250516--国投电力202...

·截至2024年底，国投电力已投产装机容量为4463万千瓦，其中水电2130万千瓦（占比48%），火电1320万千瓦（占比30%），新能源及储能1013万千瓦（占比23%），清洁能源装机占比达70.42%。 ·2024年全年营业收入578.19亿元，同比增长1.95%；归母净利润66.43亿元，同比基本持平；每股收益0.8669元；资产总额2965亿元，同比增长6.9%；归母净资产620亿元，同比增长4.94%。 ·2024年全年上网电量为1677亿千瓦时，同比上涨6.4%；水电上网电量为1035亿千瓦时，同比增长11%，主要受益于雅砻江两河口水电站投产和流域来水偏丰。 ·2025年一季度营业收入131.22亿元，同比减少6.99%；归母净利润20.78亿元，同比增长2.1%；每股收益0.2676元，同比增长0.19%。 ·截至2025年一季度末，资产总额达到3100亿元，较2024年末增长4.5%；归母净资产711亿元，较2024年末增长14.66%。 ·2025年一季度水电上网电量为251亿千瓦时，同比增长18%；火电发电量同比下降33%，但截至报告期末下降幅度已收窄至26%。 ·2024年通过向社保基金定向增发募集资金70亿元，显著改善了公司的资本结构。 ·公司制定了新的三年固定股东回报规划，2024至2026年的股东回报规划将分红比例由50%提高至55%。 ·2024年度拟每股派发现金红利0.456元，共计派发36.54亿元。 ·2024年公司新增投产装机规模为300万千瓦，总投产装机规模突破千万千瓦；新能源在建规模达477万千瓦。 ·孟迪沟卡拉牙根一级水电站（总计装机容量372万千瓦）、国投钦州2号机组按期投产，华夏电力66万KW等容量替代项目、舟山燃机发电项目正式开工。 ·福建福州长乐外海海上风电项目成功获得核准，进一步丰富了公司的新能源项目储备。 ·雅砻江水风光互补基地规划总装机容量为7800万千瓦，目前已投产水电1920万千瓦、光伏103万千瓦、风电66万千瓦。 ·在建光伏项目包括甘孜州理塘索隆150万千瓦和柯拉二期150万千瓦，进一步扩大清洁能源装机规模。 ·雅砻江基地实现了水光互补技术，通过水电和光伏项目的打捆外送，提高了能源利用效率，形成了良好的协同效应。 ·2024年公司上网电量的平均电价为0.359元每千瓦时，较上年同期略有下降；2025年一季度上网电价为0.355元每千瓦时，同比有所下降。 ·京津冀地区的电价同比基本持平或略有回升；福建省电价同比下降约7%-8%；广西省电价受市场竞争和政策影响，同比下降超过20%。 ·黑龙江送江苏的电价在2025年同比下降约3%，反映了江苏年度交易价格的整体下降趋势。 ·2025年第一季度，国投电力的煤炭采购中长协煤占比为52%，现货煤占比为48%，整体煤价同比下降15%。 ·2024年一季度入炉标煤单价同比降幅为15%，长协煤采购价格同比降幅超过10%，市场煤价整体呈现下降趋势。 ·基于当前供需情况，预计全年煤价中枢将继续下行，尽管非电行业需求偏弱，但政策支持和气温变化将对电力消费形成托底支撑。 ·2024年国投电力完成了约280亿元的资本配置，2025年的计划资本支出为307亿元，主要用于水电、火电以及新能源项目的投资。 ·华夏66万千瓦项目预计于2025年6月并网发电，舟山两台燃机电厂共168.4万千瓦也将在2025年前并网发电。 ·公司将按照整体规划安排，在雅砻江水风光一体化开发基地内逐步实现水电、抽水蓄能电站与光伏项目的协同运行，提升综合能源利用效率。 ·雅砻江项目因地方政府税收补缴所得税，在2024年第四季度和2025年第一季度产生了一次性大额支出，后续每年税负预计会有所增加。 ·针对国家发布的136号文，公司正在研究其对水光互补项目的影响，并计划根据具体细则进行调整。 ·雅砻江卡拉基地在建风电光伏装机容量为500万千瓦，但电价和利润受到四川省阶梯电价政策的具体实施细则影响较大。 ·杨峰沟上网电价正在与江西和湖南协商，预计2025年内完成2023年前电费的阶段性结算，预计总额每年约10亿至20亿元。 ·杨峰沟上网电价将根据市场机制挂钩，并逐年确定结算节奏，已经开始结算2023年之后的相关电费。 ·2024年全国市场化交易电量约为6.1至6.2万亿千瓦时，同比增长7.6%，显示出市场化交易电量占比逐年提升的趋势。

A: 雅砻江水风光互补基地是国投电力的重要发展项目，规划总装机容量为7800万千瓦。目前已投产的水电装机容量为1920万千瓦，光伏装机容量为103万千瓦，风电装机容量为66万千瓦。在建的光伏项目总容量为467万千瓦，另有60万千瓦处于建设中。该基地的主要优势在于水光互补，特别是1700万千瓦的光伏项目，通过水电和柯拉光伏打捆外送，实现了零碳光储技术，具有良好的协同效应。在建的水光互补项目还包括甘孜州理塘索隆150万千瓦光伏和克拉二期150万千瓦光伏，这些项目将进一步增强水光调控能力。未来，公司将积极推进雅砻江水电光伏互补基地的开发工作，并按照国家的安排开展新的开发项目。

A: 一季度的电价数据采用合并报表口径，未对水电、风电和光伏进行单独拆分。从国内各区域来看，京津冀地区的电价同比基本持平，略有回升；福建省同比下降约7%到8%；广西区域因市场竞争形势和政策规则影响，价格下降超过20%。

A: 一季度火电电量同比下降较多，主要原因是新能源项目投产导致新能源发电量增加。一季度火电电量同比去年下降了33%，但随着月份的进展，降幅已逐渐收窄至26%。预计到年底的具体情况还需视整个新能源发电情况而定。

A: 136号文对公司的影响仍在研究中。尽管136号文内容较为夸张，但山东已出台首个新能源发电细则。公司主要关注受限省份的政策以及四川最新的1360政策。目前具体政策尚不明确，但公司正在开展前期工作，随着政策逐渐明朗，将加快研究下一步大规模外出电力市场改革。公司的水电一旦接入外送通道，即可输送到全国各地，公司将坚定不移地推进这一目标。

A: 去年是一个特殊情况，根据以往的经营情况计算非经常性收入后确定了所得税金额。未来每年常态化的税收金额预计将比之前有所增加，但具体数额还需进一步评估。

A: 雅砻江项目的电价主要取决于四川省下一步的阶梯电价政策及其实施细则。这些政策对电力供应稳定性影响很大，因此公司仍在等待具体细则的出台。从电量方面来看，目前国网正在积极推进电网调度优化，未来预期流量将向好。

A: 2025年四川省内电力现货市场的年度交易情况显示，多数电力是送出的，按省内的市场化交易计算，整体价格呈下行趋势。江西和湖南的价格政策已基本确定，目前正在推进相关结算工作。关于广西的情况，从1月份开始，经营压力较大，主要由于电价下降较多。根据媒体信息，2月和3月随着煤价走低和电量增加，广西经济逐渐恢复，各电厂已基本实现稳定盈利，但与去年同期相比，仍大幅下降。

A: 公司制定的2025年电力装机规划目标是基于实际发展情况确定的，与其他地区相比相对有限。目前，扬州项目的推进计划将在2024年底使公司装机容量首次突破1000万千瓦。今年的发展任务已根据市场情况设定，预计对市场影响较小。公司还主动放弃了陕北地区的部分光伏项目，并进行了战略调整，主要以追求效率和规模并重的方式提升发展质量，而非单纯追求规模。因此，公司将尽力实现既定的十四五规划目标。关于十四五规划的具体内容，目前已启动相关工作，正处于调研和收集资料阶段。未来发展规划将结合国家政策和行业实际情况，制定稳健的目标。

A: 天津电厂近期面临一定的经济压力，但已连续两年未出现亏损。今年1至4月，天津电厂的电价基本持平，没有增加。煤价方面，下降幅度较大，主要因为天津电厂靠近资源地。尽管电量有所下降，但从4月和5月的数据来看，经营状况正在逐渐恢复。一季度的煤炭价格较去年同期大幅下降，具体降幅约为15%。全国范围内，煤炭产量维持高位，虽然一季度略有下降，但整体供应依然充足，市场煤价呈下行趋势。

A: 根据05年至25年的数据，雅砻江流域前端断面和锦屏一级断面的整体水量均达到峰值，比往年高出约10%至12%。此外，购电比例也有所增加，达到了约20%。

A: 尽管今年广西电价下降较大，但从23年到24年的整体执行情况来看，电价仍较为稳定。标杆电价上涨了20%，虽然下调后对当地经济发展和产业转型有一定影响，但当地政府对相关产业的支持力度较大。因此，整个南网今年的改革地位使得电价下调较多。从广西的发展来看，该地区兼顾高耗能产业优势和外部资源的有效补充，如澳洲煤等，燃料成本相对较低，具有一定的竞争优势。防城港旭东每年的进口煤量可达五六千万吨，显示出较大的人流量。尽管近期广西火电项目陆续投产可能带来一定冲击，但总体而言，广西的新润节奏较好，国家政策的影响相对较小。由于广西沿海地理位置和产业结构的优势，特别是科新机电等高用电量企业较多，未来盈利能力仍然值得期待。

A: 两库联动调控蓄满是在2024年10月25日，正常需求为286。经过这一轮调节，目前需求量已基本释放完毕，整体效果良好。今年锦屏一级水库在去年年底未再降水位，而前年则因罕见情况未能续满。蓄水情况主要与来水、水量调度及电力调度有关，因此单论某个时间点的具体情况较为复杂。2023年，锦屏一级水库曾被清空，可能是为了防范潜在风险，而非因为缺水。

A: 关于水电辅助服务政策，国家的基本规则已于上个月发布。公司对此进行了认真研究，发现与此前的征求意见稿及内部编制版本相比，变化较大，许多细节被删除，仅保留了原则性框架。此前多次呼吁的针对水电跨省外送的具体细则并未在正式文件中体现。因此，公司正积极与国家相关主管部门、国家电网及南方电网沟通，争取在后续实施细则中得到体现。目前尚未收到相关政策带来的收入。

A: 2025年，由于江苏年度交易价格的下降，国投电力从黑龙江送往江苏的电价同比下降了约3%。

A: 公司的煤炭采购结构根据市场形势动态调整。在确保长期采购的基础上，合理控制采购节奏，全力降低煤价。一季度数据显示，煤价同比降幅达到15%，其中长期采购占比约为52%，现货采购占比为48%。具体而言，52%的煤炭来自国内，而48%则为进口煤炭。

A: 从全国范围来看，2024年全国的市场化交易电量约为6.1到6.2万亿千瓦时，同比增长7.6%，显示出市场化交易电量占比逐年提升的趋势。从本公司情况来看，去年和今年的年度交易结果显示，市场化交易电量同比增长了22.4%，实现了显著增长。由于火电已实现全电量入市，且新能源根据最新要求也将逐步实现全电量入市，预计未来市场化交易的比例将进一步提升。

A: 目前尚未掌握河南光伏的具体数据，因为相关数据涉及多个部门，且与水电项目混合统计。如果后续需要这些数据，公司将进行详细落实和细分。

A: 2024年的资本开支规模约为280亿元，2025年的资本开支计划为307亿元。

A: 雅砻江水风光一体化开发基地目前实现了水电和光伏的打捆外送，主要通过克拉七厂。后期在建的两个光伏项目，分别是甘孜州理塘县索隆100万千瓦和克拉二期100万千瓦，也将实现水光互补。整体基地不仅包含水电和抽水蓄能电站，还规划了更多的项目，未来将尽量按照水光互补的方式进行开发和输送，其他未实现水光互补的项目则通过自我调节后输送。

A: 调控调频和服务收入在某些电厂表现较好，例如某个火电厂的一个季度服务收入较为可观，但每月波动较大。容量电费虽然不能调整，但可以通过顶峰电价回收，政策上也有一定的保护空间。这一块的收入自2020年开始执行后逐渐提升，随着火电电量因新能源装机规模增长而受到挤压，火电资源的价值将更加凸显，未来的服务收入有望继续增长。

A: 一季度采购的入场标准价同比下降15%。采购结构中，长期协议煤占比52%，市场煤占比48%。今年煤炭市场整体呈下降趋势，长协煤的定价机制为基础价加浮动价，浮动价参考的指数同样呈下降趋势。因此，长期协议煤的采购价格也呈下降态势，但降幅可能低于市场价格的降幅。一季度长期协议煤的采购价格降幅在10%以上。

A: 国投电力自2014年起逐步提高分红比例，从30%提高到35%，并在2021年至2023年期间维持在50%。去年公司提出2024年至2026年以现金方式分红的比例原则上不少于合并利润的55%。目前尚无进一步提高或调整分红比例的计划，因为2024年是该政策执行的第一年。

A: 华夏66项目将于今年6月投产，涉及两百多台机组。另一个新的32号线二建30号线项目预计在明年6月投产。舟山的两台燃机，总装机容量168.4万千瓦，预计在明年并网发电前完成投产。

A: 长期定价机制包括固定和浮动两种价格模式。部分订单按区间价格执行，因此价格降幅还需根据后续市场形势波动来确定，短期内难以预测具体影响。

A: 从目前来看，供需层面相对宽松，市场价格中枢预计延续下行趋势。一季度全国煤炭产量为12亿吨，同比增长8.1%；尽管进口量同比小幅减少0.9%，但一季度累计进口仍处于1.1亿吨的高位。需求方面，一季度全国用电增速较为平缓，发电端压力偏弱。叠加新能源发电持续增长和水电出力逐步提升，火电短期负荷率有所下降。非电需求方面，包括钢铁、建材和基建需求均偏弱，产量和耗用量持续减少。此外，外部关税影响可能导致后续财务压力。然而，国内煤炭产量维持高位，整体供需依然宽松。随着气温下降和政策落地，用电量有望得到托底支撑。今年入夏以来的高温天气也使得电力消费好于预期。总体而言，全年煤价预计将继续下行。

A: 根据江西和湖南的相关文件，杨峰沟的上网电价根据市场机制形成倒挂。目前正与江西和湖南沟通，将上网电价与市场交易挂钩，并逐年确定结算节奏。目前已经开始结算23年之后的电费，而23年之前的电费预计在今年年内会有阶段性进展。

A: 根据此前的披露，23年之前的上网电价总额每年大约在十几到二十亿元之间。

A: 该项目目前正按计划正常推进，未出现任何异常情况。

A: 项目已经开工建设，西藏水资源相关问题已解决。