财说｜收入持平净利大增，国电电力业绩“割裂”加剧

五大发电集团之一国电电力（600795.SH）去年净利大增。

2024年，国电电力营收1791.82亿元，同比微降1.00%；归母净利润达98.31亿元，同比大增75.28%，略超预告上限。

这份收入持平利润大增的业绩，主要原因在于投资收益。国电电力2024年投资收益达73.33亿元，2023年同期则为15.85亿元。2024年公司完成转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司50%股权，反映到投资收益超50亿元。另外，公司联营企业投资收益增加至22.85亿元，联营企业包括上海外高桥第二发电公司、浙江浙能北仑发电有限公司等。

不过，投资收益的贡献难以持续。叠加电价下降预期，未来国电电力的业绩难有高增长。

电价持续下行

2024年全国新能源发电装机首次超过火电，达14.5亿千瓦。新能源比重不断上升，伴随着电力市场化价格波动与收益不确定性。2月9日，国家发改委与能源局发布136号文，明确新能源项目（风电/光伏）“上网电量全部入市、电价市场化”，打破以往“保障上网+定价”模式。

同为五大发电集团的华能国际（600011.SH）表示，由于新能源出力不稳、消纳受限，以及电源调峰需求上升，新能源电价存在下降风险。大唐发电（601991.SH）也指出，公司煤电占比较高，而煤机利用小时正逐年下降，未来将面临电量下降压力。

2024年，全年入炉综合标煤单价为922.17元/吨，较上年下降12.79元/吨。受此影响，国电电力火电发电设备平均利用达5137小时，同比下降 26 小时，这导致公司火电业务利润增厚但收入缩减。公司火电板块实现归母净利润41.15亿元，同比增加34.05%。

火电成本持续走低，必将传导至定价上，2025年，全国电力市场价格已经下降。广东省2025年度交易成交均价为391.86元/兆瓦时，同比下降约15.84%；江苏省成交均价为412.45元/兆瓦时，同比下降约8.94%。

电力供过于求将影响价格走势，这也将抹去煤炭低位运行带来的成本优势。

未来火电将向“容量模式”转变。2025年起，中国煤电价格机制由单一制向两部制转变，电量电价通过市场化方式形成，容量电价执行国家核定标准。例如，浙江省规定非统调公用煤电机组的容量电价为每年每千瓦100元。煤电容量电价机制的实施，有助于煤电企业回收固定成本，但收入端的收缩趋势难以扭转。

因此国电电力装机结构改革将持续。2024年，公司新能源装机快速扩张至 1789万千瓦，其中风电929万千瓦、光伏860万千瓦，权益口径下当年新增风光装机合计约428.53万千瓦；不过，因电价下滑、利用小时下降等因素，风电与光伏板块归母净利润分别下降22.76%和18.84%。

具体看，年度风电利用小时完成 2122 小时，同比下降 174 小时；光伏利用小时完成 1061 小时，同比下降 100 小时。 风电平均上网电价为474.20元/兆瓦时，下滑5.52%，光伏为408.22元/兆瓦时，下滑15.11%，反映了市场出现供过于求或需求错配的情形。受此影响，2024年新能源板块收入123.49亿元，同比增加15.28%，但毛利率下滑7.68个百分点。

水电外送有悬念

国电电力水电板块盈利明显超出其他板块，水电板块累计完成发电量 594.68 亿千瓦时，上网电量 590.27 亿千瓦时，较上年分别增长 7.93%和 7.99%。来水量增长促成发电增长，公司全年水电利用小时完成 3978 小时，同比增长 292 小时。业绩层面，公司水电板块收入126.50亿元，毛利率高达49.36%，同比增加1.61个百分点。

尽管国电电力拥有优质水电资源，但大渡河流域长期存在严重弃水。2020年四川省弃水电量达202亿千瓦时，其中超半数来自大渡河干流，国电电力被国家能源局点名批评。

弃水根源在于“送出”能力不足，电力无法外送。这一症结随着川渝特高压交流网架工程于2024年12月27日正式建成投运有望得到缓解。

该项目新增四座1000千伏变电站和658公里双回线路，年最大输电能力达350亿千瓦时，将大幅释放西南清洁能源的消纳能力。国电电力现有大渡河流域水电装机达1109.8万千瓦，占公司水电比例逾80%。在建项目包括双江口、金川、枕头坝、沙坪等多个电站合计新增装机近300万千瓦，川渝特高压投运将改善这些电站的外送局面。

即将投产的电站中，双江口作为大渡河上游龙头水库，具备19.17亿立方米库容的年调节能力，在区域水电中稀缺。该库投运后，可为下游电站增发枯水期电量66亿度，其中归属国能大渡河部分为44亿度。年调节水库能够改善弃水状况，提升负荷时段出力，有效支持四川电网“冬高夏低”的用电负荷曲线，增强稳定性和灵活性。

当前国能大渡河公司年净利润约20亿元，度电利润0.04元，随着弃水减少、电价提升及装机扩容，其利润具备一定上升空间。据公开交易数据，四川省内交易均价为0.226元/千瓦时，重庆备案外送均价为0.271元，价差达0.045元。按目前国能大渡河年发电量450亿度测算，若外送比例逐步提升至15%、30%，利润增厚约2.4亿元、4.8亿元。

不过最终外送比例、乃至外送电力定价仍存在较大不确定性，在电价整体下浮的背景下，市场预期可能需要调低。未来，随着水电比重上升，火电比重下降，公司更向一家新能源电力公司转型，估值差异有缩减空间。目前国电电力市盈率和市净率分别仅为8.4倍和1.48倍，远低于龙头长江电力22.1倍和3.49倍。