《國電電力上半年營收凈利潤雙降 擬分紅17.84億元》
九州能源董事長張傳名觀點：
1、九州能源董事長張傳名向記者表示，今年以來，大多數發電集團的總體利潤保持增長，主要有幾個原因：一是煤炭價格持續走低；二是電力現貨價格較低，考慮大部分電量以年度長協銷售，現貨價格影響有限；三是容量電價增加了收入。同時，有部分企業收入同比下滑，但變化幅度不大，行業業績相對穩定。
2、張傳名此前在接受記者采訪時指出，推動新建新能源項目參與市場化交易，必將導致電價的不確定性，從而帶來收益不確定性，央企由此采取更加審慎的投資策略。
中國經營報記者 張英英 吳可仲 北京報道
8月18日，國電電力（600795.SH）發布2025年上半年“成績單”。報告期內，國電電力實現營業收入776.55億元，同比下降9.52%；歸屬于上市公司股東的凈利潤為36.87億元，同比下降45.11%；但歸屬于上市公司股東的扣除非經常性損益的凈利潤（以下簡稱“扣非凈利潤”）達到34.10億元，同比增長56.12%。
國電電力方面表示，營業收入下降主要系售電單價同比下降，扣非凈利潤增長則主要源于上年同期轉讓控股子公司國電建投內蒙古能源有限公司（以下簡稱“國電建投”）產生非經常性損益增加。
業內人士告訴《中國經營報》記者，今年以來，大多數發電集團整體利潤仍保持增長，個別企業收入降低但變化幅度不大，行業業績相對穩定。不過，記者注意到，電力供需轉向寬松，電力市場化改革加速推進，國電電力的發電業務也面臨量價下行的壓力。
計劃分紅17.84億元
國電電力是國家能源集團控股的核心電力上市公司和常規能源發電業務的整合平臺，主要經營業務為電力、熱力生產及銷售，產業涉及火電、水電、風電、光伏發電等領域。截至2025年6月末，公司資產總額達5104.41億元。
2025年上半年，國電電力的利潤變動與2024年同期投資收益帶來的高基數效應密切相關。
國電電力方面指出，上半年歸屬于上市公司股東的凈利潤同比下降45.11%，是由于上期轉讓國電建投產生投資收益等，本期無此類收益。而同樣考慮上年轉讓國電建投影響，公司扣非凈利潤實現34.10億元，同比增長56.12%。
記者注意到，國電建投成立于2005年11月，原為國電電力及河北建設投資集團有限責任公司各持50%股權的合資企業。2024年4月，國電電力決定向國家能源集團非公開協議轉讓國電建投50%股權，交易作價67.39億元，并于當年6月30日完成股權交割。
若不考慮這筆交易，2025年上半年國電電力火電、水電、風電及光伏板塊的歸母凈利潤分別為19.67 億元、8.83 億元、11.20 億元，較2024年同期分別減少0.28億元、增加9.09億元、減少0.79億元。
九州能源董事長張傳名向記者表示，今年以來，大多數發電集團的總體利潤保持增長，主要有幾個原因：一是煤炭價格持續走低；二是電力現貨價格較低，考慮大部分電量以年度長協銷售，現貨價格影響有限；三是容量電價增加了收入。同時，有部分企業收入同比下滑，但變化幅度不大，行業業績相對穩定。
值得注意的是，國電電力在發布業績報告的同時，還發布了未來三年現金分紅規劃。
按照國電電力發布的2025~2027年現金分紅規劃，每年以現金方式分配的利潤原則上不低于當年歸屬于上市公司股東凈利潤的60%，且每股派發現金紅利不低于0.22元（含稅）。2025年上半年，公司擬每股派發現金紅利0.10元（含稅），預計分紅金額17.84億元，占公司上半年合并報表實現歸屬于上市公司股東凈利潤的48.38%。
盤古智庫高級研究員江瀚向記者表示，高比例分紅是企業現金流充裕、經營穩健的信號傳遞，有助于增強投資者信心。此外，高比例分紅還體現了國電電力治理結構優化與股東利益最大化導向，表明其治理層高度重視股東回報。
管控火電燃料成本
火電板塊作為國電電力營收主力，2024年貢獻了八成以上的收入。
國電電力的火電機組主要聚焦沿江、沿海、沿線及電力負荷中心、特高壓外送源頭、一體化優勢區域。此外，其擁有60萬千瓦及以上煤電機組72臺，占煤電裝機容量的71.88%；100萬千瓦及以上煤電機組23臺，占煤電裝機容量的30.96%。
近年來，隨著我國加快構建新型電力系統，新能源占比逐步提升，煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，火電發展空間難免受到擠壓。并且電力供需轉向寬松，電力市場化加速推進，火電企業量價壓力增大。
記者梳理財報發現，2025年上半年，國電電力累計完成發電量2060.26億千瓦時，較上年同期下降3.61%。其中，火電上網電量為1518.40億千瓦時，同比下降7.51%。從電價上看，國電電力的平均上網電價為409.7元/兆瓦時，同比降低6.72%；煤電（火電的主要板塊）的平均上網電價為428.75元/兆瓦時，同比下降6.97%。
面對量價雙降，國電電力加強燃料成本管控。上半年公司共采購原煤8097萬噸，其中長協煤總量7858萬噸，占比97.05%；入爐標煤量4972.60萬噸，入爐綜合標煤單價831.48元/噸，同比下降87.46元/噸，降幅9.52%。
國電電力方面表示，公司扎實做好燃料保供控價，主動開展與外部長協供應商談判，按照市場價格適時調降煤價。充分利用“煤電路港航”一體化產業協同優勢，把握采購結構和節奏，優化采購煤種和熱值，開展精細配煤摻燒。抓好全流程對標管理，全面提升燃料管理水平。
此外，國電電力還積極推進火電轉型，通過“三改聯動”，提升機組調峰能力，實現20%深調能力覆蓋更多機組，從而獲取較高電量和容量電價收入，并增加調頻、AGC等輔助服務收入。
上海鋼聯煤焦事業部動力煤分析師韓雅娟告訴記者，在火電企業成本結構中，燃料成本占比高達60%~70%。2025年上半年，動力煤市場呈現供強需弱格局，動力煤價格不斷下滑，降至近五年以來低位。其中，環渤海5500大卡動力煤現貨均價同比下降22.94%，顯著降低了火電企業燃料成本，短期利潤改善明確。
“下半年，動力煤市場將在政策調控與需求季節性回暖的博弈中震蕩運行，價格中樞較上半年上移但波幅收窄，火電企業短期受益于成本下降，但長期需應對能源結構轉型挑戰。”韓雅娟說道。
新能源開發進入調整期
作為重要的利潤貢獻板塊，國電電力的新能源發電業務實現了跨越式發展，但近兩年也逐漸進入調整期。
財報顯示，2021年至2024年，國電電力新能源（風電和光伏）控股裝機規模新增分別為89.34萬千瓦、315.29萬千瓦、724.57 萬千瓦和428.53萬千瓦。
2025年上半年，國電電力新增新能源控股裝機645.16 萬千瓦，其中風電32.93萬千瓦，光伏612.23萬千瓦。不過，記者注意到，盡管新增裝機同比出現“小高峰”，但國電電力在上半年的新能源資源量為353.48萬千瓦，完成核準或備案新能源容量為377.39萬千瓦，這兩個數據相比2024年同期分別下降58.04%和43.65%。
這是否意味著國電電力對新能源發電項目的開發策略發生變化？對此，截至發稿，國電電力未向記者作出回應。
國電電力方面在半年報中指出，近年來，新能源裝機規?？焖偬嵘瑑炠|項目資源日益稀缺，電網消納能力不足、新能源項目用地需求日益增長、生態保護要求提高等因素增加新能源項目開發難度。“136號文”（即《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》）發布后，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價不確定性帶來項目收益風險。
“136號文”以2025年6月1日為節點，對新能源存量項目和增量項目分類施策，并提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。
在此背景下，2025年6月1日前新能源項目出現“搶裝潮”，使得裝機規模大增。上半年，太陽能發電新增2.12億千瓦，風電新增5139萬千瓦，分別同比增長107.84%和98.88%。然而，6月1日后的新能源發電市場（特別是光伏市場）需求表現相對疲軟，其中光伏6月新增裝機規模僅為14GW左右，呈現斷崖式下滑。
張傳名此前在接受記者采訪時指出，推動新建新能源項目參與市場化交易，必將導致電價的不確定性，從而帶來收益不確定性，央企由此采取更加審慎的投資策略。
國電電力方面表示，新能源全面入市后，機制電價雖然能夠對新能源收益形成托底，但保障水平仍存在不確定性，電價呈下行趨勢，市場競爭日益加劇。
申銀萬國分析認為，受新能源平價項目占比提升及市場化比例提升影響，國電電力2025年上半年風電、光伏上網電價為450.10元/兆瓦時和329.84元/兆瓦時，同比下降6.0%及21.8%。
國電電力方面表示，將堅持規模質量并重發展新能源，嚴格履行投資機會研究、立項、投資決策各階段流程，確保項目合法合規；充分應對市場化交易、分時電價等交易模式帶來的考驗，做好項目綜合電價預測分析；合理控制項目造價，提升項目經濟性，提高抗風險能力。
原文：《國電電力上半年營收凈利潤雙降 擬分紅17.84億元》，中國經營報，張英英 吳可仲
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