国电电力投资研究报告

1. 公司基本情况介绍

1.1 公司概况与治理结构

国电电力发展股份有限公司（股票代码：600795.SH）成立于1992年12月31日，1997年3月18日在上海证券交易所上市，是中国电力行业最早的上市公司之一。公司注册地位于北京市朝阳区，是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务整合平台。

从公司治理结构来看，国电电力建立了较为完善的现代企业制度。根据最新披露信息，公司董事会设董事长1人，董事11人，其中独立董事3人，职工董事1人。公司董事会成员包括董事长唐坚（已辞职, 赵世斌代行董事长职责）、董事栾宝兴、张世山、刘焱等。2025年12月，公司新选举柴守平为独立董事，兼任审计与风险委员会委员、提名委员会委员、薪酬与考核委员会主任委员。

公司的管理层包括总经理赵世斌（代行董事长职责）、副总经理、总会计师兼董事会秘书刘春峰等高管团队。公司建立了战略规划部、生产运营部、新能源事业部、市场营销部、财务部等核心职能部门,形成了科学决策、高效执行、有效监督的现代企业治理体系。

1.2 股权结构与实控人

截至2025年9月末，国电电力的股权结构呈现出"一股独大、多元制衡"的特征。国家能源投资集团有限责任公司作为控股股东，直接持股90.39亿股，占总股本的50.68%，处于绝对控股地位。国家能源集团的全资子公司国家能源集团资本控股有限公司持有1.14亿股，占比0.64%，进一步强化了集团的控制权。

公司的第二至第十大股东包括中国证券金融股份有限公司（持股5.03%）、香港中央结算有限公司（持股1.68%）、中央汇金资产管理有限责任公司（持股1.17%）、上海电气控股集团有限公司（持股1.12%）等机构投资者。前十大股东合计持股比例超过65%，股权结构相对集中且稳定。

从实际控制人角度看，国电电力的最终控制人为国务院国有资产监督管理委员会（国务院国资委）。这种央企背景为公司在资源获取、项目审批、融资成本等方面提供了显著优势，同时也承担着保障国家能源安全的重要责任。

1.3 历史沿革与战略定位

国电电力的发展历程可以划分为四个重要阶段。起步阶段（19922002年）：公司前身大连东北热电发展股份有限公司成立并上市，成为东北地区首家上市电力企业，实现了从地方企业向公众公司的转

变。快速扩张阶段（20032016年）：通过新建、并购等方式快速扩张，装机容量从2002年的200多万千瓦增长到2016年的近7000万千瓦，完成了从区域性企业向全国性企业的跨越。

重组整合阶段（20172020年）：2017年11月，原国电集团与神华集团合并重组为国家能源集团，国电电力作为集团常规能源整合平台的地位进一步凸显。在此期间，公司进行了大规模的资产整合，关停多个火电机组并对长期亏损子公司进行破产清算，累计减值3060亿元，为后续发展奠定基础。

转型发展阶段（2021年至今）：在"双碳"目标引领下，公司确立了"常规电力能源转型排头兵，新能源发展主力军，世界一流企业建设引领者"的战略定位。2022年4月，公司将"十四五"新增新能源装机目标上调至3500万千瓦，清洁能源占比目标提升至40%以上。

公司的战略定位具有三个核心特征：一是作为国家能源集团常规能源发电业务的整合平台，承担着集团内部优质电力资产整合的重要使命；二是在"双碳"背景下，从传统火电企业向综合能源服务商转型,构建"火电稳盘、水电增利、风光放量"的多元发展格局；三是立足电力主业，积极拓展储能、氢能、综合能源服务等新兴业务，培育新的增长点。

1.4 在国家能源集团中的地位

国电电力在国家能源集团体系中占据着核心地位，是集团常规能源发电业务的唯一上市平台。这种独特定位赋予了公司多项战略优势。

首先是资产整合优势。作为集团核心上市平台，国电电力承担着整合集团内优质电力资产的重要职责。2017年集团重组以来，公司已陆续整合了多个优质火电、水电和新能源项目，未来仍有大量优质资产注入预期。

其次是资源协同优势。依托国家能源集团的煤炭资源优势，公司在燃料供应、成本控制等方面具有显著优势。集团拥有煤炭产能5亿吨以上，为公司提供了稳定的燃料保障，长协煤覆盖率高达97%，远高于行业平均水平。

第三是技术与管理协同。国家能源集团在电力技术研发、运营管理等方面积累了丰富经验，为国电电力的技术创新和管理提升提供了强大支撑。特别是在新能源技术、储能技术、氢能技术等领域，集团的技术优势可以有效转化为公司的竞争优势。

第四是融资与信用优势。作为央企控股的上市公司，国电电力享有AAA信用评级，融资成本显著低于行业平均水平。2025年上半年，公司综合融资成本降至2.71%，为大规模新能源投资提供了资金保障。

2. 核心业务盈利情况分析

2.1 火电业务：规模优势与成本控制

国电电力的火电业务是公司的基本盘和利润基石，在全国火电市场占据重要地位。截至2025年末，公司控股火电装机容量达到8227.30万千瓦，占总装机容量的64.3%，位居全国火电上市公司第二，仅次于华能国际。

从装机结构来看，公司火电资产呈现出"大容量、高参数、低煤耗"的特征。60万千瓦及以上机组72台，占煤电装机71.88%；100万千瓦超超临界机组23台，占比28%，均为行业最高水平之一。平均供电煤耗降至295克/千瓦时以下，较全国火电平均低15克/千瓦时，年节约标煤超500万吨，能耗指标处于行业领先地位。

在成本控制方面，公司依托国家能源集团的煤炭资源优势，建立了强大的成本管控体系。长协煤覆盖率高达97%，其中89%为集团内部长协，有效锁定了燃料成本。2025年上半年，公司入炉综合标煤单价831.48元/吨，同比下降87.46元/吨，降幅达9.52%，为火电业务盈利修复提供了有力支撑。

从经营业绩来看，火电业务展现出强大的盈利韧性。2025年前三季度，火电业务实现营收超1014亿元,占公司总营收约81%。尽管受电价下行影响营收同比微降，但依托成本优势，火电板块毛利率提升至16.27%，较去年同期增加1.8个百分点。2025年上半年，火电业务贡献归母净利润19.67亿元，占公司净利润的53.35%，是公司最重要的利润来源。

公司火电业务的竞争优势主要体现在五个方面：一是规模效应显著，单厂平均装机超120万千瓦，单位运营成本较行业平均低8%12%；二是煤电一体化协同，坑口电站占比超40%，运输成本较外购煤低30%以上；三是技术装备先进，高效机组占比高，调峰能力强，可深度参与辅助服务市场；四是区域布局合理，在京津冀、长三角、珠三角等负荷中心形成集群化基地；五是政策支持有力，作为央企和保供主力，在容量电价、辅助服务等政策中受益明显。

2.2 水电业务：垄断资源与高毛利特征

水电业务是国电电力的现金牛业务，具有高毛利、低风险、现金流稳定的特点。公司通过控股80%的国能大渡河公司，拥有大渡河干流3库28级梯级开发的独家运营权，是A股控股口径第三大水电运营商

。

截至2025年末，公司水电控股装机容量1495.06万千瓦，占总装机的11.8%。其中，大渡河已投产装机1488万千瓦，占公司水电总装机的99%，是公司水电业务的绝对主力。大渡河梯级拥有双江口、瀑布沟、栗子坪三大调节水库，总库容超30亿立方米，具备多年调节能力，可平滑来水波动，枯期出力提升40%以上。

从盈利能力来看，水电业务展现出超高的盈利质量。2025年上半年，水电业务毛利率高达62%，显著高于火电（16%）和新能源（32%），是公司所有业务板块中毛利率最高的业务。这种高毛利特征源于水电业务的独特属性：一是燃料成本为零，主要成本为折旧和运维费用；二是大渡河具有垄断性资源优势，无新增竞争；三是调节性能优越，可根据电力市场需求灵活调节发电。

在发电量方面，受来水情况影响，2025年水电发电量547.03亿千瓦时，同比下降7.33%。但从长期来看，随着在建项目的陆续投产，水电业务将迎来新的增长期。公司在建水电项目包括双江口（200万

千瓦）、金川（86万千瓦）、丹巴（115万千瓦）等，总装机容量352万千瓦，计划20252026年陆续投产。

特别值得关注的是丹巴水电站项目。该项目动态总投资152.73亿元，由国能大渡河公司（持股56.11%)、四川铁能（持股33.89%）、宁德时代（持股10%）共同投资建设。项目装机容量115万千瓦，年均发电量47.18亿千瓦时，预计2031年投产，资本金内部收益率5.95%。宁德时代的加入不仅带来了资金支持，更重要的是为未来水光储一体化发展奠定了基础。

水电业务的核心价值在于其永续性和稳定性。作为清洁可再生能源，水电在"双碳"背景下价值更加凸显。同时，大渡河的垄断性开发权为公司提供了长期稳定的现金流来源，是支撑公司高分红政策的重要基础。

2.3 新能源业务：装机爆发与盈利提升

新能源业务是国电电力的第一成长曲线，正处于爆发式增长阶段。截至2025年末，公司新能源装机容量达到2931.36万千瓦，占总装机的23.2%，其中风电1049.52万千瓦，光伏1881.84万千瓦。

从装机增长态势来看，新能源业务呈现出"爆发式增长"的特征。2025年上半年，公司新增新能源控股装机645.16万千瓦，其中光伏612.23万千瓦，风电32.93万千瓦，完成全年计划的100.56%。2025年全年新增新能源装机超过1000万千瓦，年均复合增长率超30%。截至2025年6月末，公司在建风电项目211.83万千瓦，在建光伏项目343.34万千瓦，为未来增长提供了充足储备。

从发电量来看，新能源业务同样表现出色。2025年风电发电量206.96亿千瓦时，同比增长5.97%；光伏发电量215.91亿千瓦时，同比增长94.50%，呈现出爆发式增长态势。特别是光伏发电量的大幅增长,充分体现了公司在光伏领域的快速扩张成果。

在盈利能力方面，新能源业务展现出"量增价减但盈利提升"的特征。2025年上半年，新能源度电成本降至0.28元，同比下降8%，毛利率提升至32%，同比提升3个百分点。成本下降主要得益于规模化效应和技术进步，而毛利率提升则反映了绿电溢价和运营效率的改善。

新能源业务的快速发展得益于公司的战略布局和执行能力。在区域布局上，公司重点聚焦西北、西南大基地，在内蒙古、新疆、甘肃等风光资源富集区建设大型基地项目。同时，积极布局海上风电，在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东等沿海省份开展海上风电项目开发。在技术路线上，公司坚持"集中式与分布式并举"，既建设大型集中式项目，也发展分布式光伏和分散式风电。

特别值得关注的是公司在光火储一体化方面的创新实践。公司在鄂托克前旗打造了国内首个千万千瓦级光火储一体化深度融合能源基地，总装机容量700万千瓦，包含4×100万千瓦火电机组、300万千瓦光伏及配套储能项目。这种创新模式实现了火电、光伏、储能的有机结合，既提高了新能源消纳能力,又增强了电力供应的稳定性和灵活性。

2.4 综合能源业务：新兴增长点培育

综合能源业务是国电电力培育的新增长点，涵盖配售电、储能、氢能、碳资产管理等多个领域。虽然目前营收占比相对较小，但增长潜力巨大，代表了公司未来的发展方向。

在配售电业务方面，公司拥有10余张配售电牌照，覆盖京津冀、长三角、川渝等经济发达地区。公司通过"源网荷储"一体化模式，为工业园区、商业综合体、居民社区等提供综合能源解决方案。2025年上半年，配售电业务收入同比增长30%，显示出良好的发展势头。

储能业务是综合能源业务的重要组成部分。公司储能业务采用"新能源+储能"一体化开发模式，技术路线涵盖电化学储能、熔盐储能、压缩空气储能等多种形式。应用场景包括新能源配储、独立储能电站、电网侧储能等。发展目标是到2025年储能装机达到3GWh。

特别值得关注的是公司在熔盐储能技术方面的突破。宿州电厂熔盐储热火电调峰项目于2024年3月开工，采用三元熔盐储热系统，构建390°高温与190°C低温双储罐体系，创新实现"热电储"多能耦合。该项目相当于为火电厂加装了一个巨型电网"充电宝"，大幅提升了火电机组的调峰能力和能源利用效率。

氢能业务是公司布局的前沿领域。公司发展定位为打造"风光储氢"一体化产业链，技术方向重点发展绿氢制取、储运和应用技术。目前已开展风光制氢一体化示范项目，年制氢能力2.62万吨，应用场景涵盖工业用氢、交通燃料、储能等领域。

在碳资产管理方面，公司建立了多层面立体化碳资产管理体系，包括企业碳数据监测采集、碳排放和碳足迹统计分析、碳减排技术咨询、碳捕集利用、林业碳汇、CCER项目开发等业务。随着碳市场的不断完善，碳资产管理业务有望成为公司新的利润增长点。

虚拟电厂是公司综合能源业务的创新方向。国电南自的江宁开发区能碳虚拟电厂示范项目已启动实体化运营，该项目以"能源流"与"碳流"双轨协同管理为核心，聚合分布式光伏、储能、电动汽车、蓄冷蓄热设施等灵活资源，构建"源网荷储一体化"智慧能碳管控平台。

综合能源业务的发展不仅为公司带来了新的收入来源，更重要的是推动了公司从传统发电企业向综合能源服务商的转型。通过提供一站式能源解决方案，公司可以更好地满足客户多样化的能源需求，提升客户粘性，增强市场竞争力。

2.5 各业务板块财务表现汇总

根据2025年上半年的财务数据，国电电力各业务板块的财务表现呈现出"火电稳盘、水电增利、新能源放量"的特征。

业务板块	营收占比	毛利率	归母净利润贡献	净利润占比
火电业务	81.98%	16.27%	19.67亿元	53.35%
水电业务	约8%	62%	8.83亿元	23.95%

新能源业务	约10%	32%	11.20亿元	30.38%
综合能源业务	约0.02%

从上表可以看出，火电业务虽然营收占比最高，但由于毛利率相对较低，净利润占比为53.35%。水电业务凭借62%的超高毛利率，虽然营收占比仅约8%，但净利润贡献达到23.95%，是公司利润的重要来源。新能源业务虽然营收占比约10%，但增长迅速，2025年上半年风电及光伏板块贡献净利润11.20亿元，同比增速超80%，成为第二大利润来源。

从整体财务表现来看，2025年前三季度，公司实现营业收入1252.05亿元，同比下降6.47%；归母净利润67.77亿元，同比下降26.27%；但扣非净利润64.24亿元，同比增长37.99%，显示出主营业务盈利能力的显著提升。

公司的盈利能力指标也呈现出改善趋势。2025年前三季度，销售毛利率16.75%，同比提升1.97个百分点；销售净利率9.77%；加权平均ROE

11.07%，盈利能力持续改善。特别是毛利率的持续提升，反映了公司在成本控制和运营效率方面取得的成效。

现金流方面，2025年前三季度公司经营活动现金流净额427.83亿元，同比增长15.47%，现金流状况良好。强劲的现金流为公司的高分红政策和大规模投资提供了有力支撑。

从资产负债情况看，截至2025年9月末，公司总资产5178.28亿元，总负债3797.39亿元，资产负债率73.33%。虽然资产负债率相对较高，但考虑到电力行业的资本密集型特征以及公司的央企背景和稳定现金流，财务风险总体可控。

3. 业务新增长点分析

3.1 火电灵活性改造与调峰价值

火电灵活性改造是国电电力挖掘存量火电资产价值的重要举措，也是适应新型电力系统建设的必然要求。截至2025年末，公司已完成70%火电机组的灵活性改造，47台机组调峰能力提升至40%，部分机组甚至具备20%深度调峰能力，调峰能力处于行业领先水平。

灵活性改造的核心价值在于提升火电机组的调节能力和响应速度。通过技术改造，火电机组的最小技术出力从原来的50%60%降至30%以下，部分机组甚至可以在20%负荷下稳定运行。同时，机组的升降负荷速率大幅提升，可以在更短时间内响应电网调度指令。这种能力在高比例新能源并网的背景下尤为重要，可以有效提升电力系统的稳定性和新能源消纳能力。

从经济效益来看，灵活性改造带来了显著的增量收益。2025年，公司火电灵活性改造后辅助服务收入达到15亿元，同比增长150%，成为火电业务新的利润增长点。辅助服务收入主要来源于调峰、调频、备用等服务，随着电力市场化改革的深入，辅助服务市场规模将持续扩大。

特别值得关注的是公司在熔盐储能+火电调峰方面的创新实践。宿州电厂熔盐储热火电调峰项目通过构建"热电储"多能耦合系统，使火电机组具备了类似储能的功能，可以在电力低谷期储存热能，在高峰期释放，大幅提升了调峰能力和经济性。这种创新模式为传统火电企业转型提供了新路径。

火电灵活性改造还带来了间接价值。首先，提升了火电在新型电力系统中的价值定位，从基荷电源转变为调节性电源，增强了火电的不可替代性；其次，提高了新能源消纳能力，通过火电调峰可以有效解决新能源发电的间歇性和波动性问题；第三，增强了参与电力市场竞争的能力，在电力现货市场中,具备深度调峰能力的机组可以获得更高的电价。

展望未来，随着新能源装机比例的持续提升，火电的调峰价值将进一步凸显。公司计划在"十四五"期间完成全部火电机组的灵活性改造，预计到2025年末，辅助服务收入有望达到20亿元以上，成为火电业务的重要利润来源。

3.2 新能源业务扩张计划与项目储备

新能源业务是国电电力未来发展的核心驱动力，公司制定了雄心勃勃的扩张计划。根据公司规划，2025年新能源投资计划包括：计划核准备案1141.81万千瓦，计划开工519.62万千瓦，计划投产641.59万千瓦。从执行情况看，公司上半年已完成全年投产计划的100.56%，显示出强大的执行力。

在项目储备方面，公司拥有充足的资源储备。截至2025年6月末，公司在建风电项目211.83万千瓦，主要分布在内蒙、甘肃等资源丰富地区；在建光伏项目343.34万千瓦，主要分布在天津、新疆、内蒙等区域。此外，公司还储备了大量项目资源，为未来持续高增长奠定了基础。

在重点项目方面，公司布局了多个标志性项目。内蒙古蒙西蓝海光伏项目投资约100亿元，装机300万千瓦，已于2024年11月并网发电，是全国单体最大的采煤沉陷区光伏基地。内蒙古沙漠送华东基地规划装机超500万千瓦，总投资预计超过200亿元，是公司在大型风光基地开发方面的重要布局。

海外项目是公司新能源业务的新亮点。2025年初，公司宣布参股投资建设沙特第五轮萨达维200万千瓦光伏项目，项目动态总投资约11.12亿美元。这是公司首次进入中东新能源市场，标志着公司国际化战略迈出重要一步。

海上风电是公司重点布局的领域。公司在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东等沿海省份布局海上风电项目，规划装机超过200万千瓦。海上风电具有资源丰富、发电小时数高、靠近负荷中心等优势,是新能源发展的重要方向。

在技术创新方面，公司积极探索"风光储+氢、氨、醇、光热、清洁能源供热"等创新融合模式，推动新能源从"单一发电"向"多元造能"升级转型。特别是在光热发电技术方面，公司正在开展相关技术研发和项目储备，有望在未来形成新的竞争优势。

从区域布局策略来看，公司采取了差异化布局策略。在"三北"地区重点发展大型风光基地，利用丰富的资源优势和政策支持，建设千万千瓦级新能源基地；在东部沿海地区重点发展海上风电和分布式能源，满足经济发达地区的电力需求；在西南地区重点发展水光互补项目，利用水电的调节能力提升新能源消纳。

3.3储能与氢能等新兴业务布局

储能和氢能是国电电力重点布局的战略性新兴业务，代表了公司未来的发展方向。

在储能业务方面，公司采取了多元化技术路线。技术路线涵盖电化学储能、熔盐储能、压缩空气储能等多种形式，应用场景包括新能源配储、独立储能电站、电网侧储能等。公司的发展目标是到2025年储能装机达到3GWh，到2030年达到10GWh以上。

公司储能业务的发展模式具有鲜明特色。一是"新能源+储能"一体化开发，在建设新能源项目时同步配套储能设施，提升新能源消纳能力和经济性；二是独立储能电站开发，在电网关键节点建设大型储能电站，参与电力系统调峰调频；三是用户侧储能服务，为工商业用户提供储能解决方案，帮助用户降低用电成本。

熔盐储能是公司的技术优势领域。除了前述的宿州电厂项目外，公司还在多个项目中应用熔盐储能技术。熔盐储能具有储能密度高、成本适中、技术成熟等优势，特别适合与火电、光热发电等结合，是构建新型电力系统的重要技术支撑。

氢能业务是公司面向未来的前瞻性布局。公司发展定位为打造"风光储氢"一体化产业链，重点发展绿氢制取、储运和应用技术。在技术路线上，公司重点关注PEM电解水制氢技术，该技术具有能耗低、动态响应快、产品纯度高等优势。

公司在氢能领域已经取得了实质性进展。国氢科技自主研发的万标方级"氢涌"PEM制氢装备已在吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目中成功投运。该项目年制氢能力2.62万吨，采用"绿电→绿氢→绿氨"的全产业链模式，实现了新能源的高效利用和价值提升。

在应用场景方面，公司的氢能业务涵盖多个领域：一是工业用氢，为钢铁、化工、水泥等高耗能行业提供清洁燃料；二是交通燃料，发展氢燃料电池汽车、氢燃料电池船舶等；三是储能应用，利用氢能的储能特性，实现能源的跨季节、跨地域存储和运输；四是化工原料，发展绿氨、绿甲醇等绿色化工产品。

特别值得关注的是公司在氢能装备制造方面的布局。国氢科技已构建覆盖材料、部件到系统集成的全产业链能力，自主研发的质子交换膜实现100%国产化，催化剂性能优于日本田中贵金属。2025年推出的单套4000Nm³/h的"氢涌卓瀚"系统，采用多对一集成设计，降低设备投资30%。

CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是公司布局的另一个前沿领域。公司在火电厂开展CCUS示范项目,目标是降低碳排放强度，实现负排放。随着碳市场的完善和碳价的上涨，CCUS技术的经济性将逐步提升，有望成为公司新的业务增长点。

3.4 综合能源服务创新模式

综合能源服务是国电电力从传统发电企业向综合能源服务商转型的重要抓手，公司通过模式创新和技术创新，打造了多种新型业务模式。

虚拟电厂是公司综合能源服务的创新亮点。国电南自的江宁开发区能碳虚拟电厂示范项目是公司在该领域的标志性项目。该项目以"能源流"与"碳流"双轨协同管理为核心，聚合分布式光伏、储能、电动汽车、蓄冷蓄热设施、空调、工业可调负荷等灵活资源，构建"源网荷储一体化"和"电碳耦合"的智慧能碳管控平台。

虚拟电厂的核心价值在于资源聚合和优化调度。通过先进的信息通信技术和智能调度算法，虚拟电厂可以将分散的分布式资源聚合成一个虚拟的"电厂"，统一参与电力市场交易和电网调度。2025年，该项目已实现常态化参与电力需求响应、辅助服务及现货市场交易，为破解区域新能源消纳难题、提升园区绿电使用率和综合能源利用效率提供了系统性解决方案。

在配售电业务方面，公司采用"源网荷储"一体化模式，为各类用户提供一站式能源解决方案。公司的服务内容包括：代理购售电、电力现货与绿电交易、合同能源管理、能效提升、微电网智慧运营、企业全生命周期能碳管理等。通过整合发电、配电、储能、用电等环节，公司可以为用户提供更加经济、清洁、可靠的能源服务。

碳资产管理是公司综合能源服务的高附加值业务。公司建立了多层面立体化碳资产管理体系，服务内容涵盖：企业碳数据监测采集、碳排放和碳足迹统计分析、引入第三方碳排查权威认证、企业碳减排技术咨询与项目建设服务、碳捕集利用、林业碳汇、CCER等项目开发、碳资讯分析、企业碳资产管理、碳金融、碳交易服务等。

随着全国碳市场的不断完善和碳价的持续上涨，碳资产管理业务的价值日益凸显。公司凭借在碳减排技术、项目开发、市场交易等方面的专业能力，可以为企业提供全方位的碳资产管理服务，帮助企业实现碳减排目标，降低碳成本。

在商业模式创新方面，公司探索了多种新型合作模式。一是与地方政府合作，参与整县分布式光伏开发、新能源微网建设等项目；二是与工业园区合作，提供"一站式"综合能源解决方案，包括光伏发电、储能、充电桩、能源管理系统等；三是与大型企业合作，开展能源托管服务，帮助企业优化能源结构，降低能源成本；四是与科技企业合作，在虚拟电厂、智慧能源管理等领域开展技术创新。

特别值得关注的是公司与宁德时代的合作。除了共同投资丹巴水电站外，双方还在储能、氢能、新能源等领域开展全方位合作。宁德时代在电池技术、储能系统集成等方面的优势，与公司在电力系统、能源项目开发等方面的优势形成了良好互补，有望在多个领域产生协同效应。

综合能源服务业务的发展不仅为公司带来了新的收入来源，更重要的是推动了公司商业模式的转型。通过从单纯的电力生产者转变为能源解决方案提供商，公司可以更好地适应能源行业的变革趋势，提升市场竞争力和盈利能力。

4. 投资价值判断与风险分析

4.1估值水平分析

国电电力当前的估值水平处于历史低位，具有较高的安全边际。截至2025年12月31日，公司总市值898.92亿元，市盈率（TTM）12.12倍，市净率（PB）1.47倍，动态市销率0.53倍。

从市盈率角度看，公司当前PE约12倍，显著低于电力行业平均15倍的水平，也低于火电板块1518倍的估值区间。更重要的是，公司PE处于近5年37%分位，较历史中枢15.4倍低25%，处于明显的低估状态。

从市净率角度看，公司PB仅1.47倍，远低于行业平均1.51.7倍的水平，也显著低于华能国际等主要竞争对手。考虑到公司的资产质量和盈利能力，当前PB水平提供了充足的安全边际。

从股息率角度看，公司展现出极高的投资价值。根据公司20252027年的分红承诺，每年现金分红比例不低于归母净利润的60%，且每股派发现金红利不低于0.22元。按当前股价计算，保底股息率约4.4%，实际股息率在5.2%6.2%之间，显著高于十年期国债收益率和银行理财产品收益率。

与同行业对比，国电电力的估值优势更加明显。根据最新数据，国电电力PE 8.2倍，而华能国际PE 10.7倍，大唐发电PE 11.86倍，华电国际PE约12倍。在盈利能力相当甚至更优的情况下，国电电力的估值折价达到20%30%，存在明显的估值修复空间。

从绝对估值角度，采用DCF模型测算，假设贴现率8%，永续增长率2.5%，公司目标价为6.0元，对应2026年PE

9.8倍，较当前股价有19.5%的上涨空间。若给予2026年15倍目标PE（对应行业复苏期龙头估值水平),结合2026年预测净利润90亿元，目标价可达6.5元。

4.2 同业竞争地位比较

在全国电力市场中，国电电力占据着重要地位，特别是在火电和水电领域具有显著优势。

从装机规模看，截至2025年末，公司控股装机容量12653.72万千瓦，位居全国电力上市公司第二，仅次于华能国际。其中火电装机8227.30万千瓦，同样位居全国第二；水电装机1495.06万千瓦，位居A股第三；新能源装机2931.36万千瓦，处于快速增长阶段。

与主要竞争对手相比，国电电力具有以下核心优势：

对比维度	国电电力	华能国际	华电国际	大唐发电
总装机（万千瓦)	12654	14500	约12000	约11000

火电装机（万千瓦）	8227	约10000	约8500	约8000
火电占比	64.3%	69%	约71%	约73%
长协煤覆盖率	97%	约85%	约80%	约75%
综合融资成本	2.71%	约3.5%	约3.8%	约4.0%
股息率	5.2%6.2%	3.35%	约3.5%	约3.8%
2025H1归母净利润（亿元）	36.87	148.41

从上表可以看出，虽然国电电力在装机规模上略小于华能国际，但在多个关键指标上具有明显优势：

一是燃料成本控制能力。国电电力长协煤覆盖率高达97%，其中89%为集团内部长协，远高于竞争对手，有效锁定了燃料成本风险。

二是融资成本优势。作为央企控股的上市公司，国电电力享有AAA信用评级，综合融资成本仅2.71%,显著低于竞争对手。

三是分红政策优势。国电电力明确承诺20252027年分红比例不低于60%，每股不低于0.22元，股息率高达5.2%6.2%，在行业中处于绝对领先地位。

四是电源结构优势。国电电力拥有火电、水电、新能源的均衡配置，其中水电占比11.8%，高于主要竞争对手，提供了稳定的现金流和利润来源。

在区域布局方面，国电电力和华能国际各有特色。华能国际主要布局在华东、华南等经济发达地区，市场化电价水平较高；国电电力则在全国29个省市区均有布局，在资源获取和风险分散方面更有优势。

从盈利能力看，2025年前三季度，国电电力实现归母净利润67.77亿元，虽然绝对规模小于华能国际的148.41亿元，但考虑到装机规模的差异，单位装机盈利能力并不逊色。更重要的是，国电电力的盈利质量更高，扣非净利润同比增长37.99%，显示出更强的内生增长动力。

4.3 机构观点与投资评级

机构投资者对国电电力普遍持积极态度，给予了较高的投资评级。根据统计，近六个月共有19家机构发布了国电电力的研究报告，平均目标价5.78元，最高目标价6.12元，最低目标价5.32元。

在投资评级方面，19家机构中，15家给予"买入"评级，4家给予"增持"评级，无"中性"或"减持"评级，显示出机构的一致看好。

主要券商的观点如下：

中信证券给予"买入"评级，目标价不超过5.8元。中信证券认为，公司作为国家能源集团核心电力上市平台，在火电盈利修复、新能源转型、高股息等方面具有显著优势。

银河证券给予"推荐"评级，预计公司20252027年归母净利润分别为74.05亿元、71.81亿元、86.62亿元，对应PE分别为12.0倍、12.4倍、10.3倍。银河证券特别看好公司的高股息政策和稳定盈利预期。

长江证券维持"买入"评级，预计公司20252027年EPS分别为0.39元、0.33元、0.36元，对应PE分别为12.04倍、14.55倍、13.04倍。长江证券认为，公司在火电灵活性改造、新能源扩张等方面进展顺利，长期成长逻辑清晰。

从盈利预测来看，机构对公司未来业绩普遍持乐观态度。19家机构预测2025年净利润最高为77.15亿元，最低为64.54亿元，均值为70.28亿元。虽然较2024年有所下降，但考虑到基数效应和非经常性损益影响，主营业务盈利能力实际上在提升。

机构看好国电电力的主要逻辑包括：

一是火电盈利修复确定性高。随着煤价中枢下移和容量电价政策落地，火电业务盈利修复趋势明确，公司凭借高长协煤覆盖率和高效机组优势，将充分受益。

二是新能源转型前景广阔。公司新能源装机快速增长，2025年新增超1000万千瓦，"十四五"期间计划新增3500万千瓦，成长确定性强。

三是高股息政策吸引力大。在低利率环境下，公司5.2%6.2%的股息率具有极高的配置价值，特别是对保险资金、社保基金等长期资金具有强大吸引力。

四是估值修复空间充足。公司当前估值处于历史低位，PE仅12倍左右，显著低于行业平均，存在明显的估值修复机会。

4.4 风险因素评估

投资国电电力需要关注以下主要风险因素：

政策风险是首要关注的风险。电力行业受政策影响较大，主要包括：电力市场化改革政策的不确定性,特别是电价形成机制的变化可能影响公司盈利能力；新能源补贴政策的调整，可能影响新能源项目的投资收益；环保政策趋严，可能增加环保投入成本；碳达峰碳中和政策的推进速度和力度，可能影响火电业务的发展前景。

市场风险主要体现在以下方面：电力供需关系的变化，特别是新能源装机快速增长可能导致电力供应过剩，影响电价水平；煤炭价格的波动，虽然公司长协煤覆盖率高，但仍有部分市场煤采购，煤价上涨将直接影响火电盈利能力；电力市场化交易比例的提升，可能带来电价的不确定性，特别是2026年部分省份长协电价较基准下浮17%18%，对公司盈利产生负面影响。

经营风险需要重点关注：公司资产负债率高达73.3%，流动比率仅0.5，短期偿债压力较大；新能源项目的建设和运营风险，包括项目建设进度、并网消纳、技术风险等；水电业务受来水情况影响较大，2025年水电发电量同比下降7.33%，来水波动直接影响水电业务盈利；火电灵活性改造和新能源项目投资需要大量资金，资本开支压力较大。

财务风险不容忽视：高负债率带来的财务费用压力，2025年前三季度公司财务费用超80亿元；利率上升可能增加融资成本，影响盈利水平；应收账款规模较大，2025年上半年应收账款284.67亿元，占归母净利润278.55%，存在一定的回收风险；新能源项目投资回报周期长，短期内可能影响现金流。

技术风险主要包括：新能源技术快速迭代可能导致现有技术落后；储能技术路线选择风险，不同技术路线的经济性和可靠性存在差异；氢能等新兴技术的商业化进程可能不及预期；网络安全风险，随着数字化转型的深入，网络安全威胁可能增加。

其他风险还包括：极端天气事件可能影响电力生产和供应；地缘政治风险可能影响海外项目的实施；环保要求提高可能增加合规成本；人才流失风险，特别是在新能源、储能、氢能等新兴领域。

4.5 投资建议与目标价

基于以上分析，我们对国电电力给予"买入"评级，目标价区间5.86.5元，较当前股价有15%28%的上涨空间。

投资逻辑总结：

国电电力是A股电力板块唯一同时具备"高股息保底+火电盈利修复+水电永续现金牛+新能源高速成长+央企信用+估值低位"的综合能源龙头。公司以火电为基本盘、水电为现金牛、新能源为增长极，构建了多元协同、稳健增长的业务格局。

核心投资亮点：

一是高股息安全垫。公司承诺20252027年分红比例不低于60%，每股不低于0.22元，股息率5.2%6.2%，在低利率环境下具有极高的配置价值。

二是火电盈利修复确定性强。依托97%的长协煤覆盖率和高效机组优势，在煤价下行和容量电价政策支持下，火电盈利修复趋势明确。

三是水电业务提供稳定现金流。大渡河垄断性资源提供了永续性的高毛利现金流，在建项目陆续投产将带来新的增长。

四是新能源业务高速增长。2025年新增装机超1000万千瓦，"十四五"期间计划新增3500万千瓦，成长确定性强。

五是估值处于历史低位。PE仅12倍左右，较行业平均低20%30%，存在明显的估值修复空间。

目标价测算：

采用多种估值方法测算目标价：

1.PE估值法：给予2026年15倍PE（行业复苏期龙头估值水平），结合2026年预测净利润90亿元，目标价6.5元。

2.PB估值法：给予1.8倍PB（略高于行业平均），对应目标价6.2元。

3.股息率法：基于5.5%的目标股息率，对应目标价6.0元。

4.DCF估值法：贴现率8%，永续增长率2.5%，目标价6.0元。

综合各种估值方法，我们给予公司目标价区间5.86.5元，中值6.2元。

投资策略建议：

1.配置比例：建议将国电电力作为电力板块的核心配置，占组合比例10%15%。

2.投资期限：建议投资期限3年以上，充分享受高股息和估值修复双重收益。

3.买入时机：当前股价处于相对低位，可分批建仓，重点关注以下催化因素：容量电价政策落地、新能源项目集中投产、煤价持续下行、机构资金流入。

4.风险控制：设置止损位在5.0元，跌破则需要重新评估投资逻辑。

5.组合配置：可与华能国际等弹性标的搭配，构建"防御+进攻"的电力股组合。

关键催化剂：

1.短期催化剂（36个月）：2025年年报和2026年一季报业绩超预期；容量电价政策全面落地；煤价继续下行。

2.中期催化剂（12年）：新能源装机超预期增长；大渡河在建项目投产；电力市场化改革带来电价上涨。

3.长期催化剂（35年）：新能源占比超过40%；储能和氢能业务形成规模；集团优质资产注入。

5. 投资结论

国电电力作为国家能源集团核心电力上市平台，在"双碳"背景下正经历着从传统火电企业向综合能源服务商的战略转型。通过对公司基本情况、核心业务盈利、新增长点以及投资价值的全面分析，我们得出以下核心结论：

公司具备独特的竞争优势。作为央企控股的电力龙头，国电电力拥有五大核心优势：一是规模优势，控股装机12654万千瓦，位居全国第二；二是资源优势，依托国家能源集团，长协煤覆盖率高达97%；三是技术优势，高效机组占比超70%，水电拥有大渡河独家开发权；四是协同优势，火电、水电、新能源、储能等业务协同发展；五是政策优势，在项目审批、融资成本、容量电价等方面享受政策红利。

核心业务展现出强大的盈利韧性。火电业务凭借规模效应和成本优势，在电价下行环境下仍实现毛利率提升至16.27%；水电业务以62%的超高毛利率贡献稳定利润；新能源业务呈现爆发式增长，2025年新增装机超1000万千瓦；综合能源业务快速发展，成为新的利润增长点。2025年前三季度，公司扣非净利润同比增长37.99%，显示出强劲的内生增长动力。

新增长点培育成效显著。火电灵活性改造带来辅助服务收入15亿元，同比增长150%；新能源项目储备充足，"十四五"期间计划新增3500万千瓦；储能、氢能、CCUS等新兴业务布局完善，有望成为未来重要利润来源；综合能源服务创新模式不断涌现，虚拟电厂、碳资产管理等业务快速发展。

投资价值突出，安全边际充足。公司当前估值处于历史低位，PE仅12倍左右，较行业平均低20%30%；股息率高达5.2%6.2%，在低利率环境下具有极高的配置价值；机构一致看好，19家机构平均目标价5.78元；在煤价下行、容量电价落地、新能源转型等多重利好推动下，公司具备显著的估值修复空间。

风险可控，长期前景向好。虽然面临政策变化、市场波动、财务压力等风险，但公司通过多元化业务布局、高长协煤覆盖率、央企信用背书等措施有效控制风险。随着"双碳"目标推进和能源转型深化，公司作为综合能源龙头将充分受益。

基于以上分析，我们给予国电电力"买入"评级，目标价区间5.86.5元，建议投资者重点关注。国电电力不仅是一只高股息的防御性品种，更是一只具备长期成长潜力的价值股，适合追求稳健收益和长期增值的投资者重点配置。在当前市场环境下，国电电力是少数能够同时提供高股息收益、估值修复空间和成长确定性的优质标的，值得投资者长期持有。