华能国际研报：煤电单位盈利恶化，现价已隐含电价修复

研究日期：2026年11月5日

财报期间：2026年前三季度（截至2026年9月30日，未经审计）

核心判断

2026年前三季度，华能国际实现营业收入 1,658.49 亿元，同比下降 4.12%；归属于上市公司股东的净利润 78.22 亿元，同比下降 47.29%。第三季度单季归母净利润只有 12.36 亿元，同比下降 77.84%，环比下降 41.17%，扣非后仅 8.16 亿元，同比下降 84.41%1。这是一次盈利能力的塌陷，而不是收入规模的收缩：收入只少了 4%，利润少了近一半。

塌陷的位置很明确。公司在三季报中披露的境内分板块利润显示，前三季度燃煤板块利润总额 68.56 亿元，上年同期 132.68 亿元，同比减少 48%；燃机 12.10 亿元，上年同期 8.84 亿元，增长 37%；风电 41.87 亿元，上年同期 46.30 亿元，减少 10%；光伏 23.58 亿元，上年同期 33.07 亿元，减少 29%1。第三季度单季，境内煤机、气电、风电、光伏板块利润总额分别为 9.31 亿元、2.37 亿元、10.22 亿元、11.36 亿元，风光合计 21.58 亿元，已经超过煤电的 9.31 亿元2。公司从一家以煤电为主的公司，变成了一家利润结构由风光和煤电共同支撑的公司，但两边的单位盈利都在下滑。

当前 7.40 元的价格对 2026 年的盈利并不便宜。按 2026 年预测的归母净利润计算，市盈率约 14.9 倍；若按扣除永续债利息后的普通股股东利润计算，约 20.6 倍；扣除永续债后的每股净资产只有 4.21 元，对应市净率 1.76 倍，而不是市场常引用的 0.8 倍。本轮测算的每股价值区间为 5.2–9.4 元，基准值 6.7 元，现价已高于基准值约 10%。股价要继续上行，需要 2027 年长协电价上涨兑现，并且煤价不继续上行；这两个条件目前都还没有在报表里出现。

第一，本期利润下滑可以完全归因于煤电单位盈利恶化，而不是一次性项目。

公司对利润变动的解释是"境内上网电量和平均上网结算电价同比下降，以及单位售电燃料成本同比上升"1。三个方向的证据分别是：前三季度境内上网电量 3,129.00 亿千瓦时，同比下降 5.60%，其中煤机电量 2,398.44 亿千瓦时，同比下降 7.17%，风电、光伏电量分别增长 3.68% 和 5.58%3；上网结算电价 467.63 元/兆瓦时，同比下降 2.32%3；成本方面，上半年公司境内除税发电耗用标煤单价 891.02 元/吨，同比下降 2.84%4。

这里有一个容易被读反的地方：标煤单价上半年仍在下降，但公司口径的单位售电燃料成本在前三季度是上升的1。两者不矛盾——标煤单价是采购口径，单位售电燃料成本是结算口径（含运杂费、标煤耗用差异与下半年采购价差），成本逆向主要发生在下半年。此外，9M 电价 -2.32% 是券商测算值，上半年电价 -4.58% 是公司披露值（463.02 元/兆瓦时），两个口径与期间都不同，不能直接相减比较4。

单位盈利数据把这条链条量化了：前三季度燃煤机组度电税前利润 2.9 分，同比下滑 2.3 分；同期气电 6.1 分（同比上升 2.1 分）、风电 13.8 分（同比下滑 2.0 分）、光伏 10.9 分（同比下滑 5.2 分）2。燃煤机组的绝对水平最低，下降空间也最小，这决定了煤电是本轮业绩弹性最大的板块。

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第二，风光已经从补充变成支柱，但它们自身的盈利也在被电价市场化压低。

截至 9 月末，公司可控装机容量 1.609 亿千瓦，同比增长 3.92%；前三季度基建新增装机 516.5 万千瓦，其中风电 223.0 万千瓦、光伏 170.3 万千瓦，其余 123.2 万千瓦的电源构成本轮资料未披露3。到 6 月末，低碳清洁能源装机容量占比已提升至 42.16%，其中风电 22,217 兆瓦（含海上风电 6,384 兆瓦）、太阳能 26,010 兆瓦、天然气 18,190 兆瓦4。

装机扩张带来了电量增长，却没有带来利润增长。分板块看，风电与光伏的前三季度利润总额同比都是下降的，光伏降幅 29%，度电税前利润下滑 5.2 分。新能源电量全面入市交易后，电价中枢下行会同时压低新增装机的回报率。公司自己在半年报里提示，新能源电量占比逐步提升并全面入市交易，现货市场价格波动加剧，预计市场价格中枢将呈下行趋势4。

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第三，报表利润的含金量在下降，少数股东和永续债分走了接近一半。

前三季度净利润 114.61 亿元，归母净利润 78.22 亿元，差额 36.39 亿元是少数股东损益，占净利润的 31.8%。归母净利润这个数字已经扣除了永续债持有人的利润分配——2025 年为 27.73 亿元，2026 年上半年为 11.11 亿元，公司每股收益的分母分子口径即如此4。截至 9 月末，公司永续债余额 774.49 亿元，占归属于母公司所有者权益 1,434.66 亿元的一半以上1。永续债计入权益、但每年要付固定利息，普通股股东能分到的比归母数字更少。

单季利润的构成也在变薄。第三季度单季非经常性损益 4.20 亿元，占当季归母净利润的 34%；前三季度非经常性损益 9.68 亿元，其中资产处置收益 4.18 亿元、政府补助 6.72 亿元、受托经营托管费 2.52 亿元1。扣非后前三季度归母净利润 68.54 亿元，同比下降 51.19%，降幅比表观利润更大。

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第四，现金流仍然覆盖得住资本开支，但自由现金流的余量已经很薄。

前三季度经营活动现金流净额 412.06 亿元，同比下降 21.92%；同期购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付现金 319.28 亿元，低于上年同期的 369.36 亿元。两者之差从约 158 亿元收窄到约 93 亿元1。公司同时在分红和还债：前三季度分配股利、利润或偿付利息支付现金 166.59 亿元，偿还债务 1,388.10 亿元，发行债券收到现金 440.00 亿元，取得借款收到现金 1,033.54 亿元，吸收投资收到现金 238.38 亿元并赎回永续债 220.00 亿元。

资产负债表本身没有出现风险信号：9 月末资产负债率 65.32%，与上年末的 65.26% 基本持平；货币资金 224.81 亿元，短期借款 644.99 亿元，长期借款 1,629.91 亿元，应付债券 553.83 亿元；应收账款 487.17 亿元，同比上升 4.37%，在收入下降 4.12% 的背景下略有抬头，需要在四季度报中继续观察；预付款项 55.00 亿元，较年初增加 40.20%，公司解释为预付煤款增加；存货 85.19 亿元，较年初下降 22.58%，公司解释为备存燃料减少1。存量燃料下降叠加预付煤款增加，指向下半年燃料采购成本上行。

{"title": "前三季度经营活动现金流与购建长期资产支出（2025–2026，亿元）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/12d3d067-4887-4484-9d20-2842287722a2/9611daed44006d1b/widget-9611daed44006d1b.html"}

第五，恶化的是环比，同比基数在 2026 年第四季度反而很低。

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2026 年三个季度的归母净利润依次是 44.84 亿元、21.02 亿元、12.36 亿元，环比逐季走低，这部分是真的恶化。但同比方向的含义完全不同：2025 年第三季度是 55.79 亿元的高基数，所以 2026Q3 出现 -77.84%；而 2025 年第四季度归母净利润为 -4.31 亿元，是亏损5。基期为负，意味着 2026 年第四季度只要不出现比 -4.31 亿元更大的亏损，同比就是改善。

那么本轮为什么仍假设第四季度盈亏平衡、全年归母 78 亿元？三个原因：第三季度单位盈利环比继续下行（煤机度电税前利润环比减少 1.0 分）；下半年燃料市场供应偏紧、进口煤收缩，且报表中预付煤款增加、备存燃料减少；第四季度是公司集中计提资产减值与结算成本的季节。基准假设下，2026Q4 相对 2025Q4 已是约 4.3 亿元的同比改善。

需要同时说明的是，本轮基准与市场预期在第四季度这一项上并不保守。市场数据服务商给出的 2026 年第四季度一致预期每股收益为 -0.18 元，对应归母净利润约 -28 亿元；若该预期成立，2026 年全年归母净利润约 50 亿元，普通股每股收益约 0.18 元，对应市盈率约 41 倍，按 55% 派息测算的每股股利约 0.10 元、股息率约 1.4%。该一致预期样本很小——覆盖机构只有 2 家，评级为 1 家买入、1 家持有——只能作为方向性参考，但方向明确：本轮基准比一致预期乐观约 28 亿元。

公司靠什么赚钱

华能国际是发电公司，商业模式简单：建电厂、买煤、发电、卖给电网和工业用户。

它的客户主要是两类。一类是电网企业和大型工业用户，公司把电卖给它们，按上网结算电价结算，另有容量电价和辅助服务收入作为补充。另一类是热力用户，公司在电厂周边做供热，供热量上半年 2.02 亿吉焦，同比增长 7.16%4。

公司真正赚钱的地方有三个条件同时成立：机组能多发电、电价不降、燃料成本不涨。第一个条件正在变差——新能源装机快速增长挤占火电出力空间，上半年全国火电利用小时 1,895 小时，同比下降 73 小时，公司境内电厂平均利用小时 1,358 小时，同比下降 145 小时4。第三个条件在 2026 年下半年转差——公司判断下半年燃料市场延续供应偏紧、需求阶段性抬升的局面，内贸煤受安全排查和生产约束影响增量有限，进口货源受印尼减产影响刚性收缩4。

所以这门生意现在的关键变量只有两个：电价能不能涨，煤价会不会继续涨。

行业与政策：容量电价托底，市场化交易压价

2026 年上半年全社会用电量 5.10 万亿千瓦时，同比增长 5.3%；全国全口径发电装机容量 40.4 亿千瓦，其中并网风电 6.8 亿千瓦（占 16.8%）、并网太阳能 12.7 亿千瓦（占 31.5%），非化石能源发电装机占比 62.4%；煤电发电量占总发电量 49.7%，首次降到一半以下4。需求在增长，但增量几乎都由新能源满足，火电只承担调节角色。

政策在两个方向上同时作用。2 月《关于完善发电侧容量电价机制的通知》把容量电价机制从煤电向多元调节性电源拓展，煤机容量电价回收比例提升；4 月新版《省间电力现货交易规则》获批，省间现货从应急互济走向常态化核心交易4。前者给煤电的固定收益加了底，后者让电价的年度波动直接传导到利润。

电价已经在触底回升。公司境内平均上网结算电价前三季度 467.63 元/兆瓦时，同比下降 2.32%，但第三季度单季测算约 475.75 元/兆瓦时，环比上升 2.23%3。月度交易数据提供了更明确的信号：11 月、12 月江苏省月度电价较 2026 年长协电价分别提升 7.2 分/度、5.4 分/度，11 月广东省月度电价较 2026 年长协电价提高 1 毛以上2。这些是交易结果，不是合同条款，2027 年长协电价的实际水平仍待确定。

宏观环境对成本端不友好：2026 年 9 月中国 PPI 同比上涨 5.0%，CPI 同比上涨 0.9%，10 月制造业 PMI 49.3 位于收缩区间6。燃料价格是火电成本的主体，煤价中枢抬升会直接吃掉容量电价托底带来的收益。

资本配置与资产负债表

公司在做三件事。

一是把资本开支转向新能源。 前三季度基建新增装机 516.5 万千瓦，其中风电 223.0 万千瓦、光伏 170.3 万千瓦；在建工程 758.16 亿元，较年初增加 12.92%。资本开支正在从煤电转向风光，这既改变了利润结构，也把回报率的问题从"煤电价差"转移到了"新能源电价与消纳"。

二是用低成本负债支撑这个转型。 上半年公司累计落实债务融资超 1,000 亿元，综合资金成本进一步下降；10 月完成 20 亿元 5 年期中期票据发行，利率 1.58%7。债务成本下行是这份报表为数不多的确定性改善。

三是向核电等稳定资产做参股，并借助集团融资平台降低资金成本。 10 月 27 日公告称已与石岛湾核电其他股东签署增资协议，公司按持股比例增资 3.15 亿元，持股比例保持 22.5%8；同期公司与集团旗下天成租赁签订融资租赁框架协议，交易额度上限每年 200 亿元、租赁利息年度上限 7 亿元，用于新能源投资和煤机超低排放技改，该交易金额上限的预计尚待提交公司股东会批准9。这些动作指向同一个方向：在电力市场化收益下降的环境里，用低成本的长期资金和稳定的少数股权收益对冲电价的周期性。

股东回报方面，2025 年度利润分配方案为每股派发现金红利 0.40 元（含税），合计 62.79 亿元，2026 年 6 月 16 日经股东大会批准4。以 2025 年归母净利润 144.10 亿元计算，派息率约 43.6%。惠誉在 6 月 5 日将中国华能和华能国际评级上调至 A，展望稳定，其认定母公司战略和运营层面的支持意愿为"高"、法律层面的支持意愿为"中等"10，这为永续债和债券融资提供了支撑。

估值：先把永续债从权益里拆出来

对华能国际做估值，最容易出错的地方是把永续债当成普通股权益。

9 月末归属于母公司所有者权益 1,434.66 亿元，其中永续债 774.49 亿元，归属普通股股东的权益是 660.17 亿元，对应每股净资产 4.21 元。以 7.40 元股价计算，报表口径市净率 0.81 倍，普通股口径市净率 1.76 倍。同样的资产，两种口径相差一倍以上。

盈利端同理。最近十二个月归母净利润 73.91 亿元，扣除年化约 23 亿元的永续债利息后，普通股股东利润约 51 亿元，对应每股收益约 0.32 元，市盈率约 22.8 倍11。永续债余额仍在滚动：前三季度吸收投资收到现金 238.38 亿元，同时赎回永续债 220.00 亿元，余额基本持平1。只要公司维持当前的杠杆水平，这笔每年约 22 亿元的利息就要持续从普通股股东的利润里扣。

市场普遍按归母口径给倍数：开源证券预测 2026–2028 年归母净利润 118.20/129.85/134.41 亿元，对应市盈率 9.5/8.7/8.4 倍；国金证券预测 89.23/125.29/150.50 亿元，剔除永续债利息后每股收益 0.40/0.63/0.79 元，对应市盈率 13.02/9.27/7.72 倍32。两家机构对 2026 年归母净利润的预测相差 29 亿元，叠加一致预期第四季度亏损约 28 亿元的指引，2026 年盈利的分布本身就很宽。

本轮自建预测如下（人民币亿元；ROE 以期末归属普通股股东权益为分母）：

2026 年假设第四季度盈亏平衡、全年归母 78 亿元；2027 年三个情景对应三条可验证路径——基准情景假设 2027 年长协电价较 2026 年上升约 2%、煤价中枢持平；乐观情景假设长协电价上涨幅度接近 5 分/度、煤价回落；悲观情景假设电价继续下行、煤价上涨且煤机利用小时再降。2026 年每股股利从 0.40 元降到 0.20 元，是普通股可分配利润从 116.37 亿元降到 56 亿元的机械结果，派息比例并未下调；2026 年度分红方案将在 2027 年 3 月下旬的年报中确认。

估值方法用普通股口径的市净率，配以股息率与企业价值倍数交叉验证。合理市净率按 (ROE − g) / (股权成本 − g) 计算，取股权成本 8.5%、长期增长 1.5%：基准情景合理市净率 1.47 倍，对应每股 6.6 元；乐观情景 2.14 倍，对应每股 9.8 元；悲观情景 0.59 倍，对应每股 2.6 元。乐观情景的 9.8 元隐含普通股 ROE 一次性回到 16.5% 并长期维持，考虑风光板块单位利润仍在下行，本轮把区间上限取 9.4 元。悲观情景的模型结果是 2.6 元，低于债务与固定资产对普通股权益的覆盖意义，本轮把区间下限设为 5.2 元——它对应普通股每股净资产 4.21 元的 1.24 倍、2027 年股息率约 2.5%、按自算企业价值口径的 EV/经营现金流约 6.6 倍，是人为设定的假设，不是模型输出。基准情景每股价值 6.7 元。

现价 7.40 元高于基准值 6.7 元约 10%，处于乐观情景与基准情景之间偏乐观的一侧。

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作为横向参照，同业当前市场倍数（市场数据服务商的公司概览口径）：华能国际市净率 0.81 倍、EV/经营现金流 6.65 倍；华电国际 1.16 倍、9.73 倍；国电电力 1.52 倍、7.90 倍；大唐发电 2.38 倍、9.33 倍5。需要说明口径差异：按本轮估值数据包自算，华能国际的企业价值 4,018.23 亿元除以最近十二个月经营现金流 556.46 亿元为 7.22 倍，高于服务商口径的 6.65 倍，差异来自企业价值是否包含少数股东权益与受限资金。两组数字都不支持"华能明显便宜"的结论：这个行业的少数股东权益和永续债规模都极大，会同时压低市净率和 EV/现金流的表观水平，可比公司的结论只能是华能的资产定价不贵，而这不能证明普通股便宜。

反证与验证信号

支持本轮判断为错的证据有三种可能。

其一，煤价在 2026 年四季度和 2027 年回落。公司的燃料采购以长协为主，上半年采购煤炭 8,474 万吨，同比下降 2.8%，长协履约质量是成本稳定的关键4。若进口煤收缩的冲击小于预期，煤电单位盈利可能提前修复。

其二，电价回升的幅度和范围超出月度交易数据的暗示。江苏 11、12 月月度电价已经高于长协，若 2027 年长协谈判结果落在乐观区间，本文的基准预测偏保守。

其三，风光装机的回报改善快于预期。新增装机以低碳清洁能源为主，若容量电价机制向调节性电源扩展的力度超预期，风光板块的度电利润可能止跌。

需要盯住的验证信号，按时间顺序排列：

• 2026 年 10 月、11 月发电量与上网电价公告，看煤机电量降幅是否收窄；
• 2027 年长协电价谈判结果，以及各省月度交易电价相对长协的偏离度；
• 标煤采购单价与长协履约比例，反映燃料成本是否见顶；
• 2026 年年报（预计 2027 年 3 月下旬）的全年归母净利润与分红方案，判断第四季度是盈亏平衡、微亏还是亏损；
• 季度报表中少数股东损益占比与永续债余额的变化，决定普通股股东能分到多少。

如果 2027 年长协电价上涨没有兑现，或者煤价继续上行，本文的悲观情景适用，5.2 元的每股价值就是更合理的参照。

相关研究

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