国电电力2026年中报管理层讨论与分析：电量增长对冲电价下行，市场化转型与成本压力交织

战略主题演变：从"降本控价"转向"量价博弈"

2025年年报中，管理层将核心战略基调定为"经营质效向稳向好"，核心关键词围绕"降本增效"和"结构优化"展开。彼时公司受益于燃料成本大幅下降（入炉标煤单价同比降10.53%），归母扣非净利润实现45.23%的同比增长。

进入2026年上半年，管理层对宏观环境的定性发生了明显变化。在2026年中报中，管理层指出"面对市场波动加剧、电力系统转型深化的经营环境"，核心战略基调调整为"稳中求进、向新图强"。2026年上半年的关键词切换为"量价博弈"——一方面发电量同比+6.25%实现增长，另一方面平均上网电价同比-16.40元/兆瓦时，燃料成本由降转升（入炉标煤单价同比+5.36元/吨），归母净利润同比-18.25%。

业务结构变化：水电与新能源装机提速，火电仍为利润基石

装机结构持续优化，非化石能源占比提升。 截至2025年末，公司控股装机容量12678.86万千瓦，非化石能源占比35.11%。2026年上半年内新增装机350.26万千瓦，其中水电增加172万千瓦（双江口、金川等机组集中投产），新能源增加103.26万千瓦，截至2026年6月末控股装机达13029.12万千瓦，非化石能源占比升至36.28%。权益装机口径下，非化石能源占比已达50.72%，首次突破半数。

各板块利润贡献出现分化。 2025年全年火电板块归母净利润44.00亿元，占比61.44%；水电板块16.27亿元，占比22.72%；风电及光伏板块15.62亿元，占比21.81%。2026年上半年，火电板块归母净利润38.45亿元（含少数股东影响后归母约16.66亿元），水电14.49亿元（归母约10.81亿元），风电及光伏8.08亿元（归母约6.20亿元）。

值得关注的是水电板块的增量贡献。2026年上半年水电板块归母净利润10.81亿元，而2025年全年水电归母净利润为16.27亿元，水电在汛期和来水改善推动下表现突出。大渡河流域双江口、金川等水电机组集中投产（上半年新增172万千瓦），水电板块正成为公司新的增长引擎。

新能源板块盈利承压。 2026年上半年风电发电量同比-9.77%，光伏发电量同比+8.93%，但风电利用小时同比下降162小时至965小时，光伏利用小时同比下降29小时至577小时。新能源全面入市（136号文）背景下，电价下行与利用小时下降的双重压力已经开始显现。

关键措施执行情况：从"规划"到"落地"的进展评估

2025年年报中提出的2026年经营计划与2026年上半年实际执行对比：

降本增效措施执行情况： 2026年上半年管理费用同比-12.69%，延续了2025年全年管理费用同比-8.60%的下降趋势，显示出公司持续的成本管控力度。但营业成本同比+4.27%，主要受发电量增加和燃料单价上涨双重影响。

核心能力建设：强化一体化优势，科技创新有突破

研发投入： 2025年全年研发投入合计10.09亿元，占营收比例0.59%，研发人员6545人，占总人数18.49%。2026年上半年科技项目支出1.87亿元。

科技创新成果： 2026年上半年，廊坊热电二期项目4号机组应用的世界首例耦合烟气熔盐储热锅炉实现一次点火成功；国内首台千吨级实烟气碳捕集试验系统通过72小时试运；智能发电技术、数字化转型关键技术研究等项目鉴定为国际领先。这些成果表明公司在火电清洁低碳转型和CCUS领域的技术壁垒正在形成。

"煤电路港航"一体化协同优势持续强化。 2026年上半年长协煤采购占比达99%（2025年全年为97.73%），在煤炭市场上行周期中，这一优势成为公司火电成本管控的核心保障。公司作为国家能源集团常规能源整合平台，持续受益于控股股东的资源禀赋与产业协同。

财务表现与经营质量：增收不增利，现金流承压

利润表趋势：

2026年上半年呈现"增收不增利"特征：电量增长（+6.25%）带动收入增长1.77%，但电价下行（-16.40元/兆瓦时）和燃料成本上升（入炉标煤单价同比+5.36元/吨）共同侵蚀利润空间。投资收益同比-47.53%（上期有处置子公司收益），进一步压低了利润水平。

现金流趋紧： 2026年上半年经营活动现金流净额205.17亿元，同比-21.02%，主要系燃料成本上升导致燃料支出增加。投资活动现金流净额-159.15亿元，同比改善31.34%（购建长期资产投资较上年同期下降）。筹资活动现金流净额-60.84亿元，同比-433.80%，主因偿还债务增加。

资产负债状况： 截至2026年6月末，总资产5244.48亿元，较2025年末+0.83%；归属于上市公司股东的净资产602.49亿元，较2025年末+1.31%。在建工程余额624.23亿元，较2025年末-23.72%，反映在建工程转固加速。

风险认知的演进：市场化风险排序上升

对比2025年年报和2026年中报的风险披露，管理层对风险的判断出现了结构性变化：

煤电运行风险在两份报告中均排在首位，但2026年中报新增了"平衡保供责任与低碳转型需求难度增大"的表述，反映出在"十五五"开局之年，煤电从主力电源向调节型电源转型的压力进一步加大。

电力市场风险在2026年中报中被单独列示并提升至第三位。2026年中报明确指出"核心竞争力正从'发电量规模'转向'市场化运营能力'"。2026年是全国统一电力市场加速成型的关键之年，国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》首次提出"电源全面市场化"，这一政策变化被管理层视为对发电企业"全方位、深层次影响"的关键变量。

新能源发展风险方面，2026年中报新增了"电量全面入市导致电价波动、优质土地和资源日趋紧张"的判断，表明新能源板块的盈利压力已经从预期变为现实。

煤炭市场风险的判断发生了变化：2025年年报预计"煤炭供需整体稳定"，而2026年上半年实际运行呈现"供给持续收缩、价格震荡上行"态势，管理层在2026年中报中判断"下半年煤价或呈小幅震荡运行"。

综合结论

国电电力2026年上半年经营呈现清晰的结构性特征：发电量和装机规模持续增长，但电价下行和燃料成本回升构成双重压力，导致"增收不增利"。战略重心正从"降本控价"的存量优化阶段，切换至"增量博弈与市场化转型"并行的新阶段。

水电板块因大渡河流域机组集中投产，正成为公司重要的增量利润来源，这是2026年上半年较2025年的明显变化。新能源板块受全面入市政策影响，盈利压力开始显现，管理层已在开发策略上强调"算赢再投"和"四关"把控。火电板块受益于长协煤占比提升至99%，在燃料成本上行的背景下展现出较强的成本管控韧性。

2026年下半年，公司面临的关键变量包括：水电来水情况及新机组贡献、新能源项目投产进度能否完成全年677.27万千瓦目标、煤价走势及市场化电价进一步下行空间。全国统一电力市场加速成型的大背景下，公司的市场化运营能力将成为决定其盈利质量的核心变量。

郑重声明：相关内容不构成任何投资建议，股市有风险，投资需谨慎。

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