国金公用环保姜涛｜国电电力深度：水火共振，红利为锚

作者：姜涛、许子怡

正文

■投资逻辑

集团常规能源整合平台，资产注入与高分红夯实价值底座

公司是国家能源集团常规能源发电业务的整合平台，截至2025年末控股装机达127GW。历史上控股股东持续向公司注入优质火电、水电资产，并同步剥离低效业务；目前集团体内仍储备70GW+未上市火电、水电资产，在符合条件的情况下择机注入。近年随着煤价回落、水风光业务占比提升，公司盈利及自由现金流持续修复。公司承诺2025-2027年每年实施两次分红，比例不低于归母净利润的60%，且每股分红不低于0.22元，当前具备确定4.5%股息

长协煤与容量电价筑底，27年火电电价弹性可期

2025年末控股火电82.27GW，江苏/浙江/安徽三地占比过半。背靠集团煤电运一体产业链，公司长协煤覆盖比例超90%，燃料成本及价格波动显著低于同业，2023-2025年火电ROE稳定在8%-10%。新型电力系统下，火电正由电量电源向容量保障和灵活调节电源转型，容量电价提升将进一步增强盈利稳定性。展望2027年，随着燃料成本逐步由电价传导、用电供需边际改善，公司机组重点分布省份近年电价下降幅度大、有望率先受益于年度长协电价上行；测算当电价提升0.015元、煤价持平时，可增厚归母净利润25.55亿元，占2025年火电归母净利的58%。

水电集中投产贡献增量，期待绿电企稳、算电协同拓展空间

2025年末控股水电装机15.13GW，在建水电装机5.67GW，双江口、金川等项目陆续投产，有望推动2026年水电装机增长约25%。其中，双江口龙头水库还将改善大渡河流域调节能力，增加下游电站枯水期发电量，测算电价持平情况下，可增厚归母净利润6.7亿元（占2025年水电归母净利的31%）。新能源方面，公司十五五期间拟新增装机18.50GW；与此同时，控股股东国能集团正积极对接绿电智算、算电协同等项目，公司有望依托电源资源和综合能源服务能力，拓展数据中心算电一体等新增长场景。

公司兼备未来三年业绩增长较快及稳定分红、保底股息价值。

风险提示

煤价波动；项目建设不及预期风险；利用小时不及预期风险。

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目录

一、集团常规能源整合平台，分红承诺增强回报确定性

1.1 集团常规能源整合平台，火水风光多元协同发展

1.2 股东更迭不改平台定位，常规能源资产整合仍可期

1.3 煤价下行推动盈利改善，分红承诺增强回报确定性

二、火电：高长协煤+容量电价筑牢盈利底，机组分布27年电价弹性可期

2.1 长协煤高覆盖平滑成本波动，23-25年ROE保持8%-10%

2.2 火电容量电价提升稳定收益，机组分布27年电价弹性可期

三、清洁能源：水电集中投产释放增量，期待绿电企稳、算电打开空间

3.1 水电依托大渡河核心资产，26年集中投产释放25%增量

3.2 多因素压制大渡河水电盈利，龙头水库投产显著增厚利润

3.3 十五五目标新增绿电近20GW，期待盈利企稳、算电打开空间

四、投资建议

五、风险提示

正文

一、集团常规能源整合平台，分红承诺增强回报确定性

1.1 集团常规能源整合平台，火水风光多元协同发展

公司是国家能源集团控股的全国性核心电力上市公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域。公司成立于1992年，前身为大连东北热电发展股份有限公司，1997年在上海证券交易所挂牌上市，2000年重组更名为“国电电力发展股份有限公司”，2002年划归原中国国电集团公司控股管理。2017年11月原国电集团与原神华集团合并重组为国家能源集团后，公司成为国家能源集团旗下核心的常规能源发电业务（包括火电、水电）整合平台。截至2026Q1，国家能源集团持股占比达50.68%，国务院国资委是公司实际控制人。

公司控股股东国家能源集团是全球最大的煤炭生产、火力发电、风力发电和煤制油煤化工企业，拥有煤炭、电力、化工、运输等全产业链业务，旗下共有6家上市公司：中国神华（601088.SH / 01088.HK）、龙源电力（001289.SZ / 00916.HK）、长源电力（000966.SZ）、国电电力（600795.SH）、龙源技术（300105.SZ）、英力特（000635.SZ）。集团业务划分清晰，将国电电力作为包括火电、水电在内的常规能源发电业务整合平台，近年来通过资产置换、股权收购等方式持续将优质资产注入公司，为公司发展提供政策和资金支持。

公司早期发电业务以火电为主，主要通过自主投产、并购等方式实现装机增长。2010年，国电集团启动首轮注资，公司新增传统能源装机3.76GW。2011-2018年，公司重点开发大渡河流域水电资源，并开始快速发展风电、光伏等新能源业务。2019年公司与中国神华分别以各自持有的火电资产组建合资公司北京国电电力有限公司，国电电力持股57.5%，本次交易后公司控股装机容量增长30.53GW（占2019年末总装机的34.2%）。2020年至今国家能源集团持续将符合要求的常规能源资产注入公司，截至2025年末公司控股装机容量已达到126.79GW，对比同业公司装机容量和上网电量规模稳居行业前列。

公司当前正加快以“三个转型”为战略支点，从“开发优质新能源、发展新一代高效煤电、抢先布局战新产业”三线推动，“科技创新、强化管理、投资于人”三维发力，推动公司盈利模式向高附加值领域转型，打造“一站式”能源服务供应商。公司提出到“十五五”末力争实现：新增新能源装机18.50GW（占2025年末新能源装机的63%）、火电装机6.40GW（占2025年末火电装机的8%），取得40项以上行业引领性科技成果，所有火电机组具备20%深度调峰能力，并争取在2029年实现碳达峰目标。

1.2 股东更迭不改平台定位，常规能源资产整合仍可期

2010年4月原控股股东中国国电正式将公司确立为常规火电及水电业务整合平台，承诺逐步将相关发电资产注入国电电力；2014年7月中国国电进一步明确将继续坚持整体上市战略，继续将公司作为常规发电业务整合平台（不包括中国国电除国电电力以外其他控股上市公司的相关资产、业务及权益，且不包括区域常规发电上市公司所在区域的相关资产、业务及权益）。在承诺窗口引导下，控股股东积极履行对公司的大力支持，2010-2016年公司共作价137.1亿元收购中国国电13个标的资产，合计装机达16.15GW（占2016年末公司总控股装机的31.7%），其中常规火电装机14.65GW，占比高达90.71%。估值角度而言，13家标的公司合计净资产账面价值156.87亿元，评估价值269.27亿元，增值率71.65%，平均综合买入PB为1.82倍。

2017年8月，原中国国电集团与原神华集团实施联合重组，正式成立国家能源集团；2018年3月，国家能源集团向公司出具避免同业竞争相关承诺。在控股股东大力支持下，公司于2019年1月与中国神华完成重大资产重组，双方以各自持有的火电股权及资产共同组建合资公司北京国电电力，其中公司持股57.47%实现并表控股。本次重组促成中国神华旗下17家火电企业整体并表（嘉华发电计入对联营企业的长期股权投资），使公司新增控股装机30.53GW（占2019年末公司总控股装机的34.2%），进一步增强公司在常规能源发电业务的规模和核心竞争力。北京国电电力作为公司核心子公司之一，2023-2025年分别贡献归母净利润43.88、56.53、43.65亿元，占当年归母净利润的78%、57%、61%。

在国家能源集团支持下，公司积极推进资产注入与剥离的双向优化。2021年9月，公司与国家能源集团实施资产置换，公司向国家能源集团置出银行、化工等非发电资产，国家能源集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域共计15.66GW常规能源发电资产（占2021年末公司装机的15.7%）。2022年公司收购国家能源集团持有的国能大渡河水电11%股权，持股比例增至80%，带动清洁能源权益装机提升。资产剥离方面，公司坚定出清低效常规能源资产，累计剥离火电、煤炭等资产并回笼资金76.02亿元，先后于2020-2022年清退甘肃酒泉（0.66GW煤电）、新疆（5.96GW煤电）及宁夏（6.64GW煤电）等部分盈利承压的资产；并于2024年转让国电建投50%股权（1.32GW煤电），以规避察哈素煤矿复产不确定性对公司带来的持续拖累；累计置出煤电资产14.58GW。

国家能源集团常规能源资产储备雄厚，截至2025年底，集团体内未上市火电及水电装机分别为84、6GW；其中，剔除公司此前置出的甘肃、宁夏、新疆区域14.58GW煤电资产后，具备潜在整合可能的火电装机约70GW，占2025年末公司控股煤电的84%，资产整合具备较大的弹性。此外，集团未上市主要在建水电金沙江旭龙水电站（2.4GW）、青海黄河玛尔挡水电站（2.32GW）亦具备整合预期，未上市水电装机占2025年末公司控股水电的41%。

1.3 煤价下行推动盈利改善，分红承诺增强回报确定性

公司营收近年来维持在1700-1900亿元左右；2025年受电价下降影响，公司营业收入为1702亿元（同比-5.0%），2026Q1营业收入为392亿元（同比-1.6%）。2021年受燃料成本大幅提升影响，公司归母净利润亏损17.3亿元，此后随煤价中枢回落逐年修复。2024年公司转让国电建投50%股权确认46亿元投资收益，带动归母净利润同比增长75.3%至98.3亿元；但由于该收益具有明显一次性，扣非归母净利润仅46.7亿元，同比下降4.2%。基数影响下，2025年归母净利润同比下降27.2%至71.6亿元，扣非归母净利润同比增长45.2%至67.8亿元，主要受经营利润改善及减值压力减轻推动。需要注意的是，公司资产减值并非均被认定为非经常性损益，2024年大兴川电站计提约8.3亿元在建工程减值进入经常性损益，显著压低扣非利润；因而2025年公司减值损失由13.9亿元收窄至4.7亿元，对扣非业绩形成较强增厚。

分业务来看，公司火电业务收入占总营收比例一直超过80%。2025年公司火电业务营收1417.2亿元（占比83.24%），水电业务营收115.1亿元（占比6.76%），新能源发电营收146.9亿元（占比8.63%）。毛利率方面，火电业务毛利率受煤价回落影响，逐步由2021年-1.8%恢复至2025年11.0%；新能源业务毛利率主要受电价下行影响，由2021年的45.9%下滑至2025年32.7%；水电业务毛利率较为稳定，近年来维持在50%左右。2024年公司转让国电建投50%股权，煤炭业务不再纳入合并报表范围。

近年来公司盈利能力整体呈改善趋势，受益于煤价中枢回落及水风光业务比例提升，公司毛利率由2021年的7.3%提升至2025年15.5%，ROE由-3.3%提升至11%以上（2024年达18.6%主要为出售资产一次性收益影响）。横向对比来看，公司盈利能力属于中上游水平，但盈利稳定性显著高于同业。

受益于集团资产注入以及新能源装机持续扩张等影响，2021-2025年公司总资产规模持续攀升，CAGR为6.92%；截止2026Q1，公司总资产增至5224亿元（较上年末+0.42%）。伴随项目逐步投入，2021-2025年公司总负债亦有所增加，CAGR为7.43%；2026Q1公司总负债小幅降至3814亿元（较上年末-0.17%）。公司资产负债率稳定保持在73%左右（公司无永续债），低于同业可比公司资产负债率（含永续债）平均水平。

公司参控股电厂众多，正常年份投资收益显著增厚业绩。从构成来看，长期股权投资收益为公司投资收益主要来源，主要来自参股的火电发电与煤炭矿业公司，经营正常年份可贡献约15~20亿元，对利润水平影响较大。2021年受煤价上涨影响，各火电厂经营承压，公司火电相关长期股权投资收益出现亏损3.26亿元。2024年公司转让国电建投形成高基数处置收益，2025年公司投资收益回落至23.61亿元（同比-67.8%），其中长期股权投资收益达21.21亿元，仍保持在正常年份的合理区间。

现金流来看，经营正常年份公司经营现金流净额在400-550亿元左右（2021年受制于火电业务亏损仅为241亿元）；投资方面，十四五期间受在建项目增多影响，公司投资现金流净流出规模较大，2023-2025年维持在450亿元以上。综合影响下，公司自由现金流自2024年回正，2025年为84亿元（同比+21.3%），增强分红可持续性。

除2021年大额亏损未分红外，近十年公司持续保持分红。2025年8月，公司发布《关于未来三年“2025-2027年”现金分红规划的公告》，承诺在满足条件的前提下，2025-2027年每年均进行中期及年度两次分红，分红总额占归母净利润比例不低于60%，且每股分红不低于0.22元（含税）。2024、2025年对应股息率分别为4.4%、4.8%，若按照0.22元/股分红、7月21日收盘价进行计算，当前有确定4.53%股息率。

二、火电：高长协煤+容量电价筑牢盈利底，机组分布27年电价弹性可期

2.1 长协煤高覆盖平滑成本波动，23-25年ROE保持8%-10%

公司控股火电装机稳中有升，截至2025年末火电装机达82.27GW（占控股总装机的65%），其中煤机80.25GW、燃机2.02GW，较2024年新增7.64GW，包括常州发电、浙江北仑各投产2GW，福州热电、池州公司各投产1.32GW，肇庆燃机投产1GW，大容量高参数机组占比进一步提升。2025年公司完成火电发电量3691亿千瓦时（同比+0.2%），其中江苏省为776.72亿千瓦时，占全部火电发电量的21%，浙江、安徽的占比分别为17.8%和14.8%，三地合计火电发电量占比高达53.6%。从近年机组分布的历史变动来看，公司积极推进非核心区域火电资产的优化与剥离，2021-2022年先后向集团置出宁夏、新疆等区域的低效火电资产，战略性向经济发达地区倾斜。截止2025年末，公司在建火电3.45GW，有望2026年内投产贡献增量。

受火电装机分布影响，2025年江苏、浙江等地长协电价下降幅度大，公司火电上网电价为0.424元/千瓦时，同比下降3.4分/千瓦时，降幅显著大于其他全国性布局的龙头企业；成本端，背靠国家能源集团内部高比例长协供应，公司标煤单价及波动显著低于同业平均水平，展现优异的成本控制。综合影响下，公司2023-2025年火电贡献归母净利润30.7、41.1、43.9亿元，对应ROE基本保持8%-10%波动，火电盈利稳定性显著优于同业。

2.2 火电容量电价提升稳定收益，机组分布27年电价弹性可期

从发电效率角度来看，公司火电利用小时数虽在下滑（2025年同比下降352小时至4781小时），但我们认为新型电力系统及电改持续完善下，火电市场化交易使得利用小时数/名义供需与火电度电利润有所脱钩（《火电重估系列：煤价逐步传导，弱化利用小时，强化容量价值》），火电现在隐含了非发电利用小时，即通过市场化交易的方式，在部分风光大发市场化交易电价较低的时段，通过现货市场等渠道采购更低价格的电量来履行发电合同，实现了不发电但形成收入的情况，即名义上利用小时数在下降，但实际度电利润并未受损。与此同时，火电凭借其灵活性在高价时段发电占比提升，提升度电利润水平。

另一方面而言，我国最大用电负荷持续新高，新能源装机快速增长但峰时有效容量折减的背景下，系统可靠容量需求增长快于名义装机增长，煤电等调节资源的容量价值更加突出。以华能、华电、国电、大唐四家公司为例，测算2024-2025年度容量部分利润贡献总额稳定、占利润比例分别从2024年的102%、78%、47%、128%（华电未重述调整），调整至2025年的63%、123%、53%、76%，2025年华电国际收购气电资产（气电多为发电部分亏钱、需较高的容量补偿），因而容量电价占利润比例大幅提升。综合来看，2026年全国大部分省份容量电价提升至165元/千瓦·年（涨幅达65%），考虑公司在建火电投产后，控股在运装机达85.72GW为基数，则容量收入（扣除增值税）将提升至125亿元，较2025年提升72%。我们预计后续有更多省份继续提高，未来容量电价的提升可对冲利用小时数的下降，叠加市场化交易能力提升，小时数的下降对利润的影响已被大幅削弱。

因而我们认为在火电从发电到调节角色转换下，容量电价已显著增强火电盈利稳定性，而公司高长协煤占比平滑燃料成本波动进一步增强这一特质，公司火电盈利波动范围收窄。展望明年，燃料成本抬升（2025年现货煤价均值为697元/吨，2026年初至今均值为774元/吨、若当前煤价维持26全年均值达800元/吨）、供需边际改善叠加容量价值持续凸显，预计2027年度长协电价同比上行，公司机组江苏、浙江分布较多，较其他全国布局火电有望获得更大电价弹性。以公司煤耗294克/千瓦时、现货煤比例10%进行测算，当全口径电价提升0.015元、现货煤价同比持平时，公司火电度电净利润将提升0.013分，对应3500亿千瓦时上网电量、55%权益比例，可增厚归母净利润25.55亿元，占2025年火电归母净利的58%。

三、清洁能源：水电集中投产释放增量，期待绿电企稳、算电打开空间

3.1 水电依托大渡河核心资产，26年集中投产释放25%增量

公司近年水电装机总量基本保持15GW平稳，主要集中在四川大渡河流域，2025年沙坪一级1-3号机组投产，新增装机0.18GW；从装机构成来看，国能大渡河作为公司水电板块的核心经营主体，2025年末其水电控股装机规模为11.92GW，占水电总控股装机的79%，贡献83%的水电发电量。截止2025年末公司在建水电5.67GW，主要分布在四川、新疆等地；预计大渡河共计3.34GW（双江口2GW、金川0.86GW、沙坪一级0.18GW、枕头坝0.3GW）及新疆霍尔古吐0.43GW有望2026年内投产，届时水电装机提升25%。

大渡河流域水电资源丰富，国能大渡河未来水电装机尚有增量。根据2004年四川省人民政府批准的《四川省大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河干流河段施行3库22级开发方案，由国家能源集团等主体实施梯级水电开发；大渡河全流域规划28个梯级电站，总装机约23.40GW，年发电量1123.6 亿千瓦时。国能大渡河作为国家能源集团旗下大型流域水电开发公司，已获得干流17个梯级水电站的开发权，总装机容量约18GW。

截至2026年7月，国能大渡河2026年内已投产双江口首台机组、金川、枕头坝二级、沙坪一级4-6号机组共计1.84GW；另有在建及拟建装机合计4.50GW（其中双江口剩余1.5GW机组预计年内投产）。预计2026年末大渡河水电装机较2025年末提升28%；远期在建拟建项目全部投产，大渡河水电装机将达18.26GW，较2025年末提升53%。

3.2 多因素压制大渡河水电盈利，龙头水库投产显著增厚利润

大渡河盈利能力弱于主要水电平台，主要受低电价、外送不足和调节能力偏弱影响。公司ROE长期在8%左右，2025年受一次性非经常性损益扰动及来水偏枯影响，ROE进一步下滑至5.6%。拆分来看，较高市场化交易比例导致上网电价偏低，同时此前流域缺少专属送出线路、外送能力不足，叠加调节库容有限，使丰水期水能资源难以充分消纳。2025年大渡河水能利用率仅92.58%，显著低于全国其他主要流域，弃水问题是压制利用小时和盈利能力的重要因素。后续看，川渝1000千伏特高压已于2024年底建成投运，送出通道改善与龙头水库投产有望共同推动盈利修复。

双江口作为大渡河流域具有年调节能力的水库电站，投产后可增加下游电站枯水期发电量66亿千瓦时。将增发电量按照装机比例分配，剔除非国能大渡河旗下电站，考虑金川等三座在建电站与双江口投产时间接近，将对其的增发效应也考虑在内，测算双江口可为国能大渡河下游电站增发电量36.17亿千瓦时。四川省执行丰枯期电价政策，假设增发电量全部在枯水期，取省内2025年水电枯水期直接交易均价0.3760元/千瓦时，测算可为国能大渡河增加8.38亿元净利润；按公司80%持股比例测算，贡献归母利润约6.7亿元，占2025年公司水电归母净利润的31%。

3.3 十五五目标新增绿电近20GW，期待盈利企稳、算电打开空间

十四五期间公司新能源规模快速增长，截至2025年末新能源控股装机容量为29.39GW（21-25CAGR达41%），其中风电10.5GW（21-25CAGR为10%），光伏18.89GW（21-25CAGR为168%）。公司自2022年正式提出“加快低碳化转型”战略，目标十四五期间新增新能源装机35GW；从完成情况来看，公司实际完成新增新能源装机共22.84GW，完成率约65%。从分布来看，十四五期间新增风电主要集中在浙江、内蒙古等地，新增光伏主要集中在内蒙古、江西等地，公司积极跟进国家“沙戈荒”大型风光基地建设，在内蒙古等三北陆上核心区通过大基地项目实现集中式扩容。

受新能源电价下行、消纳及资源变动导致利用小时数承压影响，近年公司风光ROE显著承压。十四五期间公司风光利用小时走势分化，风电利用小时基本保持在2100-2200小时，光伏此前因中东部低效电站扩张、三北消纳承压持续走低，利用小时数由2021年的1509小时降至2023-2024年的1000-1100小时，2025年回升至1259小时，同比提升18.7%。电价层面风光均价逐年走低，2021-2025年风电电价由0.527元/千瓦时降至0.453元/千瓦时（降幅达14%），同期光伏自0.786元/千瓦时大幅回落至0.331元/千瓦时（降幅达58%）。一方面新增平价项目无国家补贴电价本就较低，另一方面为市场化交易占比提高，风光集中出力压低分时电价，进一步拉低综合电价。综合影响下，近年公司风光ROE持续下行，2025年边际改善，风电ROE回升至4.6%（同比+1.2pct），海上风电增厚利润；光伏ROE小幅上行至3.3%(同比+0.1pct)，但整体盈利仍受电价下行约束。

公司提出到“十五五”末力争实现新增新能源装机18.50GW（占2025年末新能源装机的63%），并争取在2029年实现碳达峰目标。展望后续，一方面预计十五五伴随跨省跨区输电通道完善、灵活性调节资源加快建设、市场机制的陆续完善，风光消纳压力有望逐步缓解、盈利触底回升；另一方面，我们看好电力企业未来将更多以参股甚至控股方式参与算力设施建设和运维。当前公司控股股东国家能源集团正积极布局算电协同领域，依托其覆盖煤炭、新能源、火电及综合能源服务的产业基础，加快对接宁夏、甘肃、天津等地区的绿电智算、算电协同及“东数西算”相关项目，并与通信运营商深化绿电与算力融合合作。公司拥有规模领先的电源资产、较强的新能源开发能力及丰富的园区供能经验，有望借助控股股东的资源统筹、技术储备和项目渠道，参与数据中心绿电供应、源网荷储一体化及综合能源服务。随着算力基础设施用电需求持续增长、绿色低碳要求不断提升，我们看好公司后续承接相关项目及拓展新型用能场景的发展潜力。

四、投资建议

装机方面，截至2025年末，公司可控火电装机82.27GW，水电方面，2025年末公司可控水电装机15.13GW，在建水电项目规模达5.67GW。新能源方面，2025年末公司可控风电/光伏分别为10.50/18.89GW。

电量方面，考虑新型电力系统下火电逐步向调节性电源转型；考虑来水波动及双江口投产后增发效应。

电价方面，考虑容量电价2026年由2024-2025年的100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年、而后持平。参考2026年新能源全面入市，后续伴随特高压投产、下游需求提升，新能源供需有所改善。

投资收益方面，主要来自权益法核算的长期股权投资收益，参股企业主要为火电，如上海外高桥第二、第三发电，浙江北仑、乐清发电等，基于我们看好火电整体盈利趋稳，预计公司投资收益亦相对稳定。

少数股东权益方面，根据公司披露的控股装机、权益装机计算，2025年控股装机127GW，权益装机72GW，对应权益比例约57%，其中火电控股装机/权益装机/权益比例分别为82GW/36/GW/44%，水电分别为15GW/12GW/ 78%，风电分别为11GW/9GW/86%，光伏分别为19GW/15GW/80%，因此公司大部分少数股东权益来自火电、水电业务板块。基于我们判断未来公司火电装机规模大体稳定，预计少数股东比例亦相对稳定，2026年火电板块受电价承压而煤价上行影响预计盈利低基数，2027-2028年盈利改善、少数股东损益亦增加；水电板块2026年内装机陆续投产，2027年可完整贡献利润，少数股东损益亦提升。