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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。

（文章来源：华夏时报网）

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