五大發(fā)電集團(tuán)之一國(guó)電電力（600795.SH）去年凈利大增。
2024年，國(guó)電電力營(yíng)收1791.82億元，同比微降1.00%；歸母凈利潤(rùn)達(dá)98.31億元，同比大增75.28%，略超預(yù)告上限。
這份收入持平利潤(rùn)大增的業(yè)績(jī)，主要原因在于投資收益。國(guó)電電力2024年投資收益達(dá)73.33億元，2023年同期則為15.85億元。2024年公司完成轉(zhuǎn)讓控股子公司國(guó)電建投內(nèi)蒙古能源有限公司50%股權(quán)，反映到投資收益超50億元。另外，公司聯(lián)營(yíng)企業(yè)投資收益增加至22.85億元，聯(lián)營(yíng)企業(yè)包括上海外高橋第二發(fā)電公司、浙江浙能北侖發(fā)電有限公司等。
不過(guò)，投資收益的貢獻(xiàn)難以持續(xù)。疊加電價(jià)下降預(yù)期，未來(lái)國(guó)電電力的業(yè)績(jī)難有高增長(zhǎng)。
電價(jià)持續(xù)下行
2024年全國(guó)新能源發(fā)電裝機(jī)首次超過(guò)火電，達(dá)14.5億千瓦。新能源比重不斷上升，伴隨著電力市場(chǎng)化價(jià)格波動(dòng)與收益不確定性。2月9日，國(guó)家發(fā)改委與能源局發(fā)布136號(hào)文，明確新能源項(xiàng)目（風(fēng)電/光伏）“上網(wǎng)電量全部入市、電價(jià)市場(chǎng)化”，打破以往“保障上網(wǎng)+定價(jià)”模式。
同為五大發(fā)電集團(tuán)的華能國(guó)際（600011.SH）表示，由于新能源出力不穩(wěn)、消納受限，以及電源調(diào)峰需求上升，新能源電價(jià)存在下降風(fēng)險(xiǎn)。大唐發(fā)電（601991.SH）也指出，公司煤電占比較高，而煤機(jī)利用小時(shí)正逐年下降，未來(lái)將面臨電量下降壓力。
2024年，全年入爐綜合標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)為922.17元/噸，較上年下降12.79元/噸。受此影響，國(guó)電電力火電發(fā)電設(shè)備平均利用達(dá)5137小時(shí)，同比下降 26 小時(shí)，這導(dǎo)致公司火電業(yè)務(wù)利潤(rùn)增厚但收入縮減。公司火電板塊實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn)41.15億元，同比增加34.05%。
火電成本持續(xù)走低，必將傳導(dǎo)至定價(jià)上，2025年，全國(guó)電力市場(chǎng)價(jià)格已經(jīng)下降。廣東省2025年度交易成交均價(jià)為391.86元/兆瓦時(shí)，同比下降約15.84%；江蘇省成交均價(jià)為412.45元/兆瓦時(shí)，同比下降約8.94%。
電力供過(guò)于求將影響價(jià)格走勢(shì)，這也將抹去煤炭低位運(yùn)行帶來(lái)的成本優(yōu)勢(shì)。
未來(lái)火電將向“容量模式”轉(zhuǎn)變。2025年起，中國(guó)煤電價(jià)格機(jī)制由單一制向兩部制轉(zhuǎn)變，電量電價(jià)通過(guò)市場(chǎng)化方式形成，容量電價(jià)執(zhí)行國(guó)家核定標(biāo)準(zhǔn)。例如，浙江省規(guī)定非統(tǒng)調(diào)公用煤電機(jī)組的容量電價(jià)為每年每千瓦100元。煤電容量電價(jià)機(jī)制的實(shí)施，有助于煤電企業(yè)回收固定成本，但收入端的收縮趨勢(shì)難以扭轉(zhuǎn)。
因此國(guó)電電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)改革將持續(xù)。2024年，公司新能源裝機(jī)快速擴(kuò)張至 1789萬(wàn)千瓦，其中風(fēng)電929萬(wàn)千瓦、光伏860萬(wàn)千瓦，權(quán)益口徑下當(dāng)年新增風(fēng)光裝機(jī)合計(jì)約428.53萬(wàn)千瓦；不過(guò)，因電價(jià)下滑、利用小時(shí)下降等因素，風(fēng)電與光伏板塊歸母凈利潤(rùn)分別下降22.76%和18.84%。
具體看，年度風(fēng)電利用小時(shí)完成 2122 小時(shí)，同比下降 174 小時(shí)；光伏利用小時(shí)完成 1061 小時(shí)，同比下降 100 小時(shí)。 風(fēng)電平均上網(wǎng)電價(jià)為474.20元/兆瓦時(shí)，下滑5.52%，光伏為408.22元/兆瓦時(shí)，下滑15.11%，反映了市場(chǎng)出現(xiàn)供過(guò)于求或需求錯(cuò)配的情形。受此影響，2024年新能源板塊收入123.49億元，同比增加15.28%，但毛利率下滑7.68個(gè)百分點(diǎn)。
水電外送有懸念
國(guó)電電力水電板塊盈利明顯超出其他板塊，水電板塊累計(jì)完成發(fā)電量 594.68 億千瓦時(shí)，上網(wǎng)電量 590.27 億千瓦時(shí)，較上年分別增長(zhǎng) 7.93%和 7.99%。來(lái)水量增長(zhǎng)促成發(fā)電增長(zhǎng)，公司全年水電利用小時(shí)完成 3978 小時(shí)，同比增長(zhǎng) 292 小時(shí)。業(yè)績(jī)層面，公司水電板塊收入126.50億元，毛利率高達(dá)49.36%，同比增加1.61個(gè)百分點(diǎn)。
盡管國(guó)電電力擁有優(yōu)質(zhì)水電資源，但大渡河流域長(zhǎng)期存在嚴(yán)重棄水。2020年四川省棄水電量達(dá)202億千瓦時(shí)，其中超半數(shù)來(lái)自大渡河干流，國(guó)電電力被國(guó)家能源局點(diǎn)名批評(píng)。
棄水根源在于“送出”能力不足，電力無(wú)法外送。這一癥結(jié)隨著川渝特高壓交流網(wǎng)架工程于2024年12月27日正式建成投運(yùn)有望得到緩解。
該項(xiàng)目新增四座1000千伏變電站和658公里雙回線路，年最大輸電能力達(dá)350億千瓦時(shí)，將大幅釋放西南清潔能源的消納能力。國(guó)電電力現(xiàn)有大渡河流域水電裝機(jī)達(dá)1109.8萬(wàn)千瓦，占公司水電比例逾80%。在建項(xiàng)目包括雙江口、金川、枕頭壩、沙坪等多個(gè)電站合計(jì)新增裝機(jī)近300萬(wàn)千瓦，川渝特高壓投運(yùn)將改善這些電站的外送局面。
即將投產(chǎn)的電站中，雙江口作為大渡河上游龍頭水庫(kù)，具備19.17億立方米庫(kù)容的年調(diào)節(jié)能力，在區(qū)域水電中稀缺。該庫(kù)投運(yùn)后，可為下游電站增發(fā)枯水期電量66億度，其中歸屬國(guó)能大渡河部分為44億度。年調(diào)節(jié)水庫(kù)能夠改善棄水狀況，提升負(fù)荷時(shí)段出力，有效支持四川電網(wǎng)“冬高夏低”的用電負(fù)荷曲線，增強(qiáng)穩(wěn)定性和靈活性。
當(dāng)前國(guó)能大渡河公司年凈利潤(rùn)約20億元，度電利潤(rùn)0.04元，隨著棄水減少、電價(jià)提升及裝機(jī)擴(kuò)容，其利潤(rùn)具備一定上升空間。據(jù)公開交易數(shù)據(jù)，四川省內(nèi)交易均價(jià)為0.226元/千瓦時(shí)，重慶備案外送均價(jià)為0.271元，價(jià)差達(dá)0.045元。按目前國(guó)能大渡河年發(fā)電量450億度測(cè)算，若外送比例逐步提升至15%、30%，利潤(rùn)增厚約2.4億元、4.8億元。
不過(guò)最終外送比例、乃至外送電力定價(jià)仍存在較大不確定性，在電價(jià)整體下浮的背景下，市場(chǎng)預(yù)期可能需要調(diào)低。未來(lái)，隨著水電比重上升，火電比重下降，公司更向一家新能源電力公司轉(zhuǎn)型，估值差異有縮減空間。目前國(guó)電電力市盈率和市凈率分別僅為8.4倍和1.48倍，遠(yuǎn)低于龍頭長(zhǎng)江電力22.1倍和3.49倍。