国电电力水电业务盈利能力低于长江电力等龙头的主要原因是什么？

国电电力水电盈利能力弱于主要水电平台，核心受三方面因素压制：

一是上网电价偏低。较高市场化交易比例导致大渡河水电上网电价低于行业平均水平。四川省执行分时电价政策，丰水期优先发电合同电价较批复电价下浮24%，枯水期电价较批复电价上浮24.5%，市场电量的电价由市场化交易形成，整体电价水平受限。

二是外送能力不足。此前大渡河流域缺少专属送出线路，电力消纳受制约。2025年大渡河水能利用率仅92.58%，显著低于金沙江、雅砻江、澜沧江等其他主要流域，弃水问题是压制利用小时和盈利能力的重要因素。

三是流域调节能力偏弱。大渡河干流此前缺乏具有年调节能力的龙头水库，丰水期水能资源难以充分消纳，枯水期发电量受限，导致整体利用效率不高。

改善路径方面，川渝1000千伏特高压已于2024年底建成投运，送出通道改善将提升外送能力。更为关键的是，双江口水电站作为大渡河流域具有年调节能力的水库电站，2026年首台机组投产、年内有望全部投产。双江口投产后可增加下游电站枯水期发电量66亿千瓦时，按装机比例分配并考虑在建电站增发效应，测算可为国能大渡河下游电站增发电量36.17亿千瓦时。假设增发电量全部在枯水期，按省内水电枯水期直接交易均价测算，可为国能大渡河增加净利润约8.38亿元；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%。龙头水库投产将显著改善大渡河流域调节能力，增加下游电站枯水期发电量，推动水电业务盈利修复。