中国报告大厅网讯，当前电力行业正经历结构性变革，新型电力系统建设加速推进，传统火电企业面临从主力电源向调节型电源转型的挑战。在新能源全面入市背景下，电力市场竞争加剧，叠加电价市场化改革深化，五大发电集团旗下核心上市公司虽实现利润增长，但营业收入持续承压，行业盈利模式面临深刻调整。

  一、电力市场增利不增收现象凸显，竞争加剧与电价政策双重压力

  五大发电集团旗下核心上市公司（大唐发电、国电电力、华电国际、华能国际）2025年前三季度财报显示，除国电电力因投资收益变动及减值计提影响外，其余企业净利润普遍增长。华能国际以约148亿元盈利居首，华电国际、大唐发电净利润分别同比增长15.9%、51.5%。然而，增利不增收成为行业普遍现象，多家企业自2023年起连续多季度营收负增长。

  核心矛盾源于两方面：

  1. 上网电价下行压力：前三季度，华能国际、华电国际、大唐发电平均上网电价分别同比下降3.5%、2.8%、4.3%，至478.7元/兆瓦时、509.6元/兆瓦时、430.2元/兆瓦时。国电电力电价降幅达7.5%，至396元/兆瓦时。

  2. 火电发电量缩减：华能国际煤机上网电量同比下降7.1%，大唐发电降幅1.2%，华电国际煤电机组利用小时数同步下滑，主因新能源装机挤压发电空间及电力现货市场策略调整。

  二、电力成本结构优化与竞争环境变化：煤价波动与新能源冲击并存

  煤价下跌是利润改善主因：前三季度，国电电力入炉标煤单价降至820.99元/吨，同比降低14.2%；华能国际燃煤板块利润同比大增102%，达132.68亿元。然而，行业对后续煤价走势存在分歧：

  新能源全面入市加剧竞争：136号文实施后，新能源项目进入电力市场，但面临补贴退坡、消纳瓶颈及电价竞争压力。火电企业虽转型调节电源，但新能源装机挤压火电发电空间，导致煤电机组利用小时数持续下降，进一步压缩传统电力业务收益。

  三、电力政策驱动盈利模式重构：容量电价与辅助服务机制成关键支撑

  为应对电力市场变革，政策端推出容量电价机制，推动煤电企业固定成本回收比例提升。截至2025年前三季度，某火电龙头企业通过容量电价获得71.8亿元补偿，折合度电补贴约27.85元/兆瓦时。政策明确要求：

  四、电力企业战略转型方向：成本控制与多元收入并举

  在电力竞争加剧与政策调整背景下，企业正采取多维策略稳定盈利：

  1. 强化成本管理：通过淡储旺耗策略优化燃煤采购，利用进口煤补充现货资源，降低燃料成本波动风险。

  2. 收入结构优化：依托容量电价、辅助服务等机制，降低对电量电价的依赖，提升固定成本回收能力。

  3. 新能源与火电协同：加速风光基地建设，同时通过火电灵活性改造提升调节能力，平衡新能源波动性对电力系统的影响。

  电力行业正站在转型十字路口

  2025年电力市场竞争加剧与政策环境变化，迫使传统电力企业从“规模扩张”转向“效率提升与模式创新”。尽管短期利润受益于煤价下跌，但长期盈利需依赖成本控制、政策红利及多元化收入结构。随着新能源全面入市与容量电价机制落地，电力企业需在保供与市场化改革间寻找平衡，加速构建适应新型电力系统的商业模式。未来，电价竞争、燃料成本管控及政策响应能力将决定行业竞争格局的重塑方向。