國電電力各業務布局情況如何？

公司火電度電凈利潤水平相對較高且穩定。

1.大渡河水電進入新一輪投產周期，水電盈利增厚可期

雙江口增發效益有望體現為下游電站的量價齊升

國能大渡河是公司水電業務核心資產，截至 2024 年底國能大渡河水電裝機占公司總水電裝 機容量的 78%。截至 2024 年底，公司控股水電裝機容量為 1495.06 萬千瓦，其中公司持 股 80%的國能大渡河為 1173.5 萬千瓦，占公司水電裝機容量的 78%。國能大渡河公司擁 有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水電資源約 3000 萬千瓦，本次我們將著重研究 大渡河干流 3 庫 28 級水電站規劃中國能大渡河公司的裝機增長潛力。 2020-2024 年國能大渡河裝機保持穩定，來水和電價變化導致營收和歸母凈利潤波動。 2020-2024 年，國能大渡河的水電裝機容量穩定在 1173.5 萬千瓦，由于來水的天然因素變 化，公司發電量波動幅度較大，2024 年已較嚴重偏枯的 2022-2023 年有所修復，但仍未達 到多年平均水平。“十三五”時期隨著市場化的推進和給下游工商業讓利的倡議，國能大渡 河水電電價于2020年見底，隨著2021年開始煤價上漲下全國整體電價提升以及2022-2024 年四川來水偏枯導致電力供需偏緊，2021-2024 年國能大渡河水電整體電價中樞上移。上 網電價的提升使得 2021 和 2023 年哪怕在發電量同比下降的情況下，營收和歸母凈利潤仍 同比增長。

國能大渡河公司擁有大渡河干流 17 級水電站開發權，裝機容量占干流總規劃裝機的 65%。 大渡河干流共規劃開發建設 28 級水電站，規劃裝機容量總計 2711.6 萬千瓦；其中國電電 力控股的國能大渡河擁有 17 級水電站的開發權，裝機容量為 1758.8 萬千瓦，占全流域規 劃總裝機容量的 65%；中國電建持有 5 級水電站開發權，合計裝機容量 289.8 萬千瓦，占 總規劃容量的 11%，剩余梯級電站由國家能源集團（國電電力母公司）、大唐發電、華電國 際、華能水電和中旭投資有限公司持有。大渡河干流 28 級水電站規劃中的三庫分別指的是 下爾呷、雙江口和瀑布溝水電站，分別具有多年調節、年調節和季調節能力，是規劃河段 的龍頭水庫、上游控制性水庫和下游控制性水庫。 國能大渡河在建、擬建水電站裝機容量為 649 萬千瓦，水電裝機容量增長潛力高達 55%。 國能大渡河于大渡河干流的在運、在建、擬建裝機規模分別為 1109.8/394/255 萬千瓦，在 建和擬建規模或將為國能大渡河截至 2024年底水電裝機1173.5萬千瓦帶來55%增長潛力。 截至目前，國能大渡河在建的水電站為雙江口、金川、老鷹巖二級、枕頭壩二級和沙坪一 級水電站，除老鷹巖二級電站預計2029年投產外，公司預計其余在建水電站將于2025-2026 年陸續投產。擬建水電站中，老鷹巖一級水電站已獲得核準，或將于 2025 年 8 月開工， 2029-2030 年陸續投產；國能大渡河之聲公眾號 2023/5/6 發布的文章中提到丹巴、巴底水 電站前期工作穩步推進，核準要件已完成 60%；安寧水電站完成相關專題審查和論證工作。

雙江口電站投產后對下游電站的增發效應頗受市場關注，我們認為雙江口電站投產后，其 他邊際條件一定時，其下游水電站或將迎來量價齊升。 增發效應不僅體現在來水一定時下游水電站年均發電量的增長，還有枯水期電量占比的明 顯提升。上游年調節水庫對下游的增發效應主要體現通過聯合調度，豐水期將部分來水蓄 在庫中，待平水期和枯水期天然來水較差時通過發電的方式往下游放水。所以雙江口水電 投產后，由于增發效應主要體現在枯水期，對下游電站而言不僅年均發電量提升，年內豐、 平、枯三期的電量占比也將改變。

雙江口水電站投產后，國能大渡河位于雙江口以下梯級電站豐水、平水、枯水期發電量將 減少 23.59 億度、增長 3.93 億度、增長 40.81 億度，合計增長 21.15 億度。分電站的豐、 平、枯水期發電量在雙江口投產前后的變化值是參考湛洋、黃偉斌等 2015 年 9 月發布的《基 于 POA 優化的雙江口水電站對下游梯級發電補償效益研究》文章中雙江口投產前后對大渡 河干流下游所有梯級水電站分水期增發電量以及各電站等效增發電量占總體等效增發電量 的比例進行測算。雙江口水電站對下游梯級電站的增發效應（利用小時的增加比例）逐級 遞減，主要是區間入流的影響。最后反映出來的年均增發電量并未呈現逐級遞減主要系裝 機容量差異導致的。

得益于枯水期高電價電量占比提升，增發效應還將帶來其他條件一定情況下各電站加權平 均電價的增長。我們測算雙江口對國能大渡河下游各梯級水電站增發效應所帶來加權平均 電價提升比例為 2.7%-6.2%，提升比例整體隨著梯級數的增加而下降。

電價具體測算過程和邏輯如下： 批復電價：四川省水電站的批復電價一般按照調節能力決定，如多年調節和年調節能力的 水電站批復電價為 376.7 元/MWh，日調節和徑流式電站為 297.4 元/MWh，龔嘴和銅街子 批復電價顯著較其他電站低主要系投產年限早，折價攤銷和財務費用償還完成，發電成本 較其他水電站更低。 優先發電合同分時電價：根據雅礱江水電債券募集說明書，四川執行分時電價政策，豐水 期（6-10 月）優先發電合同電價較批復電價下浮 24%，枯水期（1-4 月，12 月）電價較批 復電價上浮 24.5%，平水期（5 月、11 月）執行批復電價。 市場化電價：市場電量的電價由市場化交易行成，但我們較難獲得每個電站的交易電價情 況，根據國能大渡河 2024 年豐水期/平水期/枯水期市場化交易電價較各水期的優先合同電 價折價 26%/折價 12%/溢價 1%，我們在優先發電合同分時的基礎上分別考慮豐水期/平水 期/枯水期折價 26%/折價 12%/溢價 1%得到各電站分水期的市場化電價。 加權平均電價：參考國能大渡河 2024 年水電市場化交易比例約 79%，除金川水電站外， 假設每個水電站考慮 20%優先合同電力比例和 80%市場化交易電量比例。金川水電站假設 100%為優先合同電量，主要考慮金川水電站作為上游電站造價較高，我們測算其不考慮增 發效應時，哪怕按照 100%優先合同發電，也會產生小幅虧損。

在建、擬建水電投產后有望增厚國能大渡河對公司歸母凈利貢獻 73%

我們測算雙江口水電站的建成帶來下游增發效益高于電站自身發電經濟效益。雙江口作為 上游控制性水庫，具備年調節能力，對大渡河下游水電站具有增發效應頗受市場關注，我 們對此進行了兩種情景的測算，情景 1 直接參考湛洋、黃偉斌等 2015 年 9 月發布的《基于 POA 優化的雙江口水電站對下游梯級發電補償效益研究》的測算方式，情景 2 在上述文章 的基礎上更細化的拆分各電站分水期增發電量情況，同時更充分考慮市場化交易的影響。 情景 1：湛洋、黃偉斌等 2015 年 9 月發布的《基于 POA 優化的雙江口水電站對下游梯級 發電補償效益研究》在考慮分期分時電價的情況下，根據豐平枯峰平谷時段電力比例，計 算出年等效增發電量，再用各電站的批復電價*年等效增發電量測算年增發電效益。我們情 景 1 測算參考該文章計算的年等效增發電量，考慮 2015 年增值稅率為 17%，當前為 13%， 各水電站不含稅批復電價不變，重新測算含稅批復電價，計算雙江口對大渡河干流下游所 有梯級電站的年等效增發電量為 61.79 億千瓦時，年增發電量收入為 16.07 億元，年增發 電量凈利潤為 12.61 億元。 考慮雙江口下游梯級電站所屬權分散，下游增發電量在物理意義上較難定義哪一度電來自 增發，我們認為下游電站增發效益直接對雙江口進行返還概率低。因此，國電電力受益于 雙江口增發效應的部分為其控股各電站受益部分的和，即年等效增發電量為 42.25 億千瓦 時，年增發電量收入為 11.03 億元，年增發電量凈利潤為 8.67 億元。

情景 2：我們研究發現《基于 POA 優化的雙江口水電站對下游梯級發電補償效益研究》對 年等效增發電量的計算恰好是雙江口投產后對下游梯級電站豐水期減發電量、平水期增發 電量、枯水期增發電量總和的 2 倍，因此我們不直接采用文章的年等效增發電量，以分水 期的直接增發電量作為基礎進行測算。該文章發表時期為 2015 年，彼時市場化交易仍較少， 2015 年四川省直購電占全省用電量的比例僅 14.3%，隨著電力市場化推進，國能大渡河 2024 年市場化交易比例已經達到 79%。因此，我們分水期且結合當前市場化交易情況采用 加權平均電價對國電電力直接受益的增發效益進行了更細致的測算。 增發收入和利潤測算：用考慮增發效應后國能大渡河雙江口以下各梯級電站加權平均分水 期電價*雙江口水電站投產后國能大渡河雙江口以下各梯級電站豐水/平水/枯水期發電量差 異值，得到雙江口增發效應對國能大渡河各梯級水電站分水期收入的影響合計為 10.47 億 元，假設水電發電邊際成本為 0.02 元/千瓦時，15%所得稅比例（西部大開發所得稅優惠）， 計算雙江口增發效應對國能大渡河各梯級水電站凈利潤的影響合計為 8.54 億元。

新投產水電站自身發電盈利測算： 電量：發電量按照可研多年平均發電量（不考慮增發效應），廠用電率參考國電電力水電板 塊 2024 年廠用電率 0.74%。 上網電價：除雙江口和金川水電站假設為 100%優先合同電量外，假設其他每個水電站 20% 優先合同電力比例和 80%市場化交易電量比例。分水期電價加權平均時參考的分水期電量 占比是不考慮增發效應情況下的豐、平、枯電量占比。 成本費用假設：1）折舊：考慮大壩、建筑物折舊年限 40 年，機組折舊 20 年，參考長江電 力、華能水電等上市公司水電站的固定資產原值分布，假設各水電站大壩、建筑物固定資 產占造價的 80%，機器設備等占造價的 20%，則平均折舊年限為 36 年，直線折舊法下計 算年均折舊額。2）財務費用：根據公司發布的老鷹巖一期和二期資本金比例均為 30%，假 設在建、擬建所有水電站資本金比例 30%，央企綠色電源借貸成本較低，暫按 2.8%計算財 務費用。3）其他成本費用：水電站其他成本主要為水資源費和庫區基金，一般合計為 0.016 元/千瓦時，假設運維等其他成本為 0.004 元/千瓦時，其他成本合計按照 0.02 元/千瓦時測 算。

我們測算聚焦多年平均影響，所以計算凈利潤時不考慮新電站投產時的“三免三減半”所 得稅優惠政策。測算結果顯示：除個別投資規模較大的上游水電站，如雙江口、金川、安 寧水電站外，其他水電站不考慮雙江口的增發效應，度電凈利潤可以達到 4-6 分。

由于國能大渡河在建、擬建機組的預期投產時間顯著分為幾個批次，所以我們按照 2025-2026 年投產批次、十五五末總體投產情況和所有在建、擬建機組全部投產后分別看 對國電電力的利潤增厚情況。 結論：情景 1 和情景 2 測算結果基本一致，我們選擇更細化測算過程的情景 2 作為最終結 論。 大渡河干流在建、擬建水電投產后，國能大渡河對國電電力凈利潤/歸母凈利潤貢獻情況為： 1）雙江口、金川、枕頭壩二級、沙坪一級 2025-2026 年投產后，國能大渡河對國電電力 的歸母凈利潤貢獻將增加 6.51 億元，總貢獻規模達到 23.56 億元，較 2024 年貢獻值增長 38%； 2）老鷹巖一級和二級電站 2029-2030 年投產后，國能大渡河對國電電力的歸母凈利潤貢 獻將增加 7.74 億元，總貢獻規模達到 24.80 億元，較 2024 年貢獻值增長 45%； 3）若丹巴、巴底和安寧水電站也全部投產，國能大渡河對國電電力的歸母凈利潤貢獻將增 加 12.51 億元，總貢獻規模達到 29.57 億元，較 2024 年貢獻值增長 73%；

由于 2024 年公司水電凈利潤和歸母凈利潤中含大興川水電站在建資產減值 8.42 億元，以 還原減值后 2024 年公司水電板塊凈利潤 28.36 億元和歸母凈利潤 20.84 億元作為基數，測 算大渡河干流在建、擬建水電站投產后公司水電板塊利潤彈性。結論如下： 1）雙江口、金川、枕頭壩二級、沙坪一級 2025-2026 年投產后，國電電力水電板塊歸母 凈利潤將較中樞利潤水平增加 31%至 27.35 億元； 2）老鷹巖一級和二級電站 2029-2030 年投產后，國電電力水電板塊歸母凈利潤將較中樞 利潤水平增加 37%至 28.58 億元； 3）若丹巴、巴底和安寧水電站也全部投產，國電電力水電板塊歸母凈利潤將較中樞利潤水 平增加 60%至 33.35 億元；

2.火電安全墊高，新能源發展輕裝上陣

火電盈利安全墊高，近兩個季度煤價下降彈性超市場預期

公司火電度電凈利潤水平相對較高且穩定。截至 2024 年底，公司控股煤電/氣電裝機容量 為 7360.9/102 萬千瓦，控股火電裝機合計 7462.9 萬千瓦，占公司總控股裝機規模的 67%。 從更為高頻的季度盈利數據看，1Q22-1Q25，公司平均火電度電凈利潤為 2.1 分，華能國 際/華電國際平均煤電度電凈利潤-0.9/0.49 分；最新 8 個季度平均度電凈利潤看，國電電力 火電為 2.89 分，華能國際/華電國際煤電為 0.96/2.03 分。公司火電度電凈利潤水平較同類 型的全國型火電華能國際/華電國際更高主要系成本端的煤炭來源更有保障。

集團煤炭資源保障下，公司入爐標煤單價向上存在明顯天花板。背靠國家能源集團煤炭資 源，公司長協煤協議中 80%以上來自集團內部長協，保障程度高。由于數據可得性問題， 我們取了最近 13 個季度的數據進行分析，2022 年市場煤價在 2H21 大漲的背景下有所回 落但仍處于高位，2023-2025 年市場煤價逐漸回落。從入爐標煤的絕對水平看，公司顯著 更低，尤其是在市場煤價處于高位的 2022 年，國電電力入爐標煤單價四個季度算數平均價 格 978 元/噸，較華能國際/華電國際的 1207/1182 元/噸低 19%/17%。 公司入爐標煤單價向下有彈性，且 4Q24/1Q25 煤價下降彈性顯著超市場預期。2023 年至 今的煤價下行周期中，2023 年的各個季度，公司入爐標煤單價降幅較華能國際/華電國際更 低主要系此前上漲公司漲幅顯著更低。市場預期中公司是一個高比例長協煤的公司，假設 在 90%左右的長協煤比例下，若市場煤下降 100 元/噸（港口 5500 大卡含稅），對應入爐標 煤單價的降幅約為 11 元/噸（7000 大卡不含稅），較長協煤比例低比如 60%的公司降幅 45 元/噸會明顯偏小。但從 4Q24/1Q25 公司的入爐標煤同比降幅看，公司入爐標煤單價向下 的彈性和華能國際/華電國際之間的差距顯著收窄，4Q24 公司入爐標煤單價同比下降 3.4%， 降幅高于華電國際的 3.2%；1Q25，公司入爐標煤單價同比下降 8.3%，接近華能國際的同 比降幅 9.2%。

新能源包袱已大部分處理，136 號文下追求高質量發展

公司補貼光伏項目規模小，潛在風險相對更低。2021 年起，對新備案集中式光伏、工商業 分布式光伏項目和新核準陸上風電，中央財政不再補貼，實行平價上網。截至 2020 年底， 公司控股光伏裝機僅 21.2 萬千瓦，說明公司控股補貼光伏項目較小，光伏項目潛在信用減 值風險顯著更低。

2020-2024 年，公司 ROE 波動較大，主要是已陸續計提大部分新能源減值損失。截至 2020 年底，公司控股風電裝機容量為 633.11 萬千瓦，2020 年及以前投產的裝機為補貼裝機， 可再生能源補貼賬齡問題或引起信用減值損失，2020-2024 年，公司累計已計提新能源信 用減值損失 20.97 億元。資產減值損失主要是存量項目由于市場環境變化導致盈利和此前 投資預期差異大或者擬建、在建項目由于市場環境、政策等變化導致無法推進，對已投入 部分進行處置，2020-2024 年，公司累計計提資產減值損失 12.14 億元。信用和資產減值 損失的計提導致公司 2020-2024 年新能源 ROE 產生一定波動，2022 年，公司信用/資產減 值規模合計為正的 0.4 億元，當年新能源 ROE 為 9%（計算方式為 2022 年凈利潤/2022 年 年末歸母凈資產）。

136 號文驅動綠電行業從“規模”向“效率”蛻變。2025 年 2 月 9 日，國家發改委官網公 布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕 136 號)，136 號文實施“存量保收益、增量市場化”電價機制：1）存量項目：執行燃煤基 準價或核準電價，機制電量比例逐年壓縮；2）增量項目：完全市場化競價，競價上限受區 域電價水平影響（根據我們 2025/4/20 發布《綠電從規模向效率蛻變：卡位區域布局，突 圍技術壁壘》報告測算 2024 年中長期電價東部 0.4-0.5 元/KWh vs 西部電價 0.25-0.35 元 /KWh）。我們認為在行業環境的變化下，公司風電和光伏項目的發展也將更重“質量”。