国投电力2025年上半年经营与行业分析 公司概况与业绩表现 - 公司为国投电力，主营电力生产与销售，清洁能源装机占比达71.84%，形成以水电为主、水火风光并济的装机结构[2][4] - 总装机容量4,409万千瓦，其中水电2,130万千瓦（占比48%）、火电1,238万千瓦（占比28%）、新能源及储能1,037万千瓦（占比24%）[4] - 市值约1,180亿元，总资产3,153亿元（较去年期末增长6.31%），净资产1,164亿元（归母净资产增长11.77%）[2][4] - 上半年利润总额82亿元，归母净利润37.95亿元（同比增长1.36%），营收256.797亿元（同比下降5.18%）[2][4] - 上网电量752亿千瓦时（同比基本持平），其中水电475亿千瓦时（同比增长13%）、火电208亿千瓦时、风电36亿千瓦时、光伏33亿千瓦时[4] - 上网电价0.353元/千瓦时（同比下降）[4] 业务发展与项目进展 - 推进孟底沟、卡拉、牙根一级水电站建设，总装机372万千瓦[5] - 火电机组扩建与替代：华夏电力66万千瓦等容量替代项目于2025年7月投产，在建项目包括忻州第二发电厂3号/4号机组（2×66万千瓦）、舟山燃机（2×84.2万千瓦）、湄洲湾三期（2×66万千瓦）[5] - 雅砻江水风光一体化基地在建规模477万千瓦，新能源储备项目充足，优先开发效益好、规模化的项目[5] - 2025年计划新增新能源装机300-400万千瓦，其中雅砻江水电占比约2/3（200-300万千瓦）[3][17] - 科拉光伏一期2025年上半年发电量9.54亿千瓦时（同比增加34%），净利润超1亿元（同比增长约90%）[18] - 雅砻江公司体内风电发电量5.91亿千瓦时，光伏发电量9.76亿千瓦时，总计14.7亿千瓦时[19] 电价与市场影响 - 整体电价同比下降，分电源类型表现分化： - 大朝山水电（固定电价）同比持平[8] - 雅砻江水电因峰枯水期差异同比下降[8] - 小三峡水电（甘肃现货市场）同比提升[8] - 火电竞争加剧导致电价下降（广西降幅较大，福建相对稳定）[8] - 新能源电价降幅与全国趋势一致[8][11] - 江苏现货市场波动影响雅砻江外送电价，主因煤价下降、新能源入市及价格发现机制[6] - 风光发电市场化交易比例超70%，但因供需宽松导致价格下行[11] - 火电辅助服务收益同比增加约10%[14] 成本与采购结构 - 煤炭采购价格同比下降15%以上，长协煤占比65%，市场煤占比35%[13] - 入厂采购标煤不含税单价771元/吨（同比降幅15%）[13] 政策与风险因素 - 江苏容量电费政策调整（可能提升至50%以上）或缓解外送电价压力[6] - 四川电价降价预期强烈（2025年底现货市场试运行），但雅砻江外送比例少，销售电价仍高于均值[23] - 136号文影响新能源开发：取消绿证交易环境溢价、用户承担火电分摊费用降低绿电交易积极性[15][16] - 组件价格未达预期，行业可能面临震荡与优胜劣汰[26] - 公司对西北地区项目持谨慎态度（弃光弃风率高、电价低），重点发展云南、广西等区域[25] 电力供需与未来展望 - 全国电力供需存在时空错配（极端天气下新能源不足可能导致短缺）[28] - 公司根据国家规划调整开发节奏，十五五期间新能源装机规划尚未最终确定[9][28] - 广西钦州火电因供需宽松、竞争加剧，中长期价格下降约0.11元/千瓦时，但通过补偿机制可能提升收益[10][22] 其他关键信息 - 上半年来水情况：雅砻江偏丰30%、南塘江偏多10%、黄河减少5%[7] - 雅砻江三大水库联合调度提升水能利用效率，应对气候变化与市场供需[7] - 风电与光伏投决模型差异：风电受鼓励，光伏开发更谨慎[27] - 中长期交易新规（分时段结算等）已在多数省份实施，公司通过优化策略提升收益[20][21]