记者 郑晨烨 全国用电需求大幅回升、新能源项目陆续投产、年内电力体制改革持续推进，需求与政策共振让多家上市电力企业纷纷报喜。

据记者不完全统计，截至10月20日，在26家已披露前三季度业绩信息的上市电企中，近九成实现业绩正增长，其中有15家企业公告前三季度业绩预增或正增长，另有3家企业业绩略增，5家企业实现扭亏；以浙能电力（600023.SH）、穗恒运A（000531.SZ）、上海电力（600021.SH）以及大唐发电（601991.SH）为代表的电企更是分别交出了最少1058%、814%、508.35%、265%的净利润增幅“成绩单”。

“一是燃料价格同比下降，发电单位燃料成本同比降低；二是公司持续推进绿色低碳转型发展，新能源装机容量不断增加，带动公司前三季度整体发电量实现同比上涨，影响利润同比增加。”大唐发电在公告中如是解析业绩预增原因。

业绩强势修复

10月18日，国家统计局9月份全国能源生产情况，从供给端来看，国内电力生产增速加快，火电增速迎来反转，水电出力提升明显。

9月份，全国发电量达7456亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比8月份加快6.6个百分点，1-9月份，全国发电量66219亿千瓦时，同比增长4.2%。分品种看，9月份，火电增速由降转增，水电、核电增速加快，风电降幅收窄，太阳能发电增速回落。其中，火电同比增长2.3%，风电下降1.6%，核电增长6.7%，太阳能发电增长6.8%，水电增长39.2%。

从需求端看，国家能源局最新数据显示，9月份国内居民用电需求大幅回升，全社会用电量同比增长9.9%，第一，二、三产业用电量增速分别为8.6%、8.7%和16.9%；城乡居民生活用电量同比增长6.6%。

电力供需格局持续向好的背景下，多家上市电力企业三季度业绩迎来强势修复。

10月16日晚间，上海电力发布2023年前三季度业绩预增公告，公司预计2023年1-9月实现归属于上市公司股东的净利润为 13.46 亿元到 16.02 亿元。与上年同期相比，将增加11.25 亿元到 13.80 亿元，同比增加 508.35%—623.93%。预计1-9月公司扣除非经常性损益的净利润为 13.36 亿元到 15.89 亿元。与上年同期相比，将增加 12.62亿元到 15.16 亿元，同比暴增1726.46%—2073.48%。

10月13日，华电国际发布业绩预告，预计公司2023年前三季度实现归属于上市公司股东的净利润为40.9亿元至49.1亿元，较上年同期增加17.53亿元到25.73亿元，同比增长75%到110%。

10月12日，浙能电力公告称，预计2023年前三季度实现归属于母公司所有者的净利润为52.47亿元到66.78亿元，与上年同期相比，将增加47.94亿元到62.25亿元，同比增长1058.28%到1374.17%。预计2023年前三季度实现扣除非经常性损益后归属母公司所有者的净利润49.46亿元到63.77亿元，与上年同期相比，将增加47.25亿元到61.56亿元，同比增长2138.01%到2785.52%。

同日，大唐发电亦发布业绩预告，预计2023年前三季度实现合并报表归属于上市公司股东的净利润与上年同期相比，将增加约20.2亿元至21.2亿元，同比增加约265%—278%。

记者注意到，关于三季度实现业绩高增的原因，上述电力企业都不约而同地在公告内提及两点关键因素，一是燃料价格下行，使得煤电边际收益持续改善；二是公司清洁能源发电装机规模和效益实现增长。

今年以来，国内煤矿安监力度持续升级，加之海外煤价持续下行，煤炭整体供需格局趋松，发电企业库存持续累积，上半年，秦皇岛动力煤价格一度从1215元/吨回落至570元/吨—770元/吨左右。

不过三季度以来，煤企供应缩紧，煤价已出现止跌回升的趋势，中金公司大宗商品研究团队在10月18日发表的一份研报中指出，8月中下旬以来，供给风险发酵叠加非电煤需求的带动，港口动力煤现货价重新回到1000元/吨上方，涨幅约30%。

但该团队认为，进入四季度后，国内煤价涨势或将渐缓，预计今冬取暖季煤价继续上行的持续性亦比较有限，因为，当前电厂的高库存状态意味着补库意愿偏低，补库力度可能偏弱，对高价的接受度也有限。

电价改革已在路上

除了业绩迎来修复，电力板块还有一件值得关注的大事，便是火电容量电价机制有望在年内落地。

自9月18日国家发改委、国家能源局公布《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称：“基本规则”）后，涵盖电力中长期、现货、辅助服务的多层次统一电力市场体系便已初具雏形。《基本规则》从市场成员、市场构成与价格、市场运营与市场衔接等方面明确了电力现货市场建设路径，规范电力现货市场机制设计并进一步提出电力现货市场建设运营要求。

在《基本规则》出台后，有关火电容量电价等电改政策的出台也随之提上日程，有业内人士向记者表示，主管部门已经就建立煤电容量电价机制开始征求意见。

面对新能源装机的不断提升，完成构建以新能源为主体的新型电力系统目标仅是时间问题。

在此背景下，传统煤电要完成从主力电源到调节电源的角色转变，同时，煤电的盈利模式也将出现变化，随着利用小时数的下降，要想收回煤电建设中的固定投资成本，体现其提供辅助服务的价值，获取合理收益，便需要像其他调节电源一样，通过容量电价机制进行补偿。

华泰证券在9月22日发表的一份研报中指出，“碳中和”背景下，可再生能源占比的提升带来了电力系统的不稳定性，对电力系统备用率提出了更高要求。根据测算，要保证2030年电力系统备用率在10%以上，2023年—2030年便需要新增4.5亿千瓦火电；与此同时，煤电的发电量绝对值并不必然增加，产能利用率下降是必然趋势。容量电价应该保障机组的固定投资（包括本金偿还和利息支出）合理的回报率，从而帮助火电从发电向调峰转型。

另据其测算，容量电价补偿需要在325元-382元/千瓦区间内，才能保障煤电6%—7%的合理盈利。