【新华财经调查】单季利润最大降幅近八成 煤电行业加快调整资产结构

新华财经北京11月6日电（记者沈寅飞）近日，华能国际、大唐发电、国电电力等煤电相关公司披露的三季报显示，三季度单季利润全线回落，最大降幅接近八成。

业内人士认为，财报里的这轮“降温”，并非单纯的煤价周期波动。电量增长空间收窄、市场化电价下行、调节价值尚未定价，三股力量同时作用，把煤电推到了从主力电源转向系统支撑的关口。

盈利集体回落 煤价红利退潮

国家能源局数据显示，2026年三季度，我国煤电发电量及占比同比下降，7、8、9三个月，全国煤电发电量同比分别下降4.0%、4.6%、1.9%，电煤用量相应降低。继今年上半年国内煤电发电量占比首次低于50%，9月底进一步降至49.1%。煤电年新增发电量占全社会新增用电量的比例持续下降，9月底降至4.4%。

与此同时，在资本市场，国内多家煤电相关上市公司财报数据展现该行业盈利下行态势，营收降幅普遍小于利润降幅。如华能国际前三季度营业收入1658.49亿元，同比下降4.12%；归母净利润78.22亿元，同比下降47.29%。三季度单季归母净利润12.36亿元，同比下降77.84%，扣非后降幅达84.41%。

再如国电电力前三季度营业收入1243.55亿元，下降0.68%；归母净利润39.61亿元，下降41.55%，三季度单季9.47亿元，下降69.34%。大唐发电是为数不多的营业收入正增长的企业。前三季度营业收入899.35亿元，微增0.66%，归母净利润63.88亿元，下降4.83%；三季度单季归母净利润8.79亿元，下降58.81%，扣非净利润仅3.45亿元，下降84.31%。上网电量2087.40亿千瓦时，增长1.21%，其中煤机1401.58亿千瓦时，下降1.91%；平均上网电价423.61元／兆瓦时，下降1.53%。量增价减，收入基本持平，利润却被成本吞掉。

从具体财报内容可见，这些企业盈利下行主要原因在于，煤价中枢上移、电价重心下移、电量空间收窄。更需留意的是，多家公司单季扣非降幅明显大于净利润降幅，非经常性损益仍在托底，主业盈利质量已经走弱。

国信证券研报指出，燃料成本降幅不及电价降幅，毛利被持续压缩，火电业绩承压，电力供需宽松、新能源增发压低市场交易电价，即便煤价小幅回落，接下去也难以对冲电价下行的负面影响。

记者从部分火电企业了解到，去年火电同期的高基数放大了同比降幅。相关负责人透露，2025年煤价中枢大幅下移，煤电利润大幅增加，如今煤价回升，红利转为拖累。

三重挤压下的角色切换

业内人士指出，在更层次的原因里，电量让渡成为其中最直观的一条线。火电企业收入端与成本端同时收紧的痕迹清晰可见，而本应补位的机制收益尚未成规模。

华能国际在公告中解释，受全国新能源、水电挤占机组发电空间影响，利用小时同比下降，叠加煤电机组装机份额降低，整体电量下降。数据显示，华能国际前三季度境内上网电量3129.00亿千瓦时，同比下降5.60%，其中煤机2398.44亿千瓦时，下降7.17%；平均上网结算电价467.63元／兆瓦时，下降2.32%。

同样的再如国电电力前三季度上网电量增长3.15%，增量主要来自水电；三季度火电上网电量下降5.73%，而2025年公司火电新增装机7.6GW、增幅10.2%，三季度火电上网电量971.85亿千瓦时，下降5.73%。平均上网电价380.30元／兆瓦时，下降15.72元，三季度进一步降至360.23元。

装机在增、火电电量在减，度电分摊的折旧与人工等非煤成本随之抬升。国信证券研报据此判断，火电实际利用小时数承压，将推高度电非煤成本。

国网经济技术研究院有限公司首席专家吴志力介绍，我国新能源持续高速发展，源荷双侧波动持续叠加，带来净负荷峰谷差不断拉大，传统调节资源增长已难以适应，而煤电在我国多数地区仍然是调节资源的主体，进一步挖掘煤电的调节能力成为保障新能源发展、降低电力系统整体碳排放水平的重要途径。

此外，今年的电价同样在“收紧”。如华能国际平均上网电价同比下降2.32%，大唐发电下降1.53%。过去“多发电多收益”的线性关系，如今更像是“多发一度、多让一分利”的敞口。

从成本端看，除了煤价，固定成本摊薄是更隐蔽的一层。机组利用小时下降，折旧、检修、人工并不会同步减少，单位电量承担的成本被动上升。电量、电价、成本三条线同时向下，煤电的利润表自然没有腾挪空间。

公开数据显示，2026年上半年风电、光伏发电利用率分别为90.9%、91.4%，同比分别下降2.3和2.6个百分点。而新能源装机还在快速扩张，系统需要煤电深度调峰腾出空间，但煤电让出的电量，并没有对应的收入补回来。

目前，煤电实行两部制电价，由容量电价回收固定成本。根据相关政策文件，2026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%。容量电价按“可用”付费，解决的是机组待命的成本；电量电价按“调用”付费，随市场起落。但是两者之间体现调峰、备用价值的辅助服务市场仍在完善过程中。

电力规划设计总院副院长何肇近日表示，当前我国煤电平均调峰深度达到40%左右（“十四五”期间全国累计完成煤电灵活性改造4.85亿千瓦），进一步压低煤电机组最小技术出力的改造成本将明显抬升，煤电企业开展调节能力改造升级的内生动力有待加强，亟需完善相关政策机制，提升企业改造意愿。

业内人士指出，煤电让出的电量、承担的调节、增加的改造投入，都还没有形成对应的收入科目。发电量已经交给市场定价，调节价值主要由政策定价，两套价格体系之间缺少衔接，企业只能在周期里被动起落。

倒逼企业重构资产

如何破题？政策层面在一定程度上给出了方向。10月21日，国家能源局印发《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，提出新能源接入近区公用煤电协同送出、热电联产清洁供热、沿海煤电承接海上风电、自备煤电打捆利用、厂用能绿色替代五类场景，并明确新能源规模要与煤电机组改造升级提升的调节能力相匹配。

国家能源局有关负责同志近日表示，融合项目按现行调度机制运行，通过参与电力市场实现协同运行，支持参与电力、碳市场交易，新能源弃电不纳入统计，符合条件的项目可获得中央资金补助。

上述文件把煤电的调节能力与新能源发展空间直接挂钩。“确保融合项目不挤占系统原有调节能力空间，以增量调节能力支撑增量新能源发展，实现电力系统整体调节能力提升”，吴志力认为,融合不是装机叠加，而是能力匹配。

何肇预计，“十五五”期间融合发展的新能源规模将超过2亿千瓦，降低年二氧化碳排放量1.3亿吨以上，具有显著的综合效益。

值得注意的是，企业端也在调整资产结构。国电电力8月公告拟现金收购控股股东部分资产，涉及在建及拟建火电7.34GW、水电6.20GW，火电资产集中在江苏、浙江、安徽等电价弹性较大的沿海省份；华能国际二季度关停苏州热电2×60兆瓦煤机，新增装机以风电、光伏为主，前三季度风电、光伏上网电量分别增长3.68%和5.58%。煤电与新能源“打包”布局，正从口号落到资产表上。

业内人士指出，对相关上市公司而言，这轮下滑未必是长期趋势的终点。煤价有周期，电价有拐点，真正决定煤电估值中枢的，是它在新型电力系统里能否被稳定付费。当考核的标尺从“发了多少度电”，转向“在系统最需要的时候能顶上去多少千瓦、多快爬坡、能压到多低”，财报里的利润表，才会跟着换一套算法。

编辑：左元

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