国电电力笔记

$国电电力(SH600795)$ $华能国际(SH600011)$ $皖能电力(SZ000543)$

公司历史：

股权结构：

公司的第一大股东是国家能源集团，第二大股东是中金公司

国家能源集团由中国国电集团公司和神华集团有限责任公司于2017年11月28日合并重组而成，国家能源还控股中国神华，宁夏煤业，龙源电力（定位新能源，以光伏风电为主），长源电力（聚焦湖北，水火风光都有）等上市公司。

利润表：

2019年和2021年公司收入大幅增长，主要因为公司上网电量大幅增长。

2022年收入继续增长：公司上网电量未有增加，但是上网电价从361元/兆瓦时增长到439元/兆瓦时

25年Q3收入略微下滑-6.5%：虽然公司上网电量略微增加，但是上网电价从430元/兆瓦时下降到401元/兆瓦时

公司的净利润情况一方面受到电价的影响，一方面还受到动力煤价格的影响。从煤炭价格走势可以看到：

14年左右煤炭价格的低谷对应的是公司利润上一轮的高峰。

21年煤炭价格大幅上涨对应的是公司当年的亏损。即便国电电力有水电以及新能源，但由于公司火电占比较高，公司的业绩还是很难摆脱煤炭价格的束缚。

22-25年以来公司扣非净利润增长，主要因为在上网电量和电价相对平稳的情况下，煤炭价格逐步下跌。

19，20，21年扣非归母净利润大幅低于归母净利润，主要因为这三年计提了大量的信用减值和资产减值，这些减值计入了经常性损益。（注意：公司19-21年计提的信用减值损失，主要是对子公司的其他应收款，而不是销售收入产生的应收账款，公司销售收入产生的应收账款损失是比较小的。公司24年对新能源补贴应收账款计提了8.11亿元）

24年扣非归母净利润大幅低于归母净利润，主要因为24年转让了国电建投的股权，获得了一次性的投资收入；另外，公司对吉林大兴川水电站项目减值，这部分减值作为经常性损失，直接扣减了扣非净利润 。一增一减，造成了两个利润指标之间的较大的差距

费用情况：

公司的销售费用，管理费用，研发费用都较少，主要的费用来自于财务费用。虽然近些年有息负债增多，但是随着贷款利率的降低，财务费用自19年的94.2亿元，下降到24年的65.5亿元，这几年财务费用带来的利润增量接近30亿元，这也是一个不小的量。

煤炭价格及电价对公司业绩敏感性测算：

（1）煤炭价格：2025年上半年消耗入炉标煤 4972.60万吨。据此估算全年标煤消耗量约 9945万吨。若标煤价下跌100元/吨，则全年成本下降约 99.45亿元。考虑25%所得税税率，对净利润影响是74.5亿元，如果考虑少数股东权益（按照30%估算）。最终对归母净利润的提振幅度约为52亿元。

（2）电价：公司24年火电上网3470亿千瓦时电量。火电电价每下跌0.01元/千瓦时，对公司收入影响34.7亿元，考虑13%增值税和25%所得税，对公司利润影响是23亿元，同样如果按照30%的少数股东权益估算，对归母净利润影响是16亿。

注意：以上估算包含了较多假设，与真实情况一定会不一样。做此估算，主要是为了让大家对煤炭价格、电价波动对公司业绩影响程度有一定的了解。

分业务情况：

从收入的角度看，火电占到公司24收入的84%，但是从毛利角度，火电只占比56.5%。水电收入只占比7.06%，但是毛利占比24.5%。

近年来，新能源收入保持增长，水电收入在120亿左右波动。

从上网电价来看：水电最低，但是保持稳定；光伏电价大幅下滑（从21年的786元/兆瓦时下降到24年的408元/兆瓦时）；风电下滑，但是下降幅度不及光伏；火电煤机22年电价增长（但是25,26年出现压力，2024-2026年江苏长协电价分别为0.453元/千瓦时、0.412元/千瓦时、0.345元/千瓦时）

（补充信息——为什么水电电价低于火电以及新能源？未来有提升空间吗？：过去水电上网电价主要采用“成本加成”模式，即基于水电站的建设和运营成本加合理利润来核定。由于水电站在投产后几乎没有燃料成本，运营维护成本远低于火电，导致核定价格也相对较低。根据中信证券的研报：随着电价市场化的进行，当前市场化程度低且价格显著低于行业平均、低成本优势突出的大水电有望受益，伴随价格更加市场化预计将实现电价及收入提升）

水电业务的增量：

从区域结构上来看，大渡河装机1100万千瓦，占公司水电装机73.5%。

（1）装机量的增加

预计枕头坝(二级)、沙坪(一级)、金川、双江口水电站有望在2025-2026年陆续投产，贡献装机容量352万千瓦，占大渡河在运装机1100万千瓦的32%。而剩余的丹巴、巴底、老鹰岩水电站目前尚处在前期阶段，预计将在"十五五"及以后形成增量。

（2）上网电量未来也还有增长空间（水能利用率增加，利用小时数增加）

大渡河流域历来弃水严重，水能利用率偏低。国家能源局数据显示，2020-2024年，全国8大主要流域中，大渡河年均水能利用率仅为92.58%，远低于其他流域。受此影响，公司水电利用小时数一直处于较低水平，2021-2024年平均为3837小时，低于国投电力、华能水电、川投电力等可比公司。

随着川渝特高压交流建成，输送通道不足导致的弃水问题得到极大缓解。川渝特高压交流已于2025年投运，极大缓解川西水电送至成都等负荷中心通道瓶颈制约

（3）电价有增长空间

公司过去几年的水电电价有小幅的上涨。

另外，如前文所述，水电电价长期低于火电及新能源，随着市场化的进行，水电电价有望提升。

新能源增量：

十四五期间公司绿色转型步伐加快，新能源装机由2020年未654万千瓦增长至2025年上半年2857万千瓦，按照在建工程进度，预计2025年末将增长至3097万千瓦，五年年化增速36%。按照电源结构来看，十四五期间风电、光伏装机年化增速分别为12%、148%，光伏装机增速领先。

新能源过去量有所增长，但是价格却是下跌的（见前文上网电价数据）。

即便量在增长，但是利润也无法抵抗电价的下跌，过去几年新能源的盈利情况是下滑的。

分地区销售收入情况：

公司的收入主要在华东地区，主要是浙江，江苏，安徽三省的火电。华北地区主要是火电以及新能源电力；西南地区主要是大渡河的水电。

财务摘要：

ROE：公司ROE波动较大，高点也仅仅在18.8%。并且公司的ROE还是在较大杠杆下实现的。

资产负债率：公司资产负债率超过70%，这是火电企业的通病。不过火电企业基本上都是央国企，融资条件通畅，一般不存在财务安全性问题。由于电力企业属于公用事业，普遍ROA较低，较高的财务杠杆可以提高ROE。

从后文资本支出数据可知，公司资产负债率提升是因为伴随两次资本开支周期。

销售毛利率：公司整体毛利率低于20%，主要因为火电的毛利较低，新能源及水电的毛利在40%左右。

资产负债表：

净现金：公司负债不断增多，账面净现金情况不断恶化。

固定资产：公司固定资产自08年以来增长了10倍，当前固定资产3184亿元，

在建工程：公司在建工程余额目前较多的是大渡河双江口水电子和金川水电站

应收账款：随着公司业务规模的扩大，应收账款逐步变大。25H1公司应收账款66%的余额属于一年以内（如果是年末的话，回款会更好，一年以内的应收账款占比更高）应收账款主要客户是各地的国网电力公司，应收账款回收风险小，公司计提比例也比较低。（从前文可知，公司的信用减值主要来自于其他应收款，而非应收账款）

公司的应收账款随着新能源发电的增多而增加，这个应收是国家再生能源补贴款。按照华电新能上市时候对监管的回复，新能源电力公司对国家可再生能源补贴的计提比例大多在1%左右，行业普遍认为国家可再生能源补贴的应收账款损失风险较小。

现金流量表：

公司自2000年以来，累计实现经营活动 现金流净额4678亿元，累计资本支出4829亿元，净利润1206亿元，自由现金流-151亿元，累计分红301亿元。

可以理解为，公司虽然实现了1200多亿利润，由于固定资产折旧较大，现金流更是达到了4678亿元，但是由于基本开支巨大，公司累计的自由现金流还是负值，公司过去分红了301亿元，但是这个分红是建立在公司负债不断增多的情况下，也就是说从现金流的角度，公司的分红实际来源于银行的借款。

未来的资本开支情况:

公司的资本支出经历了两轮高峰，第一次是2013年左右，再就是最近这一次。

根据公司24年股东大会的资料：10898886.PDF。公司25年的资本支出741亿元，其中新能源项目280亿元，132亿元用于水电项目，174亿元用于火电项目。可以看到新能源的资本支出占比最大，公司未来的新能源电力资本支出目前还未见到降低。

从项目的角度来看，25、26年是公司火电和水电（大渡河流域水电站2025年计划投产136.50万千瓦、2026年计划投产215.50万千瓦）的投产大年。27年之后的火电和水电资本支出有望降低。

（下表数据是国电电力火电项目投产时间，数据来源于deepseek，如果有错误，欢迎球友指出）

结合公司的分红承诺，公司未来三年的分红率不低于60%，公司敢于做出较高的派息承诺，也侧面印证了公司未来的资本支出会降低。

同行对比：

背靠集团长协煤供应，公司ROE、现金流稳定性优于同业。

背靠国家能源集团高比例长协煤供应，公司能够极大程度抵御市场煤价大幅波动的风险。在市场煤价高企的2022年公司入炉标单低于同业200-300元/吨。

在十四五初期市场煤价处于历史高位时，公司ROE水平大幅领先华能国际、华电国际、大唐发电等可比公司，且2022年率先扭亏为盈;2023年以来市场煤价进入下降通道，公司入炉标单优势有所降低，但ROE水平仍高于可比公司。

公司火电装机主要分布在东部沿海、大型煤电基地和外送电通道等电力需求旺盛或资源富集区域，利用小时数有保障。2022-2024年，公司火电年均利用小时数为5195小时，高于华能国际、华电国际约900小时，高于全国平均约600小时。

虽然公司的火电利用小时数较高，但是公司的煤电电价却低于华能及华电等同行。

由于电价的下跌，公司的煤电度电利润被华能国际反超。

拉长时间来看，公司火电业务毛利率在市场煤价较高时优势明显。背靠国家能源集团高比例长协煤供应，公司能够极大程度抵御市场煤价大幅波动的风险。（公司25H1的长协煤炭达到97%）

复盘过去5年，2020年、2024市场煤价处于低位，下图4家公司火电业务毛利率较为接近;2021-2023年市场煤价相对较高，国电电力火电业务毛利率相较其他3家公司高5-10pct。

分红情况：

公司23-24年的分红率低于40%，公司历史累计的分红率接近40%。但公司在2025年8月发布了《2025-2027年现金分红规划》，每年现金分红不低于当年归属于上市公司股东净利润的60%，并且每股派发现金红利不低于0.22元人民币（含税）。0.22元的分红对应目前4.68元的股价，保底股息率4.7%。

如前所述，这个分红承诺侧面体现出公司未来的资本支出强度会有所降低，也展现出公司注重股东回报。

公司治理

公司历史上还是比较注重股东利益的，前面提到了公司的分红是一方面，另外还有公司的回购以及资产置换

历史回购情况：

公司在20,21年股价低迷的时候，先后三次（2021-04-17；2020-11-18；2020-07-22）分别回购金额12亿，16亿，12亿。并且将合计40亿回购金额的股份全部的注销。

置换资产情况：

总体来讲，国电电力过去大的方向是置出劣质的资产，置换优质的资产进入上市公司体内。

21年，从控股股东国家能源集团收购山东，福建，广东等地的优质火电资产，带来了1565万千瓦的控股装机容量净增长。

公司22年将宁夏等地区盈利质量差的火电资产转让给大股东。另外，又以43.7亿元收购大渡河11%的股权。

经过一些列的资产置换，上市公司的经营情况逐渐变得更好。

装机情况：

截止25年年末控股总装机126.5GW，其中火电82.2GW，水电14.95GW，风电10.5GW，光伏18.8GW。数据参见链接：25年业务数据情况。

集团潜在注入资产

截至2024年末，集团未上市火电装机约为1.3亿千瓦，主要分布在宁夏、河北、新疆、山西、吉林等三北地区。2021-2022年间国电电力剥离了盈利能力较差的宁夏和新疆所有火电装机，预计短时间内不再具备重新注入的可能性。除去宁夏和新疆，集团未上市火电资产约为7000万千瓦，占国电电力控股火电装机的93%，预计盈利能力较强的火电装机有望陆续注入国电电力。