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江苏国信的394.1元/兆瓦时：上网电价降了47.3元之后

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-23 17:49

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

有两组数字放在同一份半年报里，方向完全相反。江苏国信2026年上半年实现营业收入156.6亿元，同比下降11.7%；归母净利润20.13亿元，同比增长11.6%；扣非净利润19.65亿元，同比增长18.6%。营收降、利润增，这样的组合在火电行业并不常见，值得拆开看一看。

先看营收下滑的原因。上半年公司上网电量345.7亿千瓦时，同比下降6.6%；平均上网电价394.1元/兆瓦时，同比下降47.3元/兆瓦时。量价齐降叠加起来，营收的下滑幅度就落在两位数区间。电价这一端的压力并非只针对一家企业：公开交易信息显示，江苏2026年电力市场年度交易均价约344.19元/兆瓦时，同比下降约68元/兆瓦时；江苏中长期交易的基准价为390元/兆瓦时、上下浮动不超过20%，市场成交价明显落在基准价的偏低一侧。

再看利润为什么还能增长。火电的利润公式很朴素：上网电量乘以电价得到收入，减去燃料成本与运行成本后剩下毛利。当收入端的两项都在下滑时，利润要增长，只能来自成本端的改善。上半年公司平均供电煤耗294.7克/千瓦时，同比下降4.1克/千瓦时，这一指标对应的是机组效率与运行管理水平的提升；而更主要的变量在燃料价格，上半年动力煤价格中枢较上年同期回落，直接压低了度电燃料成本，把电价下降造成的缺口补了回来。

容量电价机制的作用同样不可忽略。煤电机组的部分固定成本通过容量电价回收，与发电量脱钩，这使得机组在电量下滑时仍能保有一块相对稳定的收入。对火电企业而言，容量电价的意义不止在数额，更在于它改变了经营逻辑：机组不必为了摊薄固定成本而追求高利用小时，可以把更多空间让给新能源，同时通过容量与调节能力获取收益。这一机制的执行情况，正在从财报的利润结构中逐步显现。

电量下滑6.6%也需要放到江苏的电力供需格局里理解。江苏是制造业大省，用电量大、外来电比例高，省内煤电机组的利用小时数受到跨省跨区受电、省内新能源出力以及现货市场价格信号的多重影响。上半年全省新能源装机继续增长，中午时段光伏大发会进一步压低火电的出力空间；叠加中长期合同电量的安排，煤电机组在部分时段的发电优先级下降，这是电量同比减少的直接背景。

把视角切到市场机制层面，江苏是全国电力市场化程度较高的省份之一，年度交易、月度交易与现货市场并行。年度交易均价下行，反映出供需两侧的预期变化：一方面新能源装机增长带来更多低价电源，另一方面用电侧对价格的敏感度提升。对发电企业而言，电量与电价的市场化程度越高，经营业绩的波动就越取决于成本控制能力与机组在曲线上的位置——能不能在高峰时段顶上去，能不能在低谷时段把成本压下来。

资产结构对业绩的支撑同样值得关注。除火电主业外，公司的业务构成中还包含能源与金融等相关板块，这类资产的收益相对稳定，在煤电主业波动时能起到平抑作用。需要提醒的是，多元化结构也会带来新的变量，不同板块之间的盈利节奏并不一致，观察公司业绩时不宜只看单一板块的数据。

下半年的关键变量指向两个方向。燃料端，进入9月后动力煤价格自年内低位有所回升，成本红利能否延续，将直接决定三季度利润的成色；电价端，随着年度交易电量逐步执行完毕、后续月份转向月度与现货交易，成交价格的变化会更灵敏地反映到收入上。若煤价温和回升、电价继续承压，火电企业的盈利空间将进一步收窄，此时机组效率、容量电价收益与调节能力的价值会被放大。

从更长的周期看，煤电企业的经营模式正在从“卖电量”转向“卖电量加卖能力”。394.1元/兆瓦时与294.7克/千瓦时这两个数字，一个说明市场对电力的定价在变化，一个说明效率仍是火电企业的立身之本。在新能源装机占比继续提升的背景下，谁能在电价下行的周期里把煤耗压得更低、把调节价值兑现得更多，谁就能在下一轮市场周期中站得更稳。

江苏的电力结构决定了省内火电的处境。作为制造业大省，江苏用电量大、外来电占比高，省内煤电机组既要与外来电竞争电量空间，又要承担调峰与顶峰任务。新能源装机增长之后，中午时段的电价信号会压低火电出力，晚高峰时段又需要机组快速顶上去。这种低谷让路、高峰顶上的运行模式，对机组的调节能力与运行经济性都提出了更高要求。

资产运营的重心正在从电量管理转向能力经营。机组的可用容量、调节速率与启停灵活性，都可以通过容量电价与辅助服务市场转化为收益；发电量本身则越来越取决于市场交易的结果。这种转变要求企业对检修安排、燃料采购与报价策略做更精细的统筹，任何一个环节的粗放管理都会直接体现在利润上。

转型投入也是绕不开的话题。煤电企业的资本开支方向近年逐步向节能降碳改造、灵活性改造以及新能源项目延伸，部分企业通过参股或自建方式布局风光项目，寻求电源结构的平衡。这类投入回报周期较长，短期会占用现金流，但在电价市场化环境下，多元化的电源结构与调节能力储备，是平抑单一品种经营波动的重要手段。

还有一个容易被忽略的变量是煤电在电力平衡中的位置。随着新能源装机占比提升，煤电机组的年利用小时数中枢下移已成趋势，但这并不意味着煤电的装机需求同步下降——系统仍然需要足够的可用容量来应对高峰与极端天气。企业面临的真正考验，是在利用小时数下降的同时，通过容量补偿、调峰收益与成本控制维持合理的资本回报，而不是回到追求发电量最大化的老路上。

现货市场的铺开还会改变火电企业的收益曲线。中长期交易锁定了大部分电量与价格，剩余电量通过现货成交，高峰时段的报价空间更大，低谷时段则可能出现低电价甚至负电价。机组的灵活性越强，能够在高价时段多发电、在低价时段少发电的能力就越强，这种调节能力本身正在成为火电企业盈利能力的一部分。

【文中信息及数据来源于：江苏国信（002608）2026年半年度报告、江苏电力市场2026年度交易公开信息（据东方财富相关研报摘要，2026年8月）、北极星电力网相关报道（2026年8月）】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙