国电电力2026年中期业绩交流会总结
经营表现与转型加速
- 经营状况：2026年上半年，国电电力经营稳健，发电量提升，上网电量同比增长6.17%。非化石能源装机占比达50.72%。
- 财务指标：归母净利润同比下降18.25%，但资产负债率下降，固定资产投资152.46亿元，其中前期基建项目投资占大头。
业绩增长与资金管理
- 水电板块利润增长：大渡河发电量恢复及所得税费用减少是主要因素。
- 资金安排：大渡河分红政策调整、200亿公募债发行，资本开支季节性规律与光伏项目调整策略。
新机组投产与业绩展望
- 新机组利润贡献：常州、杭州、福州等新增机组贡献净利润超6亿。
- 水电项目：双江口、金川等下半年投产，但处于枯水期，电价较低。
- 新能源板块：风电二季度亏损，涉及经营性和减值影响；大渡河来水预计偏枯，影响水电收益。
风电亏损原因与市场表现
- 风电亏损：工业亏损受应急性减值影响，新能源机组竞争力强，但水电刚投产成本高。
- 市场表现：国电电力展现韧性，优质资产具跨周期能力；风电光伏减值提3000多万，亏损面积约11.28%。
火电企业亏损与公司规划
- 火电亏损：上半年火电亏损企业占比8.47%，主要因电价同比下降。
- 资本开支：公司在国家电力规划调整下的资本开支准备及在手大项目情况。
十五五规划与新能源发展策略
- 发展方向：火电与新能源协同发展、水电开发及新能源基地项目。
- 地区分析：内蒙湖南、云南地区亏损原因，电量、燃料成本影响，未来改善措施与投资策略。
电价与辅助服务费用变动
- 电价变动：二季度电价降幅收窄，浙江、江苏火电装机占比高，煤电联动机制，用电需求回暖。
- 辅助服务费用：增长驱动因素包括水电联合调峰能力增强、火电深度调峰改造推进、补偿标准上浮；将向多品种扩展。
火电长协电量与新能源利用率
- 长协电量比例：江苏年度长协电量占比不足50%，浙江比例较高。
- 新能源利用率：季风季光率分别为12.93%和14.86%；煤炭采购中集团内部占比91%。
电价与煤价走势分析
- 电价走势：二季度跌幅收窄，华东地区电价有所上调，市场策略调整及区域经济因素影响显著。
- 煤价走势：二季度环比上涨，六月和七月具体数据尚未统计，整体趋势向好。
容量电价影响与未来电价走势
- 容量电价影响：上半年多数地区按国家要求执行50%至100%的容量电价，收益增加约20亿。
- 未来电价趋势：现货市场扩展与煤价波动将影响价格走向，煤价坚挺可能支撑电价，但需警惕下跌风险。
风电项目减值与新能源补贴回收
- 风电减值：主要因新能源补贴政策及项目数量多，公司严格遵循会计准则计提。
- 补贴回收：上半年新能源补贴实际回收金额为10.35亿元。
电力市场现货交易与新能源亏损
- 现货交易影响：盈利差距受多因素影响无固定模式。
- 项目效益：双江口项目预计2028年完全发挥效益。
- 亏损分析：厄尔尼诺现象影响来水及新能源亏损，光伏亏损面较大。
- 折旧费用：火电、水电、风电及光伏分别贡献不同比例的折旧增加。
电价与新能源利用效率
- 电价水平：江苏和浙江二季度电价分别为357.11元/千瓦时和375.11元/千瓦时，环比增加。
- 新能源利用：上半年弃风率、弃光率同比升高，限电问题影响风电利用小时数。
大渡河分红机制与优先电量比例
- 分红机制：2026年起分红比例维持100%，投资计划独立进行，必要时股东将补充资本金。
- 优先电量：双江口项目优先电量比例预计提升，年调节特性使其整体优先电量占比最高。
