四大发电央企半年报分化显著：三家净利两位数下滑，仅大唐发电业绩正增长

本报（chinatimes.net.cn）记者李佳佳 北京报道

近期，大唐发电（601991.SH）、国电电力（600795.SH）、华能国际（600011.SH）和华电国际（600027.SH）四家发电央企交出冷暖殊异的成绩单。据统计，四大发电巨头合计实现归母净利润182.14亿元，同比缩水32.18亿元。

盈利分化的同时，企业分红策略亦存在差异。目前，四家企业中仅大唐发电和华电国际两家抛出中期分红方案，其中大唐发电拟派发现金红利约12.58亿元，分红比例约25.38%；华电国际计划每股派发现金红利0.09元，合计拟派发现金红利约10.45亿元。

国电电力虽尚未披露分红预案，不过，其公司人员向《华夏时报》记者透露，公司将会进行中期分红，目前时间还未确定。

一升三降

2025年，是火电行业阶段性红利大年，电力巨头普遍走出“营收承压、盈利走高”的行情。大唐发电、华能国际和华电国际净利润攀上多年峰值，国电电力盈利水平同样处于历史高位。但进入2026年上半年，发电巨头业绩走势出现明显分化，唯有大唐发电实现盈利增长，华能国际、华电国际、国电电力净利润均出现回落。

财报数据显示，大唐发电实现经营收入约584.18亿元，同比增加2.14%；实现归母净利润约55.09亿元，同比增加20.31%，利润增速跑赢营收增速。

发电量增长是大唐发电业绩增长的重要支撑，2026年上半年，公司完成上网电量约1,294.693亿千瓦时，同比上升约4.42%。公司风电、光伏和煤电的利用小时数全部下降，但水电利用小时数却完成1722小时，同比增加251小时，有效对冲了其他电源板块的运营压力。

除此之外，多元业务赋能与财务降本增效成为重要增量。大唐发电旗下内蒙古大唐国际呼和浩特铝电有限责任公司受铝市场价格波动影响，业绩大幅上涨，上半年实现净利润8.06亿元。公司推进低成本融资渠道拓展，切实压降融资成本，综合融资成本率2.28%，同比压降15个BP，较年初降低5个BP，融资降本成效创历史同期最好水平。

与大唐发电相比，其余三家头部发电企业利润均出现两位数下滑。华能国际下降幅度最大，期内实现归母净利润65.86亿元，同比下降28.89%；华电国际与华能国际一样，营收、净利润双双走弱，华电国际归母净利润31.05亿元，同比下滑20.47%。国电电力归母净利润为30.14亿元，同比减少18.25%。

业绩下滑因素各异

发电企业业绩承压的驱动因素各不相同。

华能国际是典型的“量价双杀”。2026年上半年，其境内各运行电厂平均上网结算电价为463.02元/兆瓦时，同比下降4.58%；境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量1995.78亿千瓦时，同比下降2.97%；累计境内除税发电耗用标煤单价891.02元/吨，同比下降2.84%。

值得注意的是，公司业务多线承压，火电、风电和光伏三大板块利润同步下滑，分别同比减利13.85亿元、7.45亿元和6.01亿元。

华电国际则上演“价升量减”的错位剧本，公司业绩变动同样受上网电量、上网电价及燃料价格等因素驱动。2026年上半年，公司完成上网电量1010.38亿千瓦时，较上年同期下降约10.82%；平均上网电价约为517.78元/兆瓦时，较上年同期增长约0.19%；入炉煤折标煤单价为833.75元/吨，较上年同期下降约2%。此外，公司投资收益约为12.65亿元，同比减少约49.03%，主要原因是参股投资收益下降。

国电电力“增量不增利”，公司装机规模扩大，上半年累计完成发电量2189.10亿千瓦时，较上年同期增长6.25%，但公司平均上网电价393.31元/兆瓦时，同比下降16.4元/兆瓦时。同时，公司燃料成本较上年同期上升，入炉综合标煤单价836.84元/吨，同比上涨5.36元/吨。叠加投资收益6.45亿元，同比减少47.53%，多重因素共同导致了18.25%的利润降幅。

对于投资收益下滑，公司解释称，一是上期处置国能电力工程管理有限公司，本期无此项目；二是受合联营经营情况影响，本期投资收益减少。

针对电力企业上网电价方面的差异，国电电力公司人员对记者表示，公司披露的电价是综合了所有省份的情况，区域之间电价差别非常大。另一方面是综合了所有板块，火电、水电、风电、光伏各类电源本身电价水平差距很大。在她看来，电力行业企业的电价，要结合各家的电源板块构成，以及区域分布综合来看。目前，火电价格是最高的，水电分情况，丰水期电价低，枯水期电价比较高，波动比较大，新能源要看具体的地域和板块。

清洁能源转型提速

国电电力公司人员还告诉记者，行业内火电利用小时数下降主要是新能源大幅增加的影响，风电和光伏利用小时数下降则更多是区域限电因素的影响。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉《华夏时报》记者，火电利用小时数下行是大趋势，除非出现极端特殊情况，火电很难再回到过去高位运行的水平。即便有容量电价兜底，利用小时回落依然会挤压火电企业的利润空间。136号文推动新能源风电和光伏全面参与电力市场，但现阶段储能配套跟不上，储能成本依旧偏高。新能源出力本身具备波动性，缺少储能支撑的情况下，参与市场并不具备竞争优势。去年行业曾出现抢装潮，但今年新增装机规模已经有所回落。

从装机结构看，四大央企的清洁化进程仍在持续推进，但节奏与深度各有侧重。

截至2026年上半年末，大唐发电总装机容量85,911.765兆瓦，其中火电装机容量58,213.38兆瓦，京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域；水电装机容量9204.73兆瓦，项目大多位于西南地区；风电、光伏合计装机容量18,493.655兆瓦，主要分布在全国各资源富集区域。

2026年上半年，大唐发电清洁能源装机容量达37,177.765兆瓦，占总装机容量的43.27%，较年初增加0.28个百分点。

华电国际控股装机容量为7,864.5598万千瓦，其中主要包括燃煤发电控股装机5,398万千瓦，燃气发电控股装机2,217.3048万千瓦，水力发电控股装机245.9万千瓦，光伏发电控股装机3.355万千瓦（包含自用光伏机组）。值得关注的是，公司燃煤发电装机约占公司控股装机容量的68.64%，燃气发电、水力发电等清洁能源发电装机约占31.36%，占比相对较低。

截至2026年6月30日，华能国际风电装机容量为22,217兆瓦（含海上风电6,384兆瓦），太阳能装机容量为26,010兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为18,190兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至42.16%。

国电电力清洁能源占比最高，公司权益装机容量7518.93万千瓦，其中火电3705.01万千瓦，占比49.28%；水电1296.96万千瓦，占比17.25%；风电922.62万千瓦，占比12.27%；太阳能光伏1594.34万千瓦，占比21.20%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计3813.92万千瓦，占比50.72%，是四家企业中唯一清洁能源装机过半的企业。

清洁能源占比的提升是确定性方向，但从中报业绩来看，“增绿”尚未必然“增利”——新能源板块的盈利贡献仍受制于消纳、电价、折旧等多重因素。当传统火电的盈利护城河逐渐收窄，新能源能否真正接过利润增长的接力棒，仍是摆在所有发电央企面前的长期考题。

林伯强认为，部分区域风光发电量在提升，但配套基础设施短板仍比较突出。储能是关键卡点，需要依靠规模化应用摊薄成本。短期来看，新能源很难接棒成为行业新的利润增长极。核心制约就是储能成本，如果储能做不到足够便宜，新能源在市场化环境下就缺乏竞争力，盈利水平自然很难向好。展望未来，如果三五年内储能产业能够实现实质性突破，整个新能源行业的发展环境会明显改善。

责任编辑：李未来 主编：张豫宁