，不少发电企业正加大成本管控，并通过收入补偿支撑长期发展。
控本方面，华能国际表示，公司将坚持淡储旺耗和梯度采购原则，提前择机进行补库，抢抓市场低点，轮动采购现货煤和进口煤，保证四季度供煤稳定和成本可控。同时在迎峰度冬前保持一定合理的高位库存，平抑四季度可能出现的煤价上涨。
一些企业还通过落实煤机容量电价、辅助服务等机制，提升度电边际贡献。
不同于以市场化方式形成的电量电价，容量电价水平主要根据煤机转型进度等情况确定。由于前三季度煤机功能转型、发电量下降，华能国际获得煤机容量电费71.8亿元，折合度电补偿约27.85元/兆瓦时。公司高层表示，由于明年起将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，云南、四川等地原则上提升至不低于70%，“煤电企业固定成本回收能力有望增强，市场竞争压力将缓解”。
中信建投指出，伴随煤电容量电价机制的落地，中国煤电机组盈利模式将发生长远变化，未来电量电价对煤电收入影响幅度将降低，容量电费、辅助服务、电力现货等则将贡献更多收入。
