8月18日，国电电力（600795.SH）发布2025年上半年“成绩单”。报告期内，国电电力实现营业收入776.55亿元，同比下降9.52%；归属于上市公司股东的净利润为36.87亿元，同比下降45.11%；但归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润（以下简称“扣非净利润”）达到34.10亿元，同比增长56.12%。

　　国电电力方面表示，营业收入下降主要系售电单价同比下降，扣非净利润增长则主要源于上年同期转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司（以下简称“国电建投”）产生非经常性损益增加。

　　业内人士告诉《中国经营报》记者，今年以来，大多数发电集团整体利润仍保持增长，个别企业收入降低但变化幅度不大，行业业绩相对稳定。不过，记者注意到，电力供需转向宽松，电力市场化改革加速推进，国电电力的发电业务也面临量价下行的压力。

　　计划分红17.84亿元

　　国电电力是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电等领域。截至2025年6月末，公司资产总额达5104.41亿元。

　　2025年上半年，国电电力的利润变动与2024年同期投资收益带来的高基数效应密切相关。

　　国电电力方面指出，上半年归属于上市公司股东的净利润同比下降45.11%，是由于上期转让国电建投产生投资收益等，本期无此类收益。而同样考虑上年转让国电建投影响，公司扣非净利润实现34.10亿元，同比增长56.12%。

　　记者注意到，国电建投成立于2005年11月，原为国电电力及河北建设投资集团有限责任公司各持50%股权的合资企业。2024年4月，国电电力决定向国家能源集团非公开协议转让国电建投50%股权，交易作价67.39亿元，并于当年6月30日完成股权交割。

　　若不考虑这笔交易，2025年上半年国电电力火电、水电、风电及光伏板块的归母净利润分别为19.67 亿元、8.83 亿元、11.20 亿元，较2024年同期分别减少0.28亿元、增加9.09亿元、减少0.79亿元。

　　九州能源董事长张传名向记者表示，今年以来，大多数发电集团的总体利润保持增长，主要有几个原因：一是煤炭价格持续走低；二是电力现货价格较低，考虑大部分电量以年度长协销售，现货价格影响有限；三是容量电价增加了收入。同时，有部分企业收入同比下滑，但变化幅度不大，行业业绩相对稳定。

　　值得注意的是，国电电力在发布业绩报告的同时，还发布了未来三年现金分红规划。

　　按照国电电力发布的2025~2027年现金分红规划，每年以现金方式分配的利润原则上不低于当年归属于上市公司股东净利润的60%，且每股派发现金红利不低于0.22元（含税）。2025年上半年，公司拟每股派发现金红利0.10元（含税），预计分红金额17.84亿元，占公司上半年合并报表实现归属于上市公司股东净利润的48.38%。

　　盘古智库高级研究员江瀚向记者表示，高比例分红是企业现金流充裕、经营稳健的信号传递，有助于增强投资者信心。此外，高比例分红还体现了国电电力治理结构优化与股东利益最大化导向，表明其治理层高度重视股东回报。

　　管控火电燃料成本

　　火电板块作为国电电力营收主力，2024年贡献了八成以上的收入。

　　国电电力的火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。此外，其拥有60万千瓦及以上煤电机组72台，占煤电装机容量的71.88%；100万千瓦及以上煤电机组23台，占煤电装机容量的30.96%。

　　近年来，随着我国加快构建新型电力系统，新能源占比逐步提升，煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，火电发展空间难免受到挤压。并且电力供需转向宽松，电力市场化加速推进，火电企业量价压力增大。

　　记者梳理财报发现，2025年上半年，国电电力累计完成发电量2060.26亿千瓦时，较上年同期下降3.61%。其中，火电上网电量为1518.40亿千瓦时，同比下降7.51%。从电价上看，国电电力的平均上网电价为409.7元/兆瓦时，同比降低6.72%；煤电（火电的主要板块）的平均上网电价为428.75元/兆瓦时，同比下降6.97%。

　　面对量价双降，国电电力加强燃料成本管控。上半年公司共采购原煤8097万吨，其中长协煤总量7858万吨，占比97.05%；入炉标煤量4972.60万吨，入炉综合标煤单价831.48元/吨，同比下降87.46元/吨，降幅9.52%。

　　国电电力方面表示，公司扎实做好燃料保供控价，主动开展与外部长协供应商谈判，按照市场价格适时调降煤价。充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，开展精细配煤掺烧。抓好全流程对标管理，全面提升燃料管理水平。

　　此外，国电电力还积极推进火电转型，通过“三改联动”，提升机组调峰能力，实现20%深调能力覆盖更多机组，从而获取较高电量和容量电价收入，并增加调频、AGC等辅助服务收入。

　　上海钢联煤焦事业部动力煤分析师韩雅娟告诉记者，在火电企业成本结构中，燃料成本占比高达60%~70%。2025年上半年，动力煤市场呈现供强需弱格局，动力煤价格不断下滑，降至近五年以来低位。其中，环渤海5500大卡动力煤现货均价同比下降22.94%，显著降低了火电企业燃料成本，短期利润改善明确。

　　“下半年，动力煤市场将在政策调控与需求季节性回暖的博弈中震荡运行，价格中枢较上半年上移但波幅收窄，火电企业短期受益于成本下降，但长期需应对能源结构转型挑战。”韩雅娟说道。

　　新能源开发进入调整期

　　作为重要的利润贡献板块，国电电力的新能源发电业务实现了跨越式发展，但近两年也逐渐进入调整期。

　　财报显示，2021年至2024年，国电电力新能源（风电和光伏）控股装机规模新增分别为89.34万千瓦、315.29万千瓦、724.57 万千瓦和428.53万千瓦。

　　2025年上半年，国电电力新增新能源控股装机645.16 万千瓦，其中风电32.93万千瓦，光伏612.23万千瓦。不过，记者注意到，尽管新增装机同比出现“小高峰”，但国电电力在上半年的新能源资源量为353.48万千瓦，完成核准或备案新能源容量为377.39万千瓦，这两个数据相比2024年同期分别下降58.04%和43.65%。

　　这是否意味着国电电力对新能源发电项目的开发策略发生变化？对此，截至发稿，国电电力未向记者作出回应。

　　国电电力方面在半年报中指出，近年来，新能源装机规模快速提升，优质项目资源日益稀缺，电网消纳能力不足、新能源项目用地需求日益增长、生态保护要求提高等因素增加新能源项目开发难度。“136号文”（即《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）发布后，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价不确定性带来项目收益风险。

　　“136号文”以2025年6月1日为节点，对新能源存量项目和增量项目分类施策，并提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。

　　在此背景下，2025年6月1日前新能源项目出现“抢装潮”，使得装机规模大增。上半年，太阳能发电新增2.12亿千瓦，风电新增5139万千瓦，分别同比增长107.84%和98.88%。然而，6月1日后的新能源发电市场（特别是光伏市场）需求表现相对疲软，其中光伏6月新增装机规模仅为14GW左右，呈现断崖式下滑。

　　张传名此前在接受记者采访时指出，推动新建新能源项目参与市场化交易，必将导致电价的不确定性，从而带来收益不确定性，央企由此采取更加审慎的投资策略。

　　国电电力方面表示，新能源全面入市后，机制电价虽然能够对新能源收益形成托底，但保障水平仍存在不确定性，电价呈下行趋势，市场竞争日益加剧。

　　申银万国分析认为，受新能源平价项目占比提升及市场化比例提升影响，国电电力2025年上半年风电、光伏上网电价为450.10元/兆瓦时和329.84元/兆瓦时，同比下降6.0%及21.8%。

　　国电电力方面表示，将坚持规模质量并重发展新能源，严格履行投资机会研究、立项、投资决策各阶段流程，确保项目合法合规；充分应对市场化交易、分时电价等交易模式带来的考验，做好项目综合电价预测分析；合理控制项目造价，提升项目经济性，提高抗风险能力。