华电国际研报：单季毛利率降至6.6%，盈利尚未见底

研究日期：2026年11月5日

财报期间：2026年前三季度（2026年1–9月），含第三季度单季数据

核心判断

华电国际是中国华电集团的常规能源发电上市平台，2026年前三季度营业收入856.90亿元、归母净利润39.08亿元，分别同比下降10.62%和39.29%。降幅来自两个同时发生的挤压：上网电量同比下降13.19%，单位燃料成本大幅上行。前三季度平均上网电价519.01元/兆瓦时，同比上涨9.46元/兆瓦时（+1.86%），电价其实在改善，但它只抵消了成本上涨的一部分。1 2

第三季度单季的恶化比上半年更明显：单季毛利率从上年同期的14.46%降到6.63%，单季归母净利润8.03亿元，同比下降68.29%。公司把三季度利润下滑归因于"煤价上涨、电量下降"，年初至报告期末的降幅则再加上"参股投资收益下降"。1 3

这轮下行还没有走完。煤价二、三季度明显上涨，成本压力会延续到四季度和2027年初；电量下滑来自水电大发、新能源挤占和公司煤电装机份额下降，季节性因素结束后也不必然回升。当前5.05元的股价对应约16.6倍的TTM市盈率、1.16倍普通股市净率，估值里已经预支了2027年电价回升带来修复的预期，但尚未预支继续恶化。4

因此这是一只"等电价"的股票，而不是一只"等季报"的股票：判断它的关键变量不在下一份财报的利润数字，而在2027年长协电价谈判结果和动力煤价格中枢。

第一，量的损失一半是季节性的、一半是结构性的，电价才是决定性变量。 前三季度上网电量1642.73亿千瓦时，同比下降13.19%，公司给出的原因有四条：夏季部分资产所在区域水电大发挤占火电发电空间、气温低于去年同期、新能源装机容量增加挤占发电空间、公司煤电机组装机份额降低。其中气温和水电来水具有季节性与年度波动，新能源挤占和煤电装机份额下降则是结构性的。2

第二，成本的冲击比电价的改善大得多。 用营业成本除以上网电量估算，三季度单位营业成本约0.464元/千瓦时，比上年同期约0.404元/千瓦时上升约15%；同期上网电价只从约0.498元/千瓦时升到约0.521元/千瓦时，涨幅约4.6%。煤价涨得比电价快，这是毛利率从14.46%塌到6.63%的直接机制。（单位成本按合并口径估算，含热力等其他业务成本，只能用于观察方向。）3 5

第三，投资收益这条腿同时在变弱，它对利润的影响比表面看起来更大。 前三季度投资收益17.83亿元，同比减少12.95亿元；这一减少额相当于同期归母净利润降幅（25.29亿元）的一半，相当于营业利润降幅（40.47亿元）的三分之一。以合并利润总额68.32亿元为分母，投资收益相当于26%。公司解释绿电首年全部入市是行业普遍现象；卖方普遍认为参股华电新能盈利降幅改善、以及参股煤矿更换工作面完成，使三季度投资收益降幅收窄至13.2%。这意味着这条腿的拖累在边际上减弱，但它不会把主业的压力补回来。1 6 5

第四，资产负债在改善，但普通股股东拿到的回报被永续债和少数股东分走一块。 9月末资产负债率59.95%，比2025年末下降1.42个百分点；有息负债约1217亿元、货币资金55亿元，净债务约1162亿元；归母权益710.66亿元中含204.27亿元永续债，普通股权益约506亿元，每股净资产约4.36元。前三季度经营现金流151.17亿元，同比下降34.21%，公司归因于电费回款减少额高于燃料采购支出减少额。自由现金流仍为正，但资本开支正转向抽水蓄能这类回报周期长的项目。1 4

公司做什么，钱怎么赚

华电国际把煤、天然气和水转成电和热，卖给电网和热力公司。截至2026年6月末，公司控股装机7864万千瓦（业绩说明会口径；卖方三季报点评按7865万千瓦列示），其中燃煤5398万千瓦、燃气2217万千瓦、水电246万千瓦；已获核准及在建机组合计1292万千瓦，其中抽水蓄能890万千瓦、煤电402万千瓦。6 7

收入端的构成有四层。第一层是电量电价：卖出的每度电按上网电价结算，上网电价由长协电价、月度竞价和市场化交易共同决定，2026年前三季度为519.01元/兆瓦时。第二层是容量电价：公司落实容量电价政策，对固定成本和顶峰能力付费，这部分与电量脱钩，2026年上半年对冲了电量下行的影响。第三层是辅助服务与调峰调频收入，管理层提出要提高这部分收入占比。第四层是热力收入，即向城市供热管网售热。

成本端高度集中于燃料：煤电占装机的近七成，标煤单价几乎直接决定毛利。管理层在2026年半年度业绩说明会上的表述是"煤价在二、三季度有明显上涨"，应对手段是提高长协煤兑现率、优化电煤采购和库存策略，同时用好容量电价、碳交易和辅助服务等工具。6

利润表之外还有一条常被忽略的利润来源：碳排放权交易。前三季度公司把碳排放权交易净损益9.88亿元认定为经常性损益，注明"与公司正常经营业务密切相关"。这个数字是合并口径、税前金额，约相当于合并利润总额68.32亿元的14.5%，公司未披露它在母公司股东与少数股东之间的分摊，归属普通股股东的部分应明显小于9.88亿元。2026年前三季度营业外收入10.83亿元，同比多出约7.7亿元，碳收益是其中最主要的部分。这意味着当期利润里有相当比例来自碳资产变现，而不是发电本身；如果碳价回落，利润还有额外的下行风险。1

本期最重要的变化：量跌与煤涨同时发生

本轮依据的2026年第三季度报告合并报表未经审计，季度数据未经审计师验证。

数据来源：公司2026年第三季度报告及2025年同期数。1 3

收入下降10.62%的同时营业成本只下降8.30%，毛利因此少了27.45%。把成本降幅和收入降幅放在一起看，量是主因：电量少了13%以上，而单位成本上升，两者相抵后单位毛利被压缩。

单季数据把这条线索讲得更清楚。第三季度营业收入314.26亿元，同比下降12.51%；营业成本293.41亿元，同比仅下降4.50%；毛利20.84亿元，同比下降59.88%，毛利率6.63%，比上半年累计的11.70%再降5.07个百分点。与上年同期14.46%的毛利率相比，一个季度内压缩了7.83个百分点。7

这解释了为什么第三季度归母净利润降幅（-68.29%）远大于收入降幅（-12.51%）：火电的经营杠杆在成本刚性下是反向的——收入少13%，毛利率少一半，利润就少三分之二。

近七个单季的连续序列显示，毛利率自2025年三季度的14.46%逐季回落到6.63%，归母净利润在2026年三个季度逐季走低（17.89亿元、13.16亿元、8.03亿元），而经营现金流在2026年三季度回升到59.86亿元、环比改善但同比仍下降20.34%。

数据来源：公司定期报告及结构化财务数据；投资收益单季值为卖方点评披露数。3 5

电价：唯一在改善的变量

电价是本期唯一给出正向信号的地方，而且改善幅度在扩大。前三季度平均上网电价519.01元/兆瓦时，同比上涨9.46元/兆瓦时；其中第三季度为521.1元/兆瓦时，同比上涨23元/兆瓦时（+4.6%），涨幅比上半年更大。2 5

电价改善的机制不是公司自己能决定的。2026年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/度和5.4分/度，11月广东省月度电价较长协电价提高1分多/度；这些是现货与月度交易相对长协的溢价，幅度不大，但方向明确。真正决定2027年利润的是2027年长协电价的谈判结果，这也是全部卖方一致的乐观假设来源。5

对读者而言，这里的判断边界很清楚：电价在改善是事实，长协电价2027年上涨是预期，前者已经在报表里，后者还没有。任何把这句预期当作既成事实的估值都会高估安全边际。

利润表拆解：钱花在哪里

数据来源：公司2026年第三季度报告。表内为合并口径；投资收益、营业外收支为税前金额，与归母净利润跨口径比较时须考虑所得税和少数股东两项。1

三个结构性事实值得单独指出。

费用端不是问题。 管理费用同比下降5.69%，财务费用同比下降8.02%，公司此前的降本增效确实见效（2026年上半年财务费用降幅达10.15%）。这意味着利润率的压力全部来自毛利端，没有被费用失控放大。6

少数股东分走了更多利润。 少数股东损益14.30亿元，占合并净利润53.38亿元的26.8%；少数股东权益332.52亿元，占合并权益1043.18亿元的31.9%。这与2025年完成的江苏、上海、广东、广西四个区域火电资产注入直接相关——注入的资产多数不是全资持有，合并报表的收入和成本被并进来，但相当一部分利润归属于少数股东。这使得合并口径的收入下降会低估对普通股股东的实际冲击。1 6

永续债同样先于普通股受偿。 归母权益中有204.27亿元永续债（其他权益工具），较2025年末的210亿元减少约5.7亿元。永续债利息在会计上计入分配，普通股股东实际可分配利润要再减这块。按卖方对永续债利息的估计（每年约5.6亿元），2026—2028年归属普通股的每股收益比报表归母净利润折算的要低约0.05元。1 5

投资收益：被低估的第二条腿

前三季度投资收益17.83亿元，同比减少12.95亿元，这一减少额相当于同期归母净利润降幅（25.29亿元）的一半，也相当于营业利润降幅（40.47亿元）的三分之一；若以合并利润总额68.32亿元为分母，投资收益本身相当于26%。拆分到单季：2026年一季度、二季度、三季度投资收益分别约7.0亿元、5.7亿元、5.2亿元，同比分别下降42.6%、55.2%、13.2%，三季度降幅明显收窄。1 5

降幅收窄的原因有两个：参股华电新能业绩降幅改善（华电新能2026年前三季度归母净利润单季同比分别为-29.4%、-46.4%、-21.9%），以及参股煤矿更换工作面完成。5

这条腿的性质需要读者留意。华电国际通过长期股权投资（9月末509.06亿元）持有大量联营企业，其中包括华电新能。绿电资产在2025年"首年全部入市"，市场化电价下降属于行业普遍现象，公司自己也确认"业绩下降为行业普遍现象"。这意味着投资收益的恢复依赖绿电电价企稳和华电新能自身的经营改善，不是华电国际能单方面推动的。6

现金流层面有一个对应信号：前三季度取得投资收益收到的现金14.14亿元，上年同期仅5.46亿元，说明2025年的投资收益相当部分停留在应收或被再投资，而本期实际到手的比例更高。投资收益的"含金量"在这两年之间发生了切换。1

现金流与资产负债

数据来源：公司2026年第三季度报告。1

资产负债结构在主动降杠杆：长期借款和应付债券合计减少约122亿元，短期借款减少23亿元，债务久期拉长、融资成本下行（三季度财务费用同比下降8.02%是直接体现）。新增融资以科技创新公司债券、中期票据、超短期融资券为主，9月发行了科技创新可续期公司债券，10月先后发行中期票据和科技创新公司债券。8 9 10

现金流的结构比利润表更能说明问题。前三季度经营活动现金流入1137.14亿元，同比减少114.12亿元；流出871.85亿元，同比减少35.52亿元，缺口几乎全部来自流入端，其中购买商品、接受劳务支付的现金减少了63.00亿元。销售商品、提供劳务收到的现金943.99亿元，同比下降11.9%，与收入降幅一致——回款没有恶化，问题在于收的钱变少了，而不是收不回来。资本开支方面，购建固定资产等支付的现金69.66亿元，同比下降23.80%，投资活动净流出57.51亿元，较上年同期的84.11亿元明显收窄。1

对应到分红能力：公司连续3年实施中期分红，2024年中期每股0.08元，2025年和2026年中期均为每股0.09元。若按可分配利润的50%分红，卖方测算A股2026、2027年股息率为3.0%和4.6%，H股分别为4.2%和6.5%。这是当前股价下最实在的一条回报线索，但它的前提是利润修复，而不是利润下滑。6 5

资本配置：抽水蓄能改变了现金流的形状

在建工程从2025年末的134.20亿元增加到9月末的171.93亿元，增长28.1%，同时购建长期资产支付的现金同比下降23.8%。两者并存说明公司正在把资本开支从常规火电改造转向抽水蓄能等长周期项目：这类项目前期投入大、投产周期长，短期不产生电量，反而会在折旧和利息上形成压力。公司管理层在业绩说明会上的表述是"随着后续新建抽蓄项目陆续开工，公司将适当调整资本开支"。1 6

抽蓄的回报来自容量电价和调峰，不来自电量。这条逻辑在电价机制收紧、电量价值下降的背景下是成立的，但它的兑现周期是5到8年，属于2027年之后的事情，无法用来解释或支撑2027年的利润修复。这也解释了为什么卖方对2027年利润的修复假设完全依赖电价和煤价，而不是新项目投产。

另一条资本配置线索是集团资产注入。2014年集团承诺将符合条件的常规能源资产注入华电国际，已先后完成湖北、湖南区域注入，以及2025年江苏、上海、广东、广西四个区域注入。截至2025年末公司控股装机增至78GW，集团非上市的火电、水电常规能源资产仍近50GW，管理层表示将"持续跟踪…在相关资产满足上市条件后，择机启动后续资产整合工作"。5 6

这部分预期需要打折看待。已注入的资产在2025年抬高了装机和收入，但没有改善整体盈利质量，反而带来规模更大的少数股东权益和债务；而且注入时点由公司选择、条件由"满足上市条件"界定，节奏不由投资者决定。它更适合作为估值的看涨期权，而不是基本情形。

情景与估值

估值日2026年11月5日，收盘价5.05元/股，总股本116.12亿股（与公司披露实收资本116.12亿元一致），总市值约586.4亿元，报表币种人民币。4 3

估值方法以PB-ROE为主、PE交叉验证。理由是：公司杠杆高（净债务约1162亿元，是市值的约2倍），盈利处于周期低位，PE在低谷会给出误导性的高倍数；同时永续债和少数股东的存在要求在普通股权益口径上做估值。

普通股权益与每股净资产按以下口径滚动，可逐项复算：起点为2026年9月末普通股权益506.38亿元（归母权益710.66亿元减永续债204.27亿元）；2026年四季度假设归母净利润0.92亿元（全年40亿元减前三季度39.08亿元）、扣除永续债利息后归属普通股股东约-0.5亿元，假设四季度不再新增派息；2027年假设按归属普通股利润的50%派息并在当年支付；2026年中期股利每股0.09元假设已在三季度确认并计入9月末权益。1 5

估值区间3.8–5.9元/股，基准4.8元/股。归属普通股EPS已扣除每年约5.6亿元永续债利息。若2026年中期股利实际在四季度支付，各情景每股净资产再降约0.09元、每股价值再降约0.1元。测算为本报告推演，非公司指引。

当前5.05元的价格落在区间中上部，对应基准情形约5%的下行空间，安全边际很薄。这不是一个"便宜但被错杀"的位置：便宜的来源是低PB，而低PB对应的正是ROE从2025年8.9%降到2026年约5%的事实。

反向检验用同一套账面价值口径：现价5.05元对应2027年末每股净资产4.58元的1.10倍PB，按PB=(ROE-增长)/(股权成本-增长)、股权成本9.5%、增长2%反推，市场隐含的普通股ROE约10.3%，略高于本报告基准情景的9.85%；若改用当前账面价值4.36元计算，隐含ROE约10.7%，差距同样有限。两种口径都指向同一个结论：当前价格既不深度错杀，也没有留出厚安全边际。真正会改变这个判断的是长协电价——若2027年长协电价不涨，基准情景的利润假设需要下调约20%，估值需向0.85–0.9倍PB、也就是3.8–4.1元的方向回归。这是当前持仓最需要监控的单一风险。

反证与风险

电价可能不涨。 这是所有乐观假设的支点。江苏、广东月度电价相对长协的溢价只有几分钱，不能线性外推到2027年长协谈判；煤价高企时，电力市场的买方议价能力同样增强。

煤价可能更高，长协兑现率可能下降。 管理层把"提高长协煤兑现率"列为主要应对手段，这本身就说明兑现率存在不确定性；安全事故、产地天气和进口煤价格都会影响兑现。

碳收益不可持续。 前三季度碳排放权交易净损益9.88亿元为合并口径、税前金额，约相当于合并利润总额68.32亿元的14.5%，公司未披露归属母公司股东的部分。它被计入经常性损益，因此不会在扣非口径中被剔除，碳价回落会直接冲击利润。

利用小时继续下行。 新能源装机增加和水电来水对火电空间的挤压是结构性的；容量电价能否覆盖电量损失，取决于机制设计，而不是公司的经营努力。

集团资产注入的稀释效应。 若继续注入非全资持有的火电资产，收入和装机会变大，但合并报表的普通股股东收益未必改善，规模效应还伴随负债和少数股东权益的同步上升。

煤电转型投入的长周期风险。 抽蓄项目在建工程已达171.93亿元并将继续增加，投产前没有电量贡献，投产后的容量电价回报率尚未被验证。

需要说明的证据边界：公司没有披露分部的装机利用小时、标煤单价和分区域电价，三季度的量价拆分只能用合并口径的营业成本除以上网电量估算，因此单位成本0.464元/千瓦时这个数字只能用于观察方向，不能当作精确的单位成本；2025年三季度的发电量、上网电量为按公司披露的同比降幅倒算得到，用于分季度对比，未与公司原文逐厂核对；2026年第三季度报告未经审计。

接下来看什么

1. 2027年长协电价谈判结果，以及江苏、广东月度电价相对长协的溢价能否延续。这是决定基准情形成立与否的第一个信号。
2. 动力煤价格与长协煤兑现率。四季度煤价中枢和公司长协兑现情况，直接决定2026年全年利润落在40亿元左右还是更低。
3. 2026年年报里的投资收益与碳收益。参股华电新能的盈利是否按卖方预期继续改善，碳交易净损益是否还能维持在每季度2亿元以上（前三季度9.88亿元中第三季度单季约5.30亿元，是主要贡献季）。
4. 抽水蓄能项目的资本开支节奏。管理层已表示会适当调整资本开支，实际数字会说明现金流压力有多大。
5. 四季度利润本身不宜作为判断依据。2025年第四季度归母净利润为-3.67亿元，公司资产减值集中在年末披露；用单季利润外推全年容易失真，应看全年扣非口径和经营现金流。
6. 中期分红能否维持每股0.09元以上，以及全年分红比例是否守住可分配利润的50%。这是观察管理层对现金流信心的直接窗口。

对这只股票，当前最有效的跟踪方法是把每季度的上网电量、平均上网电价、煤机板块盈利和投资收益拆开看，而不是看归母净利润的同比数字。利润的方向由电价和煤价决定，量只是背景噪音；只要这两条线没有明确转向，季度业绩的波动很难改变投资判断。

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