国金公用 国电电力2026年中报交流

摘要

平均上网电价 393.3 元/兆瓦时、同比下降 16.4 元，其中一季度电价同比下降 8%、二季度降幅收窄至 0.6%。 风电二季度净利润-0.24 亿元，主因计提减值 3.03 亿元，新能源整体亏损面 11.28%；火电亏损 5 家、亏损面 8.77%，集中于内蒙古、湖南、云南。 容量电价上调上半年贡献收益约 20 亿元、折合度电 1.5 分以上，辅助服务收入 5.11 亿元、同比增加 1.22 亿元，部分对冲电价下行。 公司预判 2026 年整体汛期来水偏枯近一成，未来电价走势主要取决于煤价走势与电力现货市场推广进度。

主要观点

• 上半年增收不增利：营业收入 790.29 亿元（+1.77%）、营业成本 677.95 亿元（+4.27%），归母净利润 30.14 亿元（-18.25%）、扣非 28.85 亿元（-15.41%），加权平均净资产收益率 4.934%、基本每股收益 0.169 元。

• 电量增长但电源分化：上半年上网电量 2078.73 亿千瓦时、同比+6.17%，其中火电 1637.24 亿千瓦时（+7.83%）、水电 230.65 亿千瓦时（+1.68%）、风电 99.69 亿千瓦时（-9.98%）、光伏 111.14 亿千瓦时（+8.94%）；平均利用小时 1715 小时、同比下降 46 小时，风电利用小时同比大降 162 小时。

• 电价同比下降但二季度降幅显著收窄：上半年平均上网电价 393.3 元/兆瓦时、同比下降 16.4 元（煤机 409.32 元、下降 19.43 元）；一季度电价同比下降 8%，二季度同比仅下降 0.6%，受益于江浙电价回升（浙江二季度结算电价 375.11 元/兆瓦时、环比+23.46 元；江苏 357.10 元/兆瓦时、环比+18.02 元）、负电价大幅减少及度电容量电价环比提升。

• 大渡河利润高增 28.32%：上半年归母净利润 12.05 亿元、同比增加 2.66 亿元，受益于发电量同比增加约 11 亿千瓦时（去年受大运会保供蓄水影响基数偏低，利润总额同比+1.73 亿元）及所得税费用同比减少约 1 亿元（去年补提 8000 万西部开发优惠所得税）。

• 大渡河财务自立、集团融资结构优化：大渡河资产负债率 47%，已具备自我融资、自我滚动发展能力，2026 年起不再安排分红返投；公司已在交易所注册 200 亿元储架债，交易所发债聚焦 3-5 年及以上长期债务、银行间聚焦 3 年以下中短期债务，以降低财务费用。

• 新投产机组盈利拆分：火电方面常州 200 万千瓦机组上半年净利润超 2 亿元、福州约 1.5 亿元、北仑四期约 2 亿元、池州约 7000 万元，肇庆气电因发电不足盈利较低；水电方面枕头坝约 4000 万元，双江口、金川因投产较晚盈利较低。

• 下半年水电投产与低电价：双江口 7、8、11 月分别投产 50 万千瓦机组，沙坪项目 7 月已全投；新投产水电当期电价偏低（枕二约 137 元/千千瓦时、沙一约 294 元/千千瓦时、金川约 166 元/千千瓦时），因投产集中于丰水期且当年无优先电量计划，2027 年将恢复正常。

• 新能源板块承压：二季度风电净利润-0.24 亿元，主因风电计提减值 3.03 亿元、光伏计提 3000 多万元；新能源整体亏损面 11.28%，共 29 家亏损主体（5 家风电、24 家光伏），亏损总额 1.28 亿元；上半年弃风率 12.93%（同比+7.67 个百分点）、弃光率 14.86%（同比+5.31 个百分点）。

• 火电亏损集中于三区域：上半年火电板块亏损 5 家、亏损面 8.77%，主因电价同比下降；内蒙古受电力市场定价影响、湖南受电量下降与燃料成本偏高共同影响、云南受电量下降影响。

• 容量电价显著增厚收益：云南、吉林、黑龙江、甘肃执行 100%（330 元/千瓦·年），湖南 6 月起执行 100%、广西 7 月起 85%、天津四川 70%，其余省份执行 50% 底线；上半年容量电费回收比例 94%、剔除外送电后达 98%，容量电价上调合计贡献收益约 20 亿元、折合度电 1.5 分以上。

• 装机清洁化与投资放缓：新增装机 350.26 万千瓦、控股装机 1.3 亿千瓦、权益装机 7519 万千瓦，非化石能源权益装机 3813.92 万千瓦、占比 50.72%；固定资产投资 152.46 亿元、同比-33%，上半年偏低属季节性且部分光伏项目主动踩刹车；十五五规划初稿明确安徽霍山抽蓄已核准预计 2026 年开工、在手大基地项目约 1500 万千瓦、蒙电入皖合资公司已注册。

论述逻辑

• 电价压力集中在一季度释放（同比-8%），二季度在江浙煤电联动调价与需求回暖、山西辽宁负电价现象明显减少、北方供暖结束后度电容量电价环比提升三重因素带动下降幅收窄至-0.6%。

• 新能源侧，区域消纳不足、限电、电价下降导致亏损面 11.28%，公司又对新能源补贴按账龄严格计提坏账（风电减值 3.03 亿元），放大当期亏损，但补贴实际回收后可冲减减值、增加当期收益（上半年国补已回收 10.35 亿元）。

• 对冲项方面，各省容量电价按 50%-100% 执行并上调，上半年贡献收益约 20 亿元、折合度电 1.5 分以上；辅助服务收入同比增加 1.22 亿元，部分缓冲电量电价下行对利润的侵蚀。

• 向前看，报告将电价走势归结为煤价与现货市场推广两大变量：当前仅京津唐、西藏尚未开展现货，煤价坚挺则电价有望平稳、走弱则有下行压力；同时未来现货交易占比提升是趋势、年度长协占比将逐步下降。

关键展望

• 双江口项目预计 2028 年可完全发挥对下游的增发效应，投产后其优先电量比例将高于现有机组平均水平（大渡河上半年优先电量占总上网电量约 35%）。

• 新投产水电当前电价不具备代表性，2027 年将恢复正常。

• 来水方面，上半年大渡河来水较 2025 年偏少 2.5%、较多年均值偏高 13.3%，7 月出库水量因降水偏少下滑，气象部门预判 2026 年整体汛期来水偏枯近一成；公司暂未对 2027 年大渡河来水作出明确预判。

• 电价展望取决于煤价与现货推广：煤价坚挺则电价走势有望保持平稳，煤价走弱则电价存在下行压力；6、7 月单月火电电价与标煤单价数据暂未统计，完成后将同步。

• 十五五规划已形成初稿，待董事会审批后披露具体量化数据；安徽霍山抽水蓄能已核准、预计 2026 年开工，新疆和田抽蓄同步推进，在手大基地项目约 1500 万千瓦，蒙电入皖待核准及集团投决通过后推进。

• 辅助服务长期扩容：按国务院 4 号文要求加快建立备用市场、探索爬坡新品种，十五五期间辅助服务将从调峰调频向备用、爬坡、转动惯量等多品种扩展，火电作为调峰主力单位收益将持续改善。

• 资本开支方面，全年资本开支暂未接到调整通知，部分光伏项目已主动踩刹车，后续将根据项目实际情况对下半年资本开支进行调整。

推荐标的

• 报告为业绩交流纪要，未给出评级、目标价或估值建议；交流标的为国电电力，另提及川投能源为大渡河主要股东之一（大渡河 2022 年起分红比例 100%，2026 年起分红与投资完全分离）。