投资要点

国电电力（https://www.600795.com.cn/）作为国家能源集团核心上市平台，是国内综合能源领域的领军企业，正通过“火电稳基+新能源提速”双轮驱动实现高质量发展。

公司火电装机规模稳居行业前列，长协煤（发电厂和煤矿提前签好合同，“锁定”未来一两年数量和价格的煤炭）占比高达96%，成本控制能力行业领先；2025年上半年新能源装机（指已经建好、可以正式“上岗”发电的新能源发电设备的容量；装机是“装机容量”的简称，指这些发电设备最大能发出多少电的能力）爆发式增长，新增645万千瓦（光伏占比95%），总装机达1.2亿千瓦，清洁能源占比提升至36.5%。

财务表现稳健，2024年净利润创历史新高98.31亿元（同比+75.28%），2025年上半年扣非净利润同比增长56.12%，并承诺未来三年现金分红比例不低于60%。

政策红利持续释放，容量电价补偿、绿电交易溢价与煤价下行形成盈利三重支撑。

核心投资逻辑：

（1）【控成本】成本优势筑牢安全垫，长协煤高占比+煤价下行周期，火电盈利弹性显著；

（2）【新业务】新能源转型提速，光伏装机爆发式增长，在建项目储备多，有长期成长空间；

（3）【好政策】政策护航盈利稳定，容量电价覆盖60%火电固定成本，绿电溢价增厚收益；

（4）【高分红】高分红承诺，60%分红比例+每股不低于0.22元分红，股息率优势突出。

风险分析： 动力煤价格超预期反弹、新能源装机进度不及预期、容量电价政策调整、电力需求增长放缓、利率波动影响财务费用。

• PS.补充信息：煤炭的分类

• 按用途分：煤可以分为动力煤和炼焦煤。

• 按销售方式分：煤可以分为长协煤（长期协议）和市场煤（现货）

一、公司发展历程：从火电龙头到综合能源领军者

国电电力的发展轨迹贴合中国能源产业变迁，历经火电奠基、集团整合、新能源转型、价值重塑四大阶段，逐步构建起多元协同的综合能源布局。

1.1 火电奠基期（1992-2009年）：立足东北，全国扩张

1992年，国电电力前身东北电力发展股份有限公司成立，以火电业务为核心起步。1997年在上海证券交易所上市，逐步从区域发电企业向全国布局，先后在辽宁、河北、江苏等电力需求集中区域投产多个火电项目，奠定火电业务基本盘。这一阶段，公司聚焦火电规模扩张，积累了丰富的电力生产运营经验。

1.2 集团整合期（2010-2017年）：资源协同，实力跃升

2010年起，公司纳入原国电集团体系，成为常规能源整合平台，通过并购重组加速全国布局。

2017年，原国电集团与神华集团重组为国家能源集团，国电电力作为核心上市平台，获得集团煤炭、电力资源协同优势，长协煤供应保障能力大幅提升，成本控制能力显著增强，实现从单一发电企业向综合能源企业的跨越。

1.3 新能源转型期（2018-2024年）：多元布局，结构优化

2018年起，公司响应“双碳”目标，加速新能源业务布局，风电、光伏项目在内蒙古、新疆、甘肃等资源富集区域集中落地。

2024年，公司清洁能源装机达3707万千瓦，占比提升至33.19%，火电业务同步推进低碳改造，生物质掺烧、CCUS等技术落地应用。同年，公司净利润创历史新高98.31亿元，实现转型与盈利双突破。

1.4 价值重塑期（2025年至今）：高分红+规模提速

2025年，公司发布未来三年高分红规划，承诺现金分红比例不低于60%，每股分红不低于0.22元，重塑市场估值逻辑。新能源装机进入爆发期，上半年新增645万千瓦，其中光伏612万千瓦，在建风电、光伏项目超550万千瓦，同时推进抽水蓄能、“风光储+”等新型能源业态，向清洁低碳综合能源服务商全面转型。

二、公司业务板块：火电稳基，新能源领航

国电电力已形成“火电+水电+风电+光伏+热力”多元协同的业务格局，2024年实现营业收入1791.82亿元，发电量4594.52亿千瓦时，市占率约4.55%，稳居行业前列。

2.1 火电业务（核心基本盘，2024年装机占比66.81%）

作为公司营收和利润核心来源，截至2024年末火电装机7462.9万千瓦，分布在全国29个省区市。2024年火电板块净利润100.51亿元，核心优势显著：

• 成本控制：长协煤采购占比96%，其中89%为集团内部供应，2025年上半年入炉标煤单价同比下降87.46元/吨，节省燃料成本约15亿元；

• 政策红利：容量电价补偿覆盖60%固定成本，2025年预计获补偿收入48亿元；

• 调节价值：作为电力系统基荷电源，在新能源消纳中发挥调峰作用，利用小时数稳定在4200小时左右。

在建项目包括大同湖东200万千瓦、北仑200万千瓦等高效煤电项目，投产后将进一步优化火电结构。

PS. 容量电价补偿

容量电价补偿，本质上是为了保障电力安全，在市场机制下为“系统备用”功能支付的合理对价。煤电正从“发电主力”转向“调节备用”，因此仅靠卖电无法覆盖成本，长期会导致没人愿意投资或维持备用电源，威胁供电安全。由此国家发改委2023年发文建立煤电容量电价机制。

2.2 水电业务（稳定利润来源，2024年装机占比13.39%）

截至2024年末水电装机1495.06万千瓦，核心资产为大渡河流域梯级电站，是公司稳定的利润贡献板块。2024年水电板块净利润19.94亿元，2025年上半年净利润8.8亿元（同比+8.5%），度电净利达5.3分/度。

• 资产优质：大渡河流域电站地理位置优越，来水稳定，平均上网电价同比上升5%；

• 增长可期：在建水电项目492.35万千瓦，包括大渡河流域424万千瓦、霍尔古吐水电站42.65万千瓦等，2025-2026年规划投产3.6吉瓦，将持续增厚利润。

2.3 新能源业务（增长引擎，2025H1装机占比23.8%）

新能源业务是公司未来核心增长极，涵盖风电、光伏及储能配套，2025年上半年表现亮眼：

• 装机爆发：新增新能源装机645.16万千瓦，其中光伏612.23万千瓦、风电32.93万千瓦，截至6月末光伏装机1840万千瓦、风电1020万千瓦；

• 电量高增：上半年光伏发电量103.35亿千瓦时（同比+122.55%），风电发电量113.55亿千瓦时（同比+10.37%）；

• 储备充足：上半年获取新能源资源353.48万千瓦，完成核准备案377.39万千瓦，在建项目555.17万千瓦，主要分布在内蒙古、甘肃、新疆等资源富集区域。

代表性项目包括内蒙古双良600兆瓦风光储一体化项目，投产后年供电18.5亿千瓦时，实现园区自我平衡消纳。

2.4 其他业务（协同补充）

• 热力销售：聚焦北方供暖及工业用热，业务覆盖东北、华北等区域，与火电业务形成协同，稳定现金流；

• 综合服务：包括电力技术服务、煤炭贸易等，依托集团资源优势，为核心业务提供支撑，2024年贡献部分投资收益。

三、公司所处行业：新型电力系统建设下的转型机遇

3.1 行业定位与特征

国电电力所处的电力行业是国民经济支柱产业，在“双碳”目标下，正从传统高碳电力系统向新型电力系统转型。行业具有三大特征：

• 刚需属性：电力是工业生产与居民生活核心保障，需求刚性强，受经济周期波动影响较小；

• 结构转型：火电从主体电源向调节性电源转变，新能源成为增长主力，2024年全国风电、光伏装机同比分别增长15%、30%；

• 政策驱动：国家密集出台《加快构建新型电力系统行动方案》等政策，支持清洁能源发展、电力市场改革与安全保供。

3.2 行业发展现状与趋势

• 需求增长：2024年全国用电量9.85万亿千瓦时，2025年受高温天气、AI算力需求爆发驱动，居民用电与新兴用电增速显著；

• 结构优化：截至2024年末，全国非化石能源装机占比达55%，新能源消纳率提升至96%，但火电仍承担60%以上发电量，调节作用不可或缺；

• 政策红利：容量电价机制、绿电交易溢价、超长期特别国债支持等政策，为火电企业提供盈利安全垫，为新能源项目提供发展动力。

3.3 竞争格局分析

行业呈现“五大发电集团主导，地方企业与民企补充”的竞争格局：

• 市场集中度：五大发电集团占据全国火电58.3%的市场份额，国电电力作为国家能源集团核心平台，发电量与营收规模稳居行业第二；

• 竞争优势：国电电力凭借集团煤炭资源协同、长协煤成本优势、新能源装机增速领先，在行业竞争中形成差异化优势；

• 竞争焦点：从规模扩张转向“量价齐升+结构优化”，头部企业聚焦新能源布局、火电灵活性改造与电力市场交易能力提升。

PS.补充信息：五大发电央企及旗下上市公司

国家能源投资集团有限责任公司

中国华能集团有限公司

国家电力投资集团有限责任公司

中国华电集团有限公司

中国大唐集团有限公司

3.4 行业机遇与挑战

• 机遇：新型电力系统建设带来新能源装机增量，AI算力、数据中心等新兴用电打开需求空间，政策支持保障盈利稳定性；

• 挑战：煤价波动对火电盈利影响显著，新能源上网电价市场化导致价格竞争加剧，电网消纳能力与项目审批节奏制约新能源扩张。

四、公司产业链：集团协同下的全链条优势

4.1 产业链布局

国电电力构建了“上游资源保障-中游发电运营-下游市场销售”的完整产业链布局，依托国家能源集团实现全链条协同：

• 上游：煤炭供应以集团内部长协为主，长协煤占比96%，有效规避煤价波动风险；设备采购与金风科技、隆基绿能等头部企业建立长期合作，保障新能源项目设备供应；

• 中游：在全国29个省区市布局发电资产，火电、水电、新能源机组协同运行，形成“多能互补”运营模式；拥有上海、内蒙古、四川等多个生产基地，覆盖电力负荷中心与资源富集区域；

• 下游：电力销售以电网统购统销为主，同时参与绿电交易、电力现货市场，客户涵盖工业企业、居民用户、数据中心等，海外业务逐步拓展。

4.2 产业链核心优势

• 成本控制：集团内部煤炭供应占比89%，燃料成本显著低于行业平均水平，2025年上半年单吨标煤成本下降87.46元，成本优势突出；

• 资源获取：依托集团影响力，新能源项目资源获取能力强，2025年上半年新增资源353.48万千瓦，保障后续装机增长；

• 协同运营：火电为新能源提供调峰支撑，新能源降低整体碳排放强度，水电与风光发电季节性互补，提升整体运营效率；

• 政策适配：积极参与新型电力系统试点，布局虚拟电厂、储能配套等新业态，契合行业发展方向。

4.3 产业链风险管控

• 供应链多元化：核心零部件与设备供应商至少布局2-3家，降低单一依赖风险；

• 煤价风险对冲：通过长协煤锁定大部分燃料成本，参与煤炭期货套期保值，平滑煤价波动影响；

• 消纳保障：新能源项目优先布局在电网接入条件好、消纳能力强的区域，配套建设储能系统提升消纳能力。

五、财务情况：盈利稳健增长，高分红凸显价值

5.1 整体财务表现

国电电力财务结构稳健，盈利水平持续改善，呈现“营收稳中有降，利润逆势增长”的良好态势：

• 营收与利润：2024年营收1791.82亿元（同比-1.00%），归母净利润98.31亿元（同比+75.28%）；2025年上半年营收776.55亿元（同比-9.52%），扣非归母净利润34.10亿元（同比+56.12%），主要受益于燃料成本下降与新能源盈利提升；

• 资产负债：截至2025年三季度末，资产负债率73.33%，处于行业合理水平；现金储备充足，2025年上半年经营活动现金流净额支撑高分红与项目投资；

• 分红水平：2024年合计派发现金红利35.67亿元，占净利润36.28%；2025年上半年拟分红17.84亿元，占同期净利润48.38%，未来三年承诺分红比例不低于60%，股息率优势显著。(下图为2024年年报数据）

  

• 公司近三年主要财务指标如下。

5.2 盈利能力分析

• 毛利率：2025年上半年毛利率16.75%，同比提升1.65个百分点，火电业务度电净利从0.08元修复至0.12元，新能源业务度电净利润0.12元；

• 费用控制：财务费用随利率调整有所下降，销售费用与管理费用保持稳定，研发费用重点投入新能源技术与火电灵活性改造；

• 盈利结构：火电业务贡献主要利润，2025年预计实现净利润45亿元；新能源业务盈利快速增长，预计贡献19亿元；水电业务稳定贡献12亿元，盈利结构持续优化。

六、核心风险与投资价值评估

6.1 核心风险分析

• 市场风险：动力煤价格超预期反弹（若突破800元/吨，火电利润可能压缩15%），电力需求增长不及预期导致利用小时数下降；

• 政策风险：容量电价机制调整、绿电交易溢价收窄，新能源电价市场化竞争加剧；

• 运营风险：新能源项目审批延迟、土地与环保约束影响装机进度，水电来水不确定性影响发电量；

• 财务风险：资产负债率较高导致财务费用压力，利率波动影响融资成本。

6.2 投资价值评估

国电电力的核心投资价值体现在“盈利稳健+增长确定+分红丰厚”三大维度：

• 安全边际：长协煤高占比锁定成本，容量电价覆盖固定成本，盈利稳定性显著优于行业平均；

• 增长潜力：新能源装机未来三年有望保持50%以上增速，2025年规划新增860万千瓦，在建项目超550万千瓦，成长空间清晰；

• 政策红利：受益于新型电力系统建设、超长期特别国债支持等政策，发展环境持续向好。