经历了长达一年的煤价下行、电厂躺赚高景气期后，到了2026年的中报季，A股电力公司却迎来吊诡现象——上半年股价受到热捧，但业绩却表现平平，其中多家电力上市公司半年度业绩预告数据反映了电改之下发电侧公司正在经历的“倒春寒”。
各大电力巨头今年7月以来密集披露的2026年半年度业绩预告与电量公告显示，一个充满矛盾与分化的电力“中场战事”版图清晰浮现——一边是沿海火电巨头因综合电价下行与二季度煤价阶段性反弹两头承压，中报净利润面临较大下行压力，甚至由盈转亏；另一边则是部分区域电厂凭借长协煤红利与容量电价兜底，实现了逆势突围。
火电龙头上半年两头承压
此前市场部分资金乐观地认为，2026年火电板块将延续去年的强劲势头。然而，火电龙头浙能电力（600023.SH）于7月14日披露的一份业绩预告，让盲目乐观的市场情绪重新回归理性。公告显示，浙能电力预计2026年上半年归属于母公司所有者的净利润为13.40亿元至16.08亿元，同比减少54.21%至61.85%。公司表示，业绩变动的主要原因是燃煤机组售电电价下降以及第二季度煤炭价格较去年同期上涨。
广东区域市场的电力巨头粤电力A（000539.SZ）则由盈转亏。该公司预计上半年归母净利润亏损4.39亿元至6.39亿元，而上年同期尚盈利3247万元。其在公告中将亏损归因于综合电价持续下降、燃料成本同比上升、新能源项目利用小时数不及预期、发电业务毛利持续收窄，以及新投产机组折旧、人工、利息等费用增加。
华能国际（600011.SH）于7月16日晚间披露的经营数据显示其上半年“量价双降”。上半年，该公司境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量1995.78亿千瓦时，同比下降2.97%；同时，境内平均上网结算电价为463.02元/兆瓦时，同比下降了4.58%。
华能国际出现上述现象的主要原因是供应链成本波动与电改政策交织形成的双向压力。从成本端来看，由于华东及南方沿海电厂对市场煤及进口煤的依赖度较高，今年第二季度国内动力煤价格出现一波阶段性逆势抬头，拉高了部分电厂的单吨燃料成本。
而在收入端，核心矛盾则指向了新能源发电现货上网比例提高与市场化电价折价。华能国际在公告中指出，火电上网电量下降的原因主要是风电和光伏装机容量持续增长。但受全国新能源装机容量增长挤占存量机组发电空间影响，公司发电利用小时数同比下降，叠加煤电机组装机份额降低，整体电量同比下降。
燃料成本的阶段性回升，叠加售电端价格下滑，让身处用电大省且处于现货博弈前线的沿海火电巨头，在二季度遭遇了明显的利润下滑。
容量电价机制托底利润
然而，当部分沿海电厂因电价下行而承压时，区域市场的供需错配与产能周期，却让不同地区的电力上市公司在中报季交出了不同的答卷。
国家能源集团旗下的长源电力（000966.SZ）于7月14日披露的业绩预告显示，该公司预计2026年上半年实现归母净利润1.49亿元至2.15亿元，同比增长57.14%至126.74%。
其业绩逆势反弹，恰恰映照出当前国内电力市场的极端区域分化。根据公司公告，业绩增长的主因包括：入炉综合标煤单价同比下降、投资收益同比增加、售电均价同比上升。
身处华中湖北腹地的长源电力，其成本端受益于较高的长协煤兑现率。内陆电厂通过铁路长途运送的长协煤在今年上半年受到了强力的监管保障，兑现率维持在高位，这在很大程度上为其锁定了相对稳定且低于沿海电厂的燃料成本。与此同时，公司在售电端实现了均价上升，反映出区域电力供需格局的相对韧性。
事实上，公司在2026上半年实现盈利，一方面是由于一季度贡献了主要利润，另一方面是二季度高温天气推高用电负荷，火电现货尖峰电价上浮，持续增厚盈利。
全面落地并确收的容量电价也在一定程度上发挥稳定业绩的作用。长源电力表示，从2026年2月份开始，公司火电机组按1031万千瓦结算容量电费，湖北省容量电价从去年的100元/千瓦·年上调至165元/千瓦·年。这一固定保底收益为公司锁定盈利下限。
这意味着，在过去的粗放周期中，电厂的营收主要依赖发电量，但在新型电力系统建设的电改深水区，火电机组正加速向“调节性、支撑性电源”转型。根据已经全面推开的容量电价机制，煤电机组即使不发电，只要维持设备可调度状态，就能按照固定资产成本的一定比例获得按月结算的固定电费补偿。
容量电价的引入，实际上正在使火电企业的资产属性从传统的高弹性周期属性实质性转变为“周期+公用事业”的混合属性。
广发证券研报指出，火电的新盈利模型正由电量电价、容量电价和辅助服务三部分构成，其中电量电价价值逐渐弱化，容量和辅助服务收入与发电无关，而是与绿电增长和调节资源的需求有关，未来将成为火电的核心盈利来源。火电周期属性弱化，盈利稳定性和分红价值提升，走向公用事业化。
从2026年火电板块的这组中报数据来看，一方面，整个电力行业正在告别煤价单边下跌即可全线躺赚的时代，全面进入了由电改政策和现货市场主导的运营周期，这本质上是国内电力现货市场逐步深化后，基于不同区域、不同供应链结构、不同资产组合对全行业利润格局进行的一次重新洗牌。另一方面，火电企业难以再指望成本端单边大幅让利，而是必须在现货交易中与海量的新能源贴身博弈，利用更精细化的交易策略在剧烈波动的峰谷电价中寻找度电利差。
