前些年徘徊在盈亏平衡线的不少发电企业股票配资开户费用，受益于今年煤炭价格持续下行的成本优势，经营业绩有了明显的好转。
根据五大发电集团旗下的核心上市公司华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力和中国电力近日披露的半年报，上述五家公司合计实现归母净利润242.67亿元，超过去年同期净利润总和，创2016年以来所披露半年报净利润新高。
此外，华银电力、豫能控股、建投能源、晋控电力、京能电力等多家火电资产较重的上市公司归母净利润增速均超100%。其中，华银电力归属于上市公司股东的净利润为2.07亿元，同比增利2.02亿元，增幅达到4147%，增幅位居前列。
尽管眼下的业绩喜人，但不可忽视的是，目前正在全国加速推进的电力市场化改革已经让发电企业感受到了压力。多家上市公司在财报中提到，今年上半年旗下运行电厂的上网电价和上网电量出现同比下降，其幅度虽不及燃料成本的降幅，但依然要考虑这一趋势对企业今后经营的长期影响，并采取行动提高竞争优势。
燃料成本下降有效对冲电价下行
从多家发电企业的业绩来看，煤炭价格中枢下移对火电企业的成本控制和利润改善起到了关键作用。
中国电煤采购价格指数(CECI)显示，今年上半年煤炭供需形势较为宽松，二季度煤价整体延续回落趋势，期末曹妃甸港5500大卡均价为618元/吨，同比下降超过20%。
受此影响，国内发电企业的燃料价格出现不同程度的下降。华电国际公布的财报显示，上半年入炉标煤单价为850.74元/吨，比追溯调整后的上年同期数据下降约12.98%。国电电力、华能国际的入炉综合标煤单价则分别下降9.5%、9.2%。
燃料成本降了，实际上营收也在下降，而今年发电企业普涨的利润则来自其中的差值。通常来说，发电企业的营收主要由上网电价和上网电量构成，多家公司提到，报告期间两者呈现下行态势。华电国际的财报显示，今年上半年累计上网电量为1133亿千瓦时，同比下降约6.46%；上网电价为517元/兆瓦时，同比下降约1.44%。
地方发电企业的收入逻辑与之类似。信达证券对皖能电力的半年报点评中提到，成本端的控制对收入端的下滑实现有效对冲。皖能电力上半年的营业成本同比降低8.51%，而营业收入同比减少5.83%，主要系安徽火电发电量与上网电价均下行。1到5月，安徽省调火电发电量同比下降8.31%，年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时。
针对电价和电量的下行趋势，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经记者分析，未来较长一段时间，这将成为火电资产较重的发电企业都会面临的双重挑战。从发电量来看，当前火电作为基荷电源的角色被削弱，更多承担调峰功能，因此年利用小时数整体呈现下降趋势。这与能源产业清洁低碳的转型目标保持一致。但上网电价则具有一定的提升空间，这取决于煤电能否适应电力市场的动态变化，在电价处于低谷时少发电，在电价处于高峰时多发电。完成这个目标，一方面需要对现有的火电机组进行灵活性改造，做到“能开能停、能上能下”，另一方面可以新添储能等设施设备提升系统调节能力，包括电化学储能、熔盐储热等技术手段。
市场竞价谁喜谁忧
对于重火电资产的发电企业而言，未来在电力市场中的竞争对手，既有新能源，也有同类。
华泰证券的统计数据显示，今年上半年新增煤电核准同比增长152%，全年超60GW概率较大。区域分布方面，2022到2023年项目分布较为均匀，除吉林、宁夏、海南、北京外均有项目核准。但在2024年至2025年6月的项目则多分布于三北地区，仅新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江五省份合计核准规模占比达40%。
大唐集团技术经济研究院产业研究所高级研究员孙李平对第一财经记者表示，当前全国电力市场加速建设，对于煤电的影响因地区而异。在浙江和广东等负荷中心区电力需求旺盛，电价承受能力强，煤电可以通过现货市场高价套利，通过精准的报价实现利润的最大化，而发电小时数也不会降低太多。但在清洁能源占比高的西部地区，如甘肃和青海，煤电需要充分发挥灵活性调节作用，为清洁能源让出发电空间，提高外送通道的清洁电力占比，主要通过容量电价来补偿电量的损失。而在煤电占比高的中东部省份，如山西和山东，煤电需要进一步挖掘调峰能力，从基荷电源向调节性电源转变。
“虽然现阶段煤炭价格走低，但是煤电在煤电占比高的大省仍然不容乐观，调峰能力要求进一步加大，发电量空间需要进一步让渡给新能源发电，能不能进一步推动‘三改联动’、改不改、改了之后能不能很好运行，关键看电力市场在激励火电的相关动作方面需要有联动的激励机制。”孙李平分析称。
所谓“三改联动”是指针对煤电机组进行的三种技术改造,分别是节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。今年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》，在“三改联动”的基础上深化拓展，提出进一步提升煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节和智能运行水平。
某电力央企内部人士对第一财经记者分析，当前煤电企业“容易改”“见效快”的项目大多已经完成，剩下的都是投资金额高、实施难度也较大的项目。然而，改造以后的经济收入却没有明显增长预期，因此许多项目甚至难以通过集团的立项审批。当前包括辅助服务市场在内的电力市场机制并不完善，怎么改、改多少，如何计算投入产出，这些仍然处于模糊地带，需要政策进一步厘清才能提振企业的信心。
孙李平认为，前瞻“十五五”，煤电的业绩应该与其定位紧密相关，未来煤电主要是安全支撑，保障电力系统的安全转型。尽管在此期间超额利润难以实现，但是合理的利润空间应该予以保障。
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马晨晨
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