国电电力(600795) 成本费用控制超预期，装机成长支撑远期业绩

　　国电电力(600795)

　　事件：2024年4月25日晚，国电电力发布2025年一季报。2025年一季度公司实现营业收入398.13亿元，同比-12.61%，环比-12.15%；实现归母净利润18.11亿元，同比+1.45%，环比+182.81%；扣非后归母净利润16.08亿元，同比-7.42%，环比+15332.71%。经营活动现金流量净额140.26亿元，同比+92.79%，环比-24.54%。其中，扣非后归母净利润发生变动的主要原因包括：1.2025年一季度处置国能电力工程管理有限公司；2.2025年一季度国电寿县风电有限公司破产，移交管理人，不再纳入合并范围。以上事项产生的非流动性资产处置损益导致归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比降低。

　　点评：

　　整体经营情况：供需宽松量价均走低，新能源装机电量持续增长。电量方面，受全国电力供需形势整体宽松，新能源机组容量增长，暖冬及国电建投对外转让等因素综合影响，公司发电量同比下降。2025年一季度公司上网电量实现949.35亿千瓦时，同比-5.72%，环比-11.27%。其中，火电上网电量779.92亿千瓦时，同比-9.34%，环比-9.77%；水电上网电量71.90亿千瓦时，同比-6.96%，环比-40.08%；风电上网电量57.15亿千瓦时，同比+11.23%，环比+5.74%；光伏上网电量40.38亿千瓦时，同比+123.78%，环比+16.44%。绿电电量同比持续增长。电价方面，受全国多地电价下行影响，公司Q1电价有所降低。2025年一季度公司实现平均上网电价425.41元/千千瓦时，同比-6.62%，环比-2.35%。装机方面，截至2025年3月31日，公司合并报表口径控股装机容量11639.14万千瓦，其中火电7562.9万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电991.18万千瓦，光伏1590万千瓦。Q1单季度公司火电控股装机容量增加100万千瓦，新能源控股装机容量增加369.14万千瓦。

　　单季业绩：成本下行超预期，四费税费控制亮眼。2025年一季度，因2025年全国范围内电力中长期价格下行，公司营业收入同比降低12.61%，但营业成本出现超预期下行，同比降低13.19%。公司燃料来源主要为集团内部供给，煤炭长协比例较高。此种煤电一体经营模式虽在煤价高企时有利于平抑成本端波动，但也存在煤价下行时长协煤价弹性不及现货煤价，进而导致公司成本端让利空间相对较小。但公司Q1营业成本出现超预期下行，我们认为这是由于公司根据煤价下行趋势，适时动态调整煤炭采购比例，拓宽煤炭采购渠道，得以实现入炉标煤单价和燃料成本超预期下行。此外，公司成本控制得当，四费（销售、管理、研发、财务等费用）及所得税费用出现明显下行。其中，销售费用同比降低63.88%，管理费用同比降低16.86%，研发费用同比降低18.08%，财务费用同比降低13.46%，所得税费用同比降低8.79%。综合来看，公司营业成本下行和四费及所得税费的控制是实现公司归母净利同比增长的主要原因。公司成本控制效果显著，年内业绩有望更为亮眼。

　　装机长期成长空间广阔：火电预计实现稳健成长，风光后备资源充裕，水电装机增长支撑远期业绩。火电方面：2025年Q1公司火电投产广东肇庆热电100万千瓦，其余在建火电主要分布于浙江、福建、安徽、广东等东部高电价区域，我们预计开工火电项目将于2025-2026年逐步投产。风光方面，2025年Q1公司新增新能源装机369.14万千瓦，2024年境内获取新能源资源1678.84万千瓦，核准备案1803.67万千瓦，装机增长后备资源充裕。水电方面：截至2024年末，公司水电项目在建492.35万千瓦，主要包括大渡河流域424万千瓦、霍尔古吐水电站42.65万千瓦、滚哈布奇勒水电站25.70万千瓦。按水电常规施工周期计算，我们预计2025-2026年公司大渡河在建项目有望集中步入投产期，水电装机有望成为未来三年公司业绩增长的支撑点。

　　盈利预测及评级：国电电力行业地位、股东背景、资产质量、发展格局等多方面在业内处于领先地位。1）行业地位：公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司，火电装机位居市场第二位，体量较大；2）股东背景：公司背靠国家能源集团，煤炭供给保障较强，火电板块成本端管控能力突出；3）资产质量：公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主，质地较优，且技改投入多调节能力强；4）发展格局：公司已经实现以煤电发电为主，水风光多业务板块协同发展格局，稳健经营的同时又具装机增长潜力。我们维持公司2025-2027年归母净利润的预测分别为64.59/72.72/82.83亿元，对应2025年4月25日收盘价的PE分别为12.65/11.23/9.86倍，维持公司“买入”评级。

　　风险因素：电价超预期下行；项目建设进度不及预期，电力市场化改革推进不及预期。

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