国电电力各业务布局情况如何？

公司火电度电净利润水平相对较高且稳定。

1.大渡河水电进入新一轮投产周期，水电盈利增厚可期

双江口增发效益有望体现为下游电站的量价齐升

国能大渡河是公司水电业务核心资产，截至 2024 年底国能大渡河水电装机占公司总水电装 机容量的 78%。截至 2024 年底，公司控股水电装机容量为 1495.06 万千瓦，其中公司持 股 80%的国能大渡河为 1173.5 万千瓦，占公司水电装机容量的 78%。国能大渡河公司拥 有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水电资源约 3000 万千瓦，本次我们将着重研究 大渡河干流 3 库 28 级水电站规划中国能大渡河公司的装机增长潜力。 2020-2024 年国能大渡河装机保持稳定，来水和电价变化导致营收和归母净利润波动。 2020-2024 年，国能大渡河的水电装机容量稳定在 1173.5 万千瓦，由于来水的天然因素变 化，公司发电量波动幅度较大，2024 年已较严重偏枯的 2022-2023 年有所修复，但仍未达 到多年平均水平。“十三五”时期随着市场化的推进和给下游工商业让利的倡议，国能大渡 河水电电价于2020年见底，随着2021年开始煤价上涨下全国整体电价提升以及2022-2024 年四川来水偏枯导致电力供需偏紧，2021-2024 年国能大渡河水电整体电价中枢上移。上 网电价的提升使得 2021 和 2023 年哪怕在发电量同比下降的情况下，营收和归母净利润仍 同比增长。

国能大渡河公司拥有大渡河干流 17 级水电站开发权，装机容量占干流总规划装机的 65%。 大渡河干流共规划开发建设 28 级水电站，规划装机容量总计 2711.6 万千瓦；其中国电电 力控股的国能大渡河拥有 17 级水电站的开发权，装机容量为 1758.8 万千瓦，占全流域规 划总装机容量的 65%；中国电建持有 5 级水电站开发权，合计装机容量 289.8 万千瓦，占 总规划容量的 11%，剩余梯级电站由国家能源集团（国电电力母公司）、大唐发电、华电国 际、华能水电和中旭投资有限公司持有。大渡河干流 28 级水电站规划中的三库分别指的是 下尔呷、双江口和瀑布沟水电站，分别具有多年调节、年调节和季调节能力，是规划河段 的龙头水库、上游控制性水库和下游控制性水库。 国能大渡河在建、拟建水电站装机容量为 649 万千瓦，水电装机容量增长潜力高达 55%。 国能大渡河于大渡河干流的在运、在建、拟建装机规模分别为 1109.8/394/255 万千瓦，在 建和拟建规模或将为国能大渡河截至 2024年底水电装机1173.5万千瓦带来55%增长潜力。 截至目前，国能大渡河在建的水电站为双江口、金川、老鹰岩二级、枕头坝二级和沙坪一 级水电站，除老鹰岩二级电站预计2029年投产外，公司预计其余在建水电站将于2025-2026 年陆续投产。拟建水电站中，老鹰岩一级水电站已获得核准，或将于 2025 年 8 月开工， 2029-2030 年陆续投产；国能大渡河之声公众号 2023/5/6 发布的文章中提到丹巴、巴底水 电站前期工作稳步推进，核准要件已完成 60%；安宁水电站完成相关专题审查和论证工作。

双江口电站投产后对下游电站的增发效应颇受市场关注，我们认为双江口电站投产后，其 他边际条件一定时，其下游水电站或将迎来量价齐升。 增发效应不仅体现在来水一定时下游水电站年均发电量的增长，还有枯水期电量占比的明 显提升。上游年调节水库对下游的增发效应主要体现通过联合调度，丰水期将部分来水蓄 在库中，待平水期和枯水期天然来水较差时通过发电的方式往下游放水。所以双江口水电 投产后，由于增发效应主要体现在枯水期，对下游电站而言不仅年均发电量提升，年内丰、 平、枯三期的电量占比也将改变。

双江口水电站投产后，国能大渡河位于双江口以下梯级电站丰水、平水、枯水期发电量将 减少 23.59 亿度、增长 3.93 亿度、增长 40.81 亿度，合计增长 21.15 亿度。分电站的丰、 平、枯水期发电量在双江口投产前后的变化值是参考湛洋、黄伟斌等 2015 年 9 月发布的《基 于 POA 优化的双江口水电站对下游梯级发电补偿效益研究》文章中双江口投产前后对大渡 河干流下游所有梯级水电站分水期增发电量以及各电站等效增发电量占总体等效增发电量 的比例进行测算。双江口水电站对下游梯级电站的增发效应（利用小时的增加比例）逐级 递减，主要是区间入流的影响。最后反映出来的年均增发电量并未呈现逐级递减主要系装 机容量差异导致的。

得益于枯水期高电价电量占比提升，增发效应还将带来其他条件一定情况下各电站加权平 均电价的增长。我们测算双江口对国能大渡河下游各梯级水电站增发效应所带来加权平均 电价提升比例为 2.7%-6.2%，提升比例整体随着梯级数的增加而下降。

电价具体测算过程和逻辑如下： 批复电价：四川省水电站的批复电价一般按照调节能力决定，如多年调节和年调节能力的 水电站批复电价为 376.7 元/MWh，日调节和径流式电站为 297.4 元/MWh，龚嘴和铜街子 批复电价显著较其他电站低主要系投产年限早，折价摊销和财务费用偿还完成，发电成本 较其他水电站更低。 优先发电合同分时电价：根据雅砻江水电债券募集说明书，四川执行分时电价政策，丰水 期（6-10 月）优先发电合同电价较批复电价下浮 24%，枯水期（1-4 月，12 月）电价较批 复电价上浮 24.5%，平水期（5 月、11 月）执行批复电价。 市场化电价：市场电量的电价由市场化交易行成，但我们较难获得每个电站的交易电价情 况，根据国能大渡河 2024 年丰水期/平水期/枯水期市场化交易电价较各水期的优先合同电 价折价 26%/折价 12%/溢价 1%，我们在优先发电合同分时的基础上分别考虑丰水期/平水 期/枯水期折价 26%/折价 12%/溢价 1%得到各电站分水期的市场化电价。 加权平均电价：参考国能大渡河 2024 年水电市场化交易比例约 79%，除金川水电站外， 假设每个水电站考虑 20%优先合同电力比例和 80%市场化交易电量比例。金川水电站假设 100%为优先合同电量，主要考虑金川水电站作为上游电站造价较高，我们测算其不考虑增 发效应时，哪怕按照 100%优先合同发电，也会产生小幅亏损。

在建、拟建水电投产后有望增厚国能大渡河对公司归母净利贡献 73%

我们测算双江口水电站的建成带来下游增发效益高于电站自身发电经济效益。双江口作为 上游控制性水库，具备年调节能力，对大渡河下游水电站具有增发效应颇受市场关注，我 们对此进行了两种情景的测算，情景 1 直接参考湛洋、黄伟斌等 2015 年 9 月发布的《基于 POA 优化的双江口水电站对下游梯级发电补偿效益研究》的测算方式，情景 2 在上述文章 的基础上更细化的拆分各电站分水期增发电量情况，同时更充分考虑市场化交易的影响。 情景 1：湛洋、黄伟斌等 2015 年 9 月发布的《基于 POA 优化的双江口水电站对下游梯级 发电补偿效益研究》在考虑分期分时电价的情况下，根据丰平枯峰平谷时段电力比例，计 算出年等效增发电量，再用各电站的批复电价*年等效增发电量测算年增发电效益。我们情 景 1 测算参考该文章计算的年等效增发电量，考虑 2015 年增值税率为 17%，当前为 13%， 各水电站不含税批复电价不变，重新测算含税批复电价，计算双江口对大渡河干流下游所 有梯级电站的年等效增发电量为 61.79 亿千瓦时，年增发电量收入为 16.07 亿元，年增发 电量净利润为 12.61 亿元。 考虑双江口下游梯级电站所属权分散，下游增发电量在物理意义上较难定义哪一度电来自 增发，我们认为下游电站增发效益直接对双江口进行返还概率低。因此，国电电力受益于 双江口增发效应的部分为其控股各电站受益部分的和，即年等效增发电量为 42.25 亿千瓦 时，年增发电量收入为 11.03 亿元，年增发电量净利润为 8.67 亿元。

情景 2：我们研究发现《基于 POA 优化的双江口水电站对下游梯级发电补偿效益研究》对 年等效增发电量的计算恰好是双江口投产后对下游梯级电站丰水期减发电量、平水期增发 电量、枯水期增发电量总和的 2 倍，因此我们不直接采用文章的年等效增发电量，以分水 期的直接增发电量作为基础进行测算。该文章发表时期为 2015 年，彼时市场化交易仍较少， 2015 年四川省直购电占全省用电量的比例仅 14.3%，随着电力市场化推进，国能大渡河 2024 年市场化交易比例已经达到 79%。因此，我们分水期且结合当前市场化交易情况采用 加权平均电价对国电电力直接受益的增发效益进行了更细致的测算。 增发收入和利润测算：用考虑增发效应后国能大渡河双江口以下各梯级电站加权平均分水 期电价*双江口水电站投产后国能大渡河双江口以下各梯级电站丰水/平水/枯水期发电量差 异值，得到双江口增发效应对国能大渡河各梯级水电站分水期收入的影响合计为 10.47 亿 元，假设水电发电边际成本为 0.02 元/千瓦时，15%所得税比例（西部大开发所得税优惠）， 计算双江口增发效应对国能大渡河各梯级水电站净利润的影响合计为 8.54 亿元。

新投产水电站自身发电盈利测算： 电量：发电量按照可研多年平均发电量（不考虑增发效应），厂用电率参考国电电力水电板 块 2024 年厂用电率 0.74%。 上网电价：除双江口和金川水电站假设为 100%优先合同电量外，假设其他每个水电站 20% 优先合同电力比例和 80%市场化交易电量比例。分水期电价加权平均时参考的分水期电量 占比是不考虑增发效应情况下的丰、平、枯电量占比。 成本费用假设：1）折旧：考虑大坝、建筑物折旧年限 40 年，机组折旧 20 年，参考长江电 力、华能水电等上市公司水电站的固定资产原值分布，假设各水电站大坝、建筑物固定资 产占造价的 80%，机器设备等占造价的 20%，则平均折旧年限为 36 年，直线折旧法下计 算年均折旧额。2）财务费用：根据公司发布的老鹰岩一期和二期资本金比例均为 30%，假 设在建、拟建所有水电站资本金比例 30%，央企绿色电源借贷成本较低，暂按 2.8%计算财 务费用。3）其他成本费用：水电站其他成本主要为水资源费和库区基金，一般合计为 0.016 元/千瓦时，假设运维等其他成本为 0.004 元/千瓦时，其他成本合计按照 0.02 元/千瓦时测 算。

我们测算聚焦多年平均影响，所以计算净利润时不考虑新电站投产时的“三免三减半”所 得税优惠政策。测算结果显示：除个别投资规模较大的上游水电站，如双江口、金川、安 宁水电站外，其他水电站不考虑双江口的增发效应，度电净利润可以达到 4-6 分。

由于国能大渡河在建、拟建机组的预期投产时间显著分为几个批次，所以我们按照 2025-2026 年投产批次、十五五末总体投产情况和所有在建、拟建机组全部投产后分别看 对国电电力的利润增厚情况。 结论：情景 1 和情景 2 测算结果基本一致，我们选择更细化测算过程的情景 2 作为最终结 论。 大渡河干流在建、拟建水电投产后，国能大渡河对国电电力净利润/归母净利润贡献情况为： 1）双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级 2025-2026 年投产后，国能大渡河对国电电力 的归母净利润贡献将增加 6.51 亿元，总贡献规模达到 23.56 亿元，较 2024 年贡献值增长 38%； 2）老鹰岩一级和二级电站 2029-2030 年投产后，国能大渡河对国电电力的归母净利润贡 献将增加 7.74 亿元，总贡献规模达到 24.80 亿元，较 2024 年贡献值增长 45%； 3）若丹巴、巴底和安宁水电站也全部投产，国能大渡河对国电电力的归母净利润贡献将增 加 12.51 亿元，总贡献规模达到 29.57 亿元，较 2024 年贡献值增长 73%；

由于 2024 年公司水电净利润和归母净利润中含大兴川水电站在建资产减值 8.42 亿元，以 还原减值后 2024 年公司水电板块净利润 28.36 亿元和归母净利润 20.84 亿元作为基数，测 算大渡河干流在建、拟建水电站投产后公司水电板块利润弹性。结论如下： 1）双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级 2025-2026 年投产后，国电电力水电板块归母 净利润将较中枢利润水平增加 31%至 27.35 亿元； 2）老鹰岩一级和二级电站 2029-2030 年投产后，国电电力水电板块归母净利润将较中枢 利润水平增加 37%至 28.58 亿元； 3）若丹巴、巴底和安宁水电站也全部投产，国电电力水电板块归母净利润将较中枢利润水 平增加 60%至 33.35 亿元；

2.火电安全垫高，新能源发展轻装上阵

火电盈利安全垫高，近两个季度煤价下降弹性超市场预期

公司火电度电净利润水平相对较高且稳定。截至 2024 年底，公司控股煤电/气电装机容量 为 7360.9/102 万千瓦，控股火电装机合计 7462.9 万千瓦，占公司总控股装机规模的 67%。 从更为高频的季度盈利数据看，1Q22-1Q25，公司平均火电度电净利润为 2.1 分，华能国 际/华电国际平均煤电度电净利润-0.9/0.49 分；最新 8 个季度平均度电净利润看，国电电力 火电为 2.89 分，华能国际/华电国际煤电为 0.96/2.03 分。公司火电度电净利润水平较同类 型的全国型火电华能国际/华电国际更高主要系成本端的煤炭来源更有保障。

集团煤炭资源保障下，公司入炉标煤单价向上存在明显天花板。背靠国家能源集团煤炭资 源，公司长协煤协议中 80%以上来自集团内部长协，保障程度高。由于数据可得性问题， 我们取了最近 13 个季度的数据进行分析，2022 年市场煤价在 2H21 大涨的背景下有所回 落但仍处于高位，2023-2025 年市场煤价逐渐回落。从入炉标煤的绝对水平看，公司显著 更低，尤其是在市场煤价处于高位的 2022 年，国电电力入炉标煤单价四个季度算数平均价 格 978 元/吨，较华能国际/华电国际的 1207/1182 元/吨低 19%/17%。 公司入炉标煤单价向下有弹性，且 4Q24/1Q25 煤价下降弹性显著超市场预期。2023 年至 今的煤价下行周期中，2023 年的各个季度，公司入炉标煤单价降幅较华能国际/华电国际更 低主要系此前上涨公司涨幅显著更低。市场预期中公司是一个高比例长协煤的公司，假设 在 90%左右的长协煤比例下，若市场煤下降 100 元/吨（港口 5500 大卡含税），对应入炉标 煤单价的降幅约为 11 元/吨（7000 大卡不含税），较长协煤比例低比如 60%的公司降幅 45 元/吨会明显偏小。但从 4Q24/1Q25 公司的入炉标煤同比降幅看，公司入炉标煤单价向下 的弹性和华能国际/华电国际之间的差距显著收窄，4Q24 公司入炉标煤单价同比下降 3.4%， 降幅高于华电国际的 3.2%；1Q25，公司入炉标煤单价同比下降 8.3%，接近华能国际的同 比降幅 9.2%。

新能源包袱已大部分处理，136 号文下追求高质量发展

公司补贴光伏项目规模小，潜在风险相对更低。2021 年起，对新备案集中式光伏、工商业 分布式光伏项目和新核准陆上风电，中央财政不再补贴，实行平价上网。截至 2020 年底， 公司控股光伏装机仅 21.2 万千瓦，说明公司控股补贴光伏项目较小，光伏项目潜在信用减 值风险显著更低。

2020-2024 年，公司 ROE 波动较大，主要是已陆续计提大部分新能源减值损失。截至 2020 年底，公司控股风电装机容量为 633.11 万千瓦，2020 年及以前投产的装机为补贴装机， 可再生能源补贴账龄问题或引起信用减值损失，2020-2024 年，公司累计已计提新能源信 用减值损失 20.97 亿元。资产减值损失主要是存量项目由于市场环境变化导致盈利和此前 投资预期差异大或者拟建、在建项目由于市场环境、政策等变化导致无法推进，对已投入 部分进行处置，2020-2024 年，公司累计计提资产减值损失 12.14 亿元。信用和资产减值 损失的计提导致公司 2020-2024 年新能源 ROE 产生一定波动，2022 年，公司信用/资产减 值规模合计为正的 0.4 亿元，当年新能源 ROE 为 9%（计算方式为 2022 年净利润/2022 年 年末归母净资产）。

136 号文驱动绿电行业从“规模”向“效率”蜕变。2025 年 2 月 9 日，国家发改委官网公 布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕 136 号)，136 号文实施“存量保收益、增量市场化”电价机制：1）存量项目：执行燃煤基 准价或核准电价，机制电量比例逐年压缩；2）增量项目：完全市场化竞价，竞价上限受区 域电价水平影响（根据我们 2025/4/20 发布《绿电从规模向效率蜕变：卡位区域布局，突 围技术壁垒》报告测算 2024 年中长期电价东部 0.4-0.5 元/KWh vs 西部电价 0.25-0.35 元 /KWh）。我们认为在行业环境的变化下，公司风电和光伏项目的发展也将更重“质量”。