至此，五大发电集团旗下核心上市公司均发布了2024年半年报，营业收入增减不一，但净利润均实现了同比增长，共赚取了约233亿元，已超过了2023年五家公司全年的净利总和。2023年，五家公司累计赚取了约230.3亿元，为2016年以来最高。

　　今年上半年，中国华能集团旗下华能国际(600011.SH)录得净利74.54亿元，为五家公司中最高，净利同比增长幅度为18.16%；国家能源集团旗下国电电力(600795.SH)获得净利67.16亿元，同比增幅最高，达到127.35%。

　　中电集团的华电国际(600027.SH)在上半年实现净利32.23亿元，同比增24.84%。

　　除了，其余四家公司的主要发电装机仍是煤电，在煤炭价格回落的背景下持续受益。

　　据中国煤炭运销协会数据，上半年，中国煤炭供需形势继续改善，煤炭价格整体下行，其中长协煤价相对平稳、市场煤价明显回落。秦皇岛港5500大卡下水动力煤中长期合同均价704元/吨，同比下跌18元/吨，下降幅度为2.5%。

　　上网电价下降幅度则不及煤价，为电企带来盈利空间。例如，上半年中国境内各运行电厂平均上网结算电价为498.7元/兆瓦时，同比下降3.21%；上半年上网电价为509.94元/兆瓦时，同比下降约3.25%。

　　从盈利板块看，发电公司的新能源板块利润增长贡献能力出现一定停滞，煤电再度占据主位。

　　2023年，华能国际燃煤业务板块实现利润4.33亿元，风电板块通过11.4%占比的装机容量，则获得59.13亿元的利润，光伏板块的税前利润也达到了20.44亿元。

　　今年上半年，华能国际的燃煤业务获得利润39.8亿元，同比大增571%；风电和光伏板块的利润分别为40.3亿元和12.45亿元，同比增幅为0.2%和24%。

　　上半年，煤机板块实现利润15.1亿元，同比增幅高达288.13%，光伏板块利润3.9亿元，同比增14.3%，风电板块录得11.3亿元利润，同比下降23.06%。

　　两家公司并未解释风电板块利润增长停滞或下降的具体原因。据界面新闻观察，这应与上网电价和利用小时数下降相关。

　　今年上半年，全国发电设备平均利用小时为1666小时，同比减少4.1%，其中火电设备利用小时2099小时，同比减少2%；风电设备利用小时1134小时，同比减少8.3%。

　　根据财报，2024年上半年该公司风电上网电价为478.95元/兆瓦时，同比下降了约7%。

　　得益于水力发电厂所在流域降雨量充沛，上半年水电板块转亏为盈，获得利润7.66亿元，去年同期则亏损1.47亿元；火电板块利润较去年同期上升97.23%，DB真人网站，主要是由于期内煤炭平均采购价格下降导致燃料成本减少所致。

　　中国电力于去年9月自国家电力投资集团及其附属公司收购大量清洁能源发电资产，在此收购效应下，今年上半年风电、光伏发电板块利润较去年同期分别上升34.87%和46.47%。

　　华电国际并没有直接布局业务，而是通过投资的形式持有华电集团股份有限公司31.03%的股权，将其作为联营企业。2024年上半年，华电国际获得华电新能投资收益19.34亿元。

　　根据国家发展改革委DB真人，、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024年1月1日起，煤电单一制电价将调整为两部制电价，煤电机组可通过容量电价回收部分固定成本。

　　中国电力在财报中提及，根据上半年各地电力市场交易情况，各煤组的综合电价(即容量电价加上电量电价)基本维持在基准电价上浮20%的水平。

　　吉电股份(000875.SZ)在近期投资者关系活动表中提到， 自2024年年初开始执行容量电价回收，该公司目前所有机组都根据容量积极申报，并且容量电费的获取率已经超过95%以上。

　　认为，新能源装机占比将持续提高，严重挤占煤机市场份额，火电的发电形势将更加严峻。同时，国家放宽新能源利用率限制，新能源利用率也将显著下降。

　　“随着煤价下行，地方政府及电力用户降电价预期增强，将对煤机电价造成冲击。”指出，随着新能源入市比例增加，同时为了解决消纳问题，电力市场价格将进一步下滑。

　　国电电力也表示， 新能源呈现市场化电量交易比例越来越高，高比例地区发电时间与负荷不匹配等特点，多省执行光伏分时电价，降低盈利水平。受煤价下行、新能源投产等因素影响，电力保价工作压力加大，整体电价同比降低，交易电价存在下行风险，发电企业稳价争量面临更大挑战。

　　截至8月23日收盘，中国电力港股涨2.87%，报3.58港元/股；大唐发电A股跌0.37%，报2.71元/股；国电电力A股跌1.46%，报5.41元/股；华能国际跌1.25%，报7.12元/股；华电国际跌1.1%，报5.41元/股。