国投电力（600886.SS）首次覆盖深度研究

分析基准日：2026-08-28；股价 13.64 元；市值 1,091.81 亿元；总股本 80.04 亿股 报告类型：首次完整公司研究；面向普通投资者的可读性研报

一、一页摘要：被低估的雅砻江"控股+多电源"组合

国投电力是 A+H 上市的大型清洁能源控股平台，2025 年控股装机 4,689.56 万千瓦、清洁能源占比 72.12%；公司利润的 64.9% 来自持股 52% 的雅砻江水电——国内第三大水电基地、已投产 1,920 万千瓦、远期可开发 3,000 万千瓦。这是一家由"雅砻江稀缺资源锚 + 沿海百万千瓦大机组火电 + 全国化新能源"三层结构组合的公司，盈利主引擎是水电。

核心判断：当前股价 13.64 元（2026-08-28 收盘价）对应 2025 年报口径 PE 14.8×（基于 2025 归母 73.93 亿、股本 80.04 亿股），PB 1.65×（基于 2026/8/28 收盘价与 2026H1 末每股净资产的实时口径；2025 末口径 PB 为 1.50×）。相对长江电力 PE 19.02× / PB 3.01× 折价 17.6% / 45.2%，但扣除合理折价（控股 -30%、多元化 -10%、治理 +5%、远期增长 +10% = 净折价 25%）后仍有约 20 个百分点的 PB 修复空间。综合 SOTP（50%）+ DCF（25%）+ Comps（20%）+ DDM（5%）四方法，给予目标价 15.5 元，潜在涨幅 14%。判断：股价低估但空间有限，估值已部分反映雅砻江稀缺性。

上行的钥匙集中在 2026 下半年三个可证伪信号：（1）2026/7 雅砻江锦屏一级入库流量同比 +41% 在 Q3-Q4 持续兑现；（2）2026/1/30 落地的煤电容量电价新政（114 号文）在 2026 年报中体现为火电盈利韧性；（3）2026/7 公告立项的牙根二级水电站（240 万千瓦）取得国家发改委核准批复。下行的担忧：（1）2026H1 来水 -20% 若 H2 不反转；（2）2026 资本开支 317 亿元历史峰值 + 煤价 H2 不回落；（3）2027 分红率难维持 55%。

最重要的三个数字 + 一个目标价：

• 雅砻江 2025 归母 47.96 亿元，占公司合并归母 64.9%；
• 当前 PB 1.65 vs 长江电力 3.01，折价 45%；
• 2026H1 来水 -20% vs 7 月入库流量 +41%；
• 目标价 15.5 元。

二、公司画像：雅砻江是绝对锚的"水火风光"组合

国投电力最值得理解的一件事是：尽管公司有水电、火电、新能源、储能四大电源，且各板块看起来均衡，但利润并不"均衡"——雅砻江水电一家贡献了 2025 年归母净利润的 64.9%（47.96/73.93 亿元）。这意味着，理解国投电力的关键在于理解雅砻江，理解雅砻江之外的"水火风光"组合则是在理解"如何在水电稀缺性之外构建防御性"。

2.1 业务结构与控股装机

截至 2026/6/30，公司控股装机 4,766.06 万千瓦，清洁能源占比 72.57%，结构如下1：

• 水电 2,130.45 万千瓦（44.70%）：包括雅砻江流域 1,920 万千瓦（国投 52%、川投 48%）和国投大朝山（云南澜沧江）、国投小三峡（甘肃）等其他水电站。
• 火电 1,307.48 万千瓦（27.43%）：以沿海百万千瓦大机组为主（占火电装机 60.76%–61.35%），分布在天津北疆、广西钦州、福建湄洲湾/华夏电力、贵州盘江等。
• 风电 420.53 万千瓦 + 光伏 838.94 万千瓦 + 储能 68.66 万千瓦：合计 1,328.13 万千瓦（27.87%），全国化布局，西北/雅砻江流域/沿海均有。

2026 上半年装机净增 76.50 万千瓦，全部来自风光（风电 +6.50 万、光伏 +70.00 万），水电与火电装机未变。这意味着公司从"建设期推动"过渡到了"存量水电 + 火电 + 增量风光"的结构阶段。

2.2 雅砻江水电：为什么是绝对锚

雅砻江干流（四川境内呷依寺以下）水电可开发装机约 3,000 万千瓦，位列中国十三大水电基地第三；公司"经国家发改委、国家能源局授权明确统一负责雅砻江干流水能资源的开发"2。这种法定独家开发权是国投电力的水电业务与同业最大的区别。

雅砻江的护城河可以归纳为"四重唯一"：

1. 资源端唯一：法定独家开发权，无竞争对手。长江电力的 6 座梯级由三峡集团一家持有但属央企集团内部资产注入；华能水电开发澜沧江但跨多省份协调成本高。
2. 梯级联合调度最完整：形成"两河口（多年调节水库）+ 锦屏一级（年调节）+ 锦屏二级 + 官地 + 二滩 + 桐子林"完整梯级体系；2025/12 公司将二滩水电站资产重组至雅砻江（四川）新能源3，实现全流域统一管理。
3. 外送通道锁定：锦官送江苏、雅中直流送江西两条国家级直流由国投电力参股或参与；2026Q2 锦官送江苏电价"随江苏市场年度交易电价变化"，意味着公司水电可同时享受四川本地消纳与江苏/江西市场化电价。
4. 单一公司治理：雅砻江水电是国投 52% + 川投 48% 的两人合资公司，没有多元化股东纠纷。川投能源几乎完全以雅砻江 48% 股权为投资标的（2025 川投 90% 以上归母净利来自雅砻江投资收益4），两个股东利益高度一致，是"协调成本最低"的具体含义。

2.3 与同业的水电定位

把国投电力放到 A 股水电公司的坐标系里看：

来源：5、4

判断：雅砻江护城河深度仅次于长江干流，核心差异不在"装机能做多大"而在"治理能多稳"。长江电力是国投电力的"上限对标"，川投能源是"纯财务版"——川投 2025 营收仅 16.68 亿但归母 47.54 亿，本身就是雅砻江护城河的"镜像证明"。

三、业务结构与护城河：水火风光各讲一个故事

3.1 水电：稀缺资源 + 调节性能

水电业务是公司利润的"压舱石"。2025 年水电收入 258.63 亿元（占公司营收 48.79%）、毛利率 62.7%（同比 +2.94pct），单业务毛利占比超过 70%。这一毛利率水平在 A 股电力公司中仅次于纯水电公司长江电力和华能水电，且显著高于火电（20.7%）和新能源（29.3%-42.3%）。

水电业务的核心竞争力是两河口+锦屏一级+二滩三大调节水库形成的"多年-年-日"完整调节能力，总库容 249 亿立方米、调节库容 148 亿立方米6。这意味着即使来水波动较大，发电量也能保持相对稳定。2025 年雅砻江流域来水仅约多年均值的 80%，但水电板块仍能实现归母 +11.59%，印证了调节性能带来的"以价补量"和"以成本对冲"能力。

3.2 火电：114 号文重塑盈利模型

国投电力火电板块的特点是"沿海百万千瓦大机组"。2025 火电装机 1,307.48 万千瓦（含垃圾发电），百万千瓦级机组占控股火电 60.76%–61.35%5，分布在天津（北疆 418.5 万）、广西（钦州）、福建（华夏+湄洲湾）、贵州（盘江）等沿海经济发达地区。

2025 火电板块整体表现亮眼：板块收入 176.89 亿元（同比 -18.76%），但成本下降 25.41%，毛利率从 14% 跃升至 20.7%（+6.7pct），六座主要火电厂 2025 归母净利合计 11.93 亿元（同比 +38.1%）。但 2026H1 已经出现反向变化：五大主力火电厂净利合计 7.19 亿元（同比 -11.2%），钦州/湄洲湾因煤价上涨分别下降 1.8 亿/1.0 亿4。

真正决定火电板块未来盈利能力的是 2026/1/30 落地的 114 号文《关于完善发电侧容量电价机制的通知》：煤电容量电价回收固定成本比例由现行的 30% 左右提升至不低于 50%，省级可结合实际进一步提高；对气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能首次建立容量电价机制4。这意味着国投电力 60% 以上的大机组在容量电价新政下"容量费+辅助服务"收入可显著对冲利用小时下行风险——火电盈利模型从"利用小时驱动"切换为"容量费+辅助服务+电能量"三段式。

用通俗的话讲：以前火电厂主要靠多发电赚钱；以后即使少发电，也能因为提供"系统备用"和"调节服务"而获得稳定的容量电费。这对大机组更友好，因为大机组的备用成本更低、调节性能更好。

3.3 新能源：优中选优的差异化策略

新能源"优中选优"是公司公开明确的战略选择3。这与长江电力"风光并重"、华能水电"水电+新能源跨越式增长"形成明显差异。具体含义是：（1）聚焦优势区域（沿海、新疆、云南等）；（2）严守投资经济性底线；（3）主动放慢投资节奏；（4）全生命周期管控。

但"优中选优"的代价是短期承压：2026H1 新能源收入 -5.0%、净利 -23.1%、上网电价 -3.6 分/千瓦时（-8.3%）4。这是行业级别趋势——2024 年公司光伏平均上网电价 0.505 元/kWh（同比 -24.06%），平价项目+市场化交易+峰谷分时电价共同压价。

国投电力的优势在于依托雅砻江水电+送出通道形成"水风光一体化"消纳（柯拉光伏等已投运），但短中期光伏平价+现货市场仍将使新能源板块 ROE 处于下行通道。这是一个"规模优势 vs 效益优势"的实证选择，结果需要更长周期验证。

3.4 同业对比表

核心判断：国投电力的相对位置是"国内第二大水电平台 + 第一梯队的多电源组合"——水电规模约为长电的 1/4，但多电源组合让其抗周期能力优于纯水电的川投。这是估值定价的"上限"：不应低于川投的 16.20×PE；"下限"：不应低于华能水电折价 27% 的水平。

四、经营变化：2025 关键拐点 + 2026H1 现状

4.1 2025 关键拐点：营收降、利润升的反常组合

2025 年是国投电力经营上一个看似反常的年份——营业收入 530.14 亿元（同比 -8.31%），但归母净利润 73.93 亿元（同比 +11.30%）。收入降、利润升是哪里来的？

这是"成本红利"的一次性贡献，而非收入端改善。具体拆解如下5：

1. 煤价下行 + 火电成本 -25.41%：火电板块成本下降约 47.78 亿元，是毛利端改善的最大贡献者。2024 年秦皇岛 Q5500 平仓价同比 -11.43%，2025Q1 进一步同比 -19.91%6。
2. 财务费用 -21.25%（-7.25 亿元）：管理层通过贷款利率调降、贷款置换、提前还款实现（2025 业绩说明会 Q13 确认）3。财务费用绝对额从 2021 年的 42.9 亿降至 2025 年的 26.87 亿。
3. 所得税 -22.39%（-8.24 亿元）：雅砻江水电 2024 年存在补缴税费的高基数效应，2025 恢复正常水平。
4. 雅砻江净利 +11.59%：来水偏枯背景下靠成本费用管控 + 财务费减 + 税费减抵消收入下滑。
5. 经营性负面：管理费用 +7.30%、投资收益 -10.50%（国投财务转亏+江西赣能/铜山华润利润下滑）。

关键判断：2025 利润增长本质上是"成本红利"（煤价 + 财务费 + 税费基数）的一次性贡献。可持续性需要在 2026-2028 观察三个变量：（a）煤价走向；（b）财务费用压降空间是否已释放完毕；（c）2026H1 业绩是否已开始验证。财务费用率从 9.83%（2021）已降至 4.52%（2026H1），相对收入端的压降已近极限。

4.2 2026H1 现状：压力已部分显现

2026 上半年经营情况印证了上述判断的可逆性1：

• 营收 238.86 亿元（-7.05%）：连续第二个半年期下降。
• 归母 35.35 亿元（-6.83%）：同比转负。
• 毛利率 39.05%（同比 -2.69pct）：营收降、但成本只降 2.76%，核心是 H1 燃煤采购价格同比上涨。
• 财务费用 10.79 亿元（-21.42%）：H1 节支 2.94 亿元，验证利率调降逻辑仍有空间。
• OCF 109.49 亿元（-22.33%）：降幅大于利润降幅，反映现金流压力。

Q2 单季压力进一步放大：2026Q2 营收 113.72 亿元（-9.57%）、归母 14.17 亿元（-17.42%）、毛利率 32.46%（同比 -7.31pct）7。原因在于 Q2 雅砻江发电量同比 -31.87%（汛期前低基数）+ Q2 燃煤价格相对偏高。

关键判断：2026H1 已经验证了 2025 年"成本红利"的不可持续性。全年能否达到国金预测的 78.4 亿元（+5.98%），取决于 H2 雅砻江汛期改善 + 煤价企稳 + 财务费用持续压降。2026/7 锦屏一级入库流量同比 +41% 是关键积极信号——如果这一改善在 Q3-Q4 持续兑现，2026 年全年归母有望达到 80-85 亿元（乐观情景）；反之，若 H2 来水不反转，2026 年归母可能下修至 72-75 亿元（悲观情景）。

4.3 分电源量价分化

2026H1 分电源经营数据进一步揭示了"以价补量"已经开始反向发生1：

• 水电：发电量 394.52 亿千瓦时（-17.43%），雅砻江 -20.01%；但雅砻江上网电价上涨 3.7 分/千瓦时，H1 雅砻江净利 45.6 亿元（-7.3%），大朝山受益于澜沧江来水偏丰净利 +15.2%。
• 火电：发电量 224.05 亿千瓦时（+0.66%），但五大火电厂净利合计 7.19 亿元（-11.2%），钦州 H1 净利 -0.44 亿（vs 2025 +4.47 亿）。
• 新能源：新增装机 76.5 万千瓦、发电量 +21.1%，但收入 -5.0%、净利 -23.1%、上网电价 -3.6 分/千瓦时（-8.3%）。

这就是研究主线所在的"分电源分化"：水电靠电价对冲量的下行，火电靠煤价上涨抵消增量，新能源靠"以量补价"对冲电价下行——三条对冲逻辑同时承压时，公司的盈利就会受到结构性挑战。这也是为什么国投电力利润对雅砻江依赖度（65-67%）实际在上升。

五、财务质量：成本红利不可持续，财务费用压降接近极限

5.1 2025 利润驱动拆解

2025 年财务结构的核心特征是"营收 -8.31% 但归母 +11.30%"，这种反常组合的拆解前文已经给出。一个值得强调的判断是：这种利润增长本质是"成本红利"，不是经营效率提升——煤价下行 25.41% 是行业性红利，财务费用压降 21.25% 是低利率+主动负债管理的结果，税费基数效应是不可重复的一次性事件。

这意味着 2025 年的高增长不可能在 2026-2027 年重复。判断公司未来盈利质量，需要看三个"真实"的驱动：

• 雅砻江发电量恢复斜率：2025 来水仅 80% 多年均值，2026H1 进一步偏枯 -20.01%，2026/7 锦屏一级入库流量 +41% 提示 H2 修复。
• 煤价走势：2025 同比下行 → 2026H1 同比上涨的"剪刀差"是 H1 利润承压的主因。H2 若回落，火电利润降幅收窄；若维持上行，火电利润承压加剧。
• 资本开支节奏：2026 计划 317 亿元创历史峰值，决定 2027-2028 利润释放节奏。

5.2 财务费用压降：仍有空间但边际衰减

财务费用压降是 2023-2026 年利润韧性的重要支撑。趋势上看4：

• 2021 年 42.9 亿元 → 2025 年 26.87 亿元（-37%），H1 持续 -21.42% 同比。
• 财务费用率从 9.83%（2021）→ 5.07%（2025）→ 4.52%（2026H1）。
• EBIT 利息保障倍数从 6.7×（2025）→ 7.5×（2026E）。

三个驱动：（1）利率调降——公司在国投财务、融实国际两家关联金融机构的贷款利率均有下调区间；（2）贷款置换——用低成本贷款置换高成本存量贷款，2026/3 融实国际贷款上限从 150 亿提升至 200 亿；（3）提前还款——压降高息债务本金3。

判断：H1 持续 -21.42% 同比验证财务费用压降仍有空间，但边际贡献将快速衰减。2026 资本开支 317 亿元意味着有息负债规模将持续上升（2026H1 长期借款 1,161.57 亿、短期借款 211.42 亿），财务费用绝对额下行空间有限。未来更可能呈现"绝对额缓慢下行 + 财务费用率稳定"的形态。

5.3 资本配置：高分红 + 高资本开支 + 中度杠杆

2025 年末公司资本配置有三个关键数字5：

• 2025 OCF 315.70 亿元：同比 +28.03%，远高于净利润（OCF/归母倍数 4.27×），重资产+长折旧的现金流特征明显。
• 2025 CapEx 214.38 亿元：同比略减，但 2026 计划提升至 317 亿元（基建 244.5 + 股权 72.7）3。
• 2025 现金分红 40.67 亿元：分红率 55%，每股股利 0.5081 元，股息率约 3.7%。

这三者合计支出（317+40.67=357.67 亿元）已经接近甚至超过 OCF。这意味着 2026 年公司将不得不通过新增债务或定增等方式补充资金。

资产负债率：2025 末 60.52%（-2.7pct，定增募资 70 亿 + 利润留存）；2026/6/30 回升至 61.26%（+0.74pct）1。

判断：高分红 + 高资本开支 + 中度杠杆当前可平衡，但缓冲空间收窄。2024-2026 股东回报规划到期后，若资本开支未减，分红率可能难以维持 55% 水平（除非净利润持续增长）。这是估值的关键下行风险——如果 2027 中期分红方案低于 55%，市场对"耐心资本"逻辑的信任会迅速瓦解。

六、行业与政策：114 号文重塑火电，水电进入"存量精细化"阶段

6.1 中国电力行业：低增速、高装机、电量结构再分配

理解国投电力的行业环境，需要先理解三个结构性变化：

第一，需求进入"中速+结构升级"阶段。2024 全社会用电量 9.85 万亿千瓦时（+6.8%），2025 年 10.37 万亿千瓦时（+5.0%），2026H1 进一步达 5.10 万亿千瓦时（+5.3%）1。分产业看，第三产业（+8.0%）和服务业贡献度持续高于工业（+5.1%），这是经济结构转型的折射。

第二，装机快速扩张，结构加速清洁化。截至 2026/6/30，全国全口径装机 40.4 亿千瓦，其中非化石装机 25.2 亿千瓦（占比 62.4%）。2024 年新增装机 4.3 亿千瓦，风光合计占 82.6%；2025 年新增 5.5 亿千瓦，风光占 80% 以上。这意味着每年净增 2-3 亿千瓦新能源装机。

第三，2026H1 出现历史性拐点：非化石电量占总发电量 44.5%，煤电降至 49.7%。火电受清洁能源挤压、风电因风资源偏弱均出现负增长（-1.9%），太阳能延续高增（+12.3%），水电因汛期来水改善实现恢复性增长（+9.3%）1。

核心判断：行业进入"低增速、高装机、电量结构再分配"阶段。火电从主力电源转为调节性电源，水电以"零边际成本+调节性能"成为系统稀缺资源。这一转变对国投电力以水电为主的资产结构形成长期正面定价——水电的资源稀缺性、调节性能、低边际成本在新格局下越来越值钱。

6.2 水电子行业：来水模型 + 电价机制

资源禀赋：雅砻江可开发水电约 3,000 万千瓦，位列中国十三大水电基地第三，截至 2026H1 已投产 1,920 万千瓦，核准及在建 372 万千瓦；待开发资源包括卡拉/孟底沟（342 万千瓦，预计 2029-2030 投产）、牙根一级（已核准）、牙根二级（2026/7/20 公告开建）、愣古及上游 10 座电站前期规划合计 738 万千瓦1。

调节性能：雅砻江流域"两河口-锦屏一级-二滩"三库联调使年际波动小于一般流域，是 A 股水电中调节性能最优的资产之一。

电价机制：2014 年投产的锦屏一级等电站仍执行"成本+合理收益"为主的标杆电价或协商定价；增量机组与跨省外送电进入中长期/现货市场后，价格弹性显著放大。雅砻江水电平均上网电价历史路径为 0.255/0.272/0.300/0.291/0.300/0.299/0.319 元/千瓦时（2020–2026H1 区间），呈"丰水期承压、枯水期修复"波动4。

来水模型：雅砻江流域来水受厄尔尼诺/拉尼娜影响呈"两年丰、一年枯"周期。2023H1 偏丰、2024H1 偏丰、2025H1 偏丰、2026H1 反转偏枯（-20.01%）；2026 年 7 月雅砻江锦屏一级入库流量同比 +41%，汛期改善信号已出现4。

判断：水电行业进入"存量精细化运营+少量优质增量"阶段，优质大水电资产呈现类债券+成长性双重属性。2026 年汛期来水改善+雅砻江电价结构性上行（同比+3.7 分）+牙根二级开建，决定了 2026-2028 年水电业绩弹性优于火电。

6.3 火电子行业：114 号文容量电价改革

2026/1/30 发改委、能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），核心条款4：

• 煤电容量电价回收固定成本比例由现行的 30% 左右提升至不低于 50%；
• 省级可结合实际进一步提高；
• 对气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能首次建立容量电价机制。

对国投电力的影响：2025 年公司火电控股装机 1,307.48 万千瓦，火电百万千瓦级机组占控股火电装机的 60.76%–61.35%，高效大机组在容量电价新机制下"容量费+辅助服务"收入可显著对冲利用小时下行风险8。这是行业级别的永久性现金流改善，不是周期性政策。

煤价方面，2024 年秦皇岛 Q5500 平仓价同比 -11.43%；2025Q1 同比 -19.91%；2026H1 煤价因地缘政治、安全事故、极端天气震荡上行，公司在 2026 年报中明确"燃料价格波动风险……2026 年煤炭市场供给端不确定性增强"1。

判断：火电由"基础保障性电源"转为"支撑调节性电源"的政策定位已经清晰。114 号文出台后，煤电盈利模型从"利用小时驱动"切换为"容量费+辅助服务+电能量"三段式。短期煤价震荡构成 2026H1 业绩扰动，但容量电价提升属于行业级别永久性现金流改善。

6.4 资本市场：低利率 + 高股息风格

国投电力当前 PB 1.65、PE 15.68×，相对长江电力 PB 3.01、PE 19.02× 折价显著。但市场环境正在发生三个变化：

• 央国企市值管理诉求 + 耐心资本入市：2026/7/19 控股股东国投集团启动 1.5 亿元增持计划，2024/9 社保基金 70 亿定增绑定 36 个月。
• 低利率环境：SHIBOR 隔夜 1.339%、1 周 1.387%，处于历史低位9。低利率提升高股息、稳定现金流资产的相对吸引力。
• 电力公用事业估值修复：长电 2026-2030 分红率不低于 70%，国投 55% 仍有提升空间。

判断：国投电力 PB 1.65 vs 长电 3.01 的折价，主要由（a）公司控股折价（vs 长电直接 100%）、（b）资产多元化（火电/新能源拖累）、（c）短期来水与煤价承压共同造成。扣除合理折价 25% 后，仍有约 20 个百分点的 PB 修复空间（注：PE 17.6% 折价已基本反映合理水平，PB 45% 折价仍有修复空间——两者口径不同）。

七、增长路径：雅砻江"水风光一体化"的中长期价值

7.1 雅砻江装机扩张路径

雅砻江流域装机增长曲线呈现"前慢后快"的特征2：

2026/7/20 牙根二级开建是重大事件：投资 333.94 亿元（资本金 66.79 亿元）、4 台 60 万千瓦混流式机组、建设期 101 个月（2035 首台）、与两河口联合运行发挥多年调节、投产后可替代燃煤 266.4 万千瓦。宁德时代参股 10% 是产业资本首次进入雅砻江水电二级子公司——这是治理结构的进一步开放。

关键判断：雅砻江的装机增长是一个"长跑"：2026-2030 年间新增 372 万千瓦（牙根一级+卡拉+孟底沟），2035-2036 再加 240 万千瓦（牙根二级），远期上游 10 座约 708 万千瓦待开发。这意味着 2026-2028 装机增速有限、电价博弈是主要变量；2029 起进入新一轮装机释放期。

7.2 "水风光一体化"的远期价值

"水风光一体化"是公司"十五五"规划的核心叙事——雅砻江流域远期规划新能源装机超 4,000 万千瓦，配合 1,920 万千瓦水电和后续水电增量，构建"水调峰+风/光发电+打捆外送"的协同模式。

但"水风光一体化"在雅砻江流域 4,000+ 万千瓦风光消纳的政策窗口与经济性尚未充分验证。具体需要观察3：

• 抽水蓄能装机建设进度（两河口混合抽蓄 120 万千瓦已纳入在建）；
• 跨省外送电量电价机制；
• 与国网/南网的协议执行；
• 攀西特高压建设进度。

判断："水风光一体化"是中长期价值锚，但短期难以兑现为利润——它的价值更多体现在"为雅砻江水电增量提供打捆外送通道、为远期新能源消纳提供保障"，是估值溢价的"看涨期权"而非"已经到手的利润"。

7.3 算电协同与海外业务

算电协同：2026 半年报明确将"算电协同"列入雅砻江流域新领域开拓方向1。这是把雅砻江水电的"绿电+低电价+稳定"特征与 AI 数据中心负荷绑定的战略尝试，但具体的合作对象与商业模式尚未披露。

海外业务：境外资产 27.83 亿元（占总资产 8.77%），主要分布在英国 Afton、Benbrack 风电项目及印尼/泰国。2026/3 Benbrack 利率掉期获批，2026H1 期末浮动盈亏 923 万元1。海外业务规模占比小但汇率、利率、政治风险均存在；公司明确"加强国别风险识别"+"谨慎布局、严控风险"的战略意图。

八、估值方法与目标价：四方法交叉验证

8.1 估值方法选择

国投电力同时具备"水电稀缺性（类债券+成长性）+ 火电盈利重塑（114 号文容量电价）+ 新能源承压（电价 -8.3%）"三段不同的定价逻辑，单一估值方法不足以覆盖。本研究采用四方法交叉验证：

核心假设：

• WACC：6.5%-7.5%（中性 7.0%）
• 永续增长率 g：1.5%-2.5%（中性 2.0%）
• 可比公司：长江电力（核心可比）、川投能源（重要可比）、华能水电（重要可比）、桂冠电力（辅助可比）

8.2 DCF 估值

按 2026E-2030E 五年期 + mid-year 折现 + 终值（g=2.0%）的 DCF 模型4：

• 预测期 FCF 折现现值：约 1,180-1,260 亿元（中性 1,220 亿）
• 终值现值：约 1,310-1,420 亿元
• 企业价值 EV：2,490-2,680 亿元（中性 2,580 亿）
• 减净债务 1,326 亿 → 股权价值 1,164-1,354 亿元（中性 1,254 亿）
• 每股价值 14.5-16.9 元（中性 15.7 元）

8.3 SOTP 估值

分部估值是国投电力的最合适方法5：

SOTP 区间表达：乐观 18.6 元、基准 16.4 元、悲观 14.3 元。

8.4 Trading Comps 横向对比

国投 vs 长电：PE 折价 17.6%，PB 折价 45.2%。折价构成：①控股折价合理 10-15%；②多元化折价合理 5-10%；③业绩波动性折价合理 5-10%。综合合理折价 20-30%，当前 PE 折价 17.6% 已基本反映（仅 PB 折价 45% 偏大，反映市场对成长性 ROE 预测不同）。

国投 vs 川投：PE 折价 3.2%、PB 折价 1.8%——折价几乎不存在。说明国投电力相对川投"完整版"折价不足。市场对国投"控股+多电源"组合的额外价值尚未充分定价，反而把火电/新能源视为拖累。

国投 vs 华能水电：PE 折价 27.1%（15.68 vs 21.50），PB 折价 35.3%（1.65 vs 2.55）。华能水电"澜沧江水电+新能源跨越式"模式，2025 净利 85.04 亿高于国投雅砻江外业务。华能水电高估值的合理性来自：①华能水电 100% 控股澜沧江（无控股折价，澜沧江是华能集团唯一水电平台），国投仅 52% 控股雅砻江；②华能水电"水风光一体化"推进速度更快、市场对其跨越式新能源成长性给予更高溢价；③华能水电业务结构更"纯"（水电+新能源、无火电拖累），市场给予纯清洁能源组合更高估值；④澜沧江流域可开发装机约 3,500 万千瓦 vs 雅砻江 3,000 万千瓦，规模略胜。国投电力的估值修复需等待"火电价值被市场重估 + 水电稀缺性被进一步认可"两个条件同时触发——这正是 114 号文容量电价改革与牙根二级开建分别在 2026-2027 年可能带来的变化。

Comps 目标价区间：以 2026E 归母 78.4 亿 × 同业平均 PE 16-18× = 15.7-17.6 元。

8.5 DDM 估值（参考）

公司分红率 55%，2026E 每股股利 0.531 元、2027E 0.557 元、2028E 0.562 元。DDM 估值（g 1.75%，Ke 7.5%）：14.8 元（区间 14.2-15.4 元）。

DDM 局限性：公司 2026 资本开支 317 亿元创历史峰值 + 牙根二级 333.94 亿启动 + 孟底沟 240 万千瓦在建，决定 2027-2028 分红能力可能承压。DDM 在资本开支峰值期不适用作主方法，仅作参考。

8.6 综合目标价

综合目标价 15.5 元，相对当前 13.64 元有 14% 修复空间。

8.7 三档情景分析

概率加权目标价：25%×18.6 + 55%×16.4 + 20%×14.3 = 16.4 元（与 SOTP 中性情景一致）。

8.8 关键变量敏感性

九、风险与可证伪信号

9.1 核心风险

1. 雅砻江来水风险（最关键）

• 2026H1 偏枯 -20.01%，全年能否逆转取决于 H2 汛期；
• 公司归母对雅砻江依赖度 65-67%，单一年份来水偏离多年均值 10pct → 公司归母 ±2-3%；
• 2025 全年来水仅 80% 多年均值已是偏枯年，2026 若连续偏枯将形成双年压力。

2. 煤价上涨风险

• 2026H1 燃煤采购价同比上涨已对火电利润形成压力（钦州 2026H1 净利 -0.44 亿 vs 2025 +4.47 亿）；
• 公司长协煤占比约 50%，另一半市场化煤在煤价上行时直接挤压盈利；
• 若 H2 煤价维持上行，火电全年净利降幅可能扩大至 -25% 以上。

3. 资本开支与分红平衡风险

• 2026 资本开支 317 亿元创历史峰值；
• 2024-2026 股东回报规划到期后，若资本开支未减，分红率可能难以维持 55%；
• 若 2027 中期分红方案低于 55%，市场对"耐心资本"逻辑的信任会迅速瓦解。

4. 新能源电价持续下行风险

• 2026H1 新能源上网电价 -3.6 分/千瓦时（-8.3%），新能源净利 -23.1%；
• 平价+市场化+现货+峰谷分时共同压价，"优中选优"策略短期内无法对冲全行业压力。

5. 在建项目延期风险

• 雅砻江孟底沟（240 万千瓦）、卡拉（102 万千瓦）+ 牙根二级（240 万千瓦）+ 多个新能源项目集中建设期；
• 若延期将影响 2027-2028 利润释放。

9.2 上行可证伪信号（业绩或估值向上突破）

1. 2026/10 三季报雅砻江发电量同比转正（上半年 -20.01% + 7 月 +41%）→ 验证 2026E 归母 78.4 亿可达；
2. 牙根二级 2026 年底前获国家发改委核准（公告明确"尚未取得"）→ 2027-2028 估值上修 5-8%；
3. 2026 年煤价 H2 回落（H1 上涨、H2 企稳）→ 火电 2026 利润降幅收窄至 -5% 以内；
4. 控股股东增持 1.5 亿元提前完成（截至 2026/8/29 进度未披露）→ 治理溢价提升；
5. 2026 中期分红方案超预期（业绩说明会"暂无特别分红"）→ 接近长电 70% 分红率。

9.3 下行可证伪信号（业绩或估值向下突破）

1. 2026H2 雅砻江发电量同比仍偏枯 < -5% → 全年归母下修至 72-75 亿；
2. 2026 煤价全年高位（H1 上涨 + H2 不回落）→ 火电全年净利 -25% 以上；
3. 资本开支 317 亿元超预期执行（追加牙根二级 + 新能源项目）→ 财务费用率反弹、DCF 下修；
4. 2027 资本开支仍 > 280 亿元 → 分红率难维持 55%、DDM 估值下修；
5. 新能源净利降幅扩大至 -30% 以上（2026H1 -23.1%）→ 新能源分部估值降至 8×。

十、投资结论：被低估的雅砻江控股平台，但空间有限

国投电力的投资逻辑可以浓缩为一句话：公司是雅砻江水电（52% 持股）的"控股+多电源组合"，合理估值应在长电与川投之间。

当前股价 13.64 元低估 14%。综合 SOTP（16.4 元 × 50%）+ DCF（15.7 元 × 25%）+ Comps（16.5 元 × 20%）+ DDM（14.8 元 × 5%）= 目标价 15.5 元。但 PB 1.65 已部分反映雅砻江稀缺性，估值修复空间有限。

判断框架：

• 基准情景（概率 55%）：2026/7 锦屏一级入库流量 +41% 在 H2 持续兑现 → 雅砻江全年发电量恢复正增长 → 2026E 归母 78.4 亿 → 股价修复至 15.5-16.4 元。
• 乐观情景（概率 25%）：来水持续改善 + 牙根二级获核准 + 煤价 H2 回落 + 容量电价充分回收 → 2026E 归母 85 亿 → 股价修复至 17.0-18.6 元。
• 悲观情景（概率 20%）：来水不反转 + 煤价全年高位 + 资本开支超预期 → 2026E 归母 72 亿 → 股价下行至 13.0-14.3 元。

上行的钥匙：（1）2026H2 雅砻江汛期改善兑现；（2）2026/7 启动的牙根二级取得国家发改委核准；（3）2026/1/30 落地的煤电容量电价新政在 2026 年报体现；（4）控股股东 1.5 亿增持 + 社保 70 亿定增锁定形成治理溢价。

下行的担忧：（1）雅砻江 H2 来水不及预期；（2）2026 资本开支 317 亿元导致财务费用压降空间收窄；（3）2027 中期分红方案低于 55%；（4）新能源净利降幅扩大。

最重要的三个数字 + 一个目标价：

• 雅砻江 2025 归母 47.96 亿元，占公司合并归母 64.9%；
• 当前 PB 1.65 vs 长江电力 3.01，折价 45%（扣除合理折价 25% 后仍有 20pct 修复空间）；
• 2026H1 来水 -20% vs 7 月入库流量 +41%（决定基准/乐观情景切换）；
• 目标价 15.5 元，潜在涨幅 14%。

给读者的下一步观察清单：

1. 2026/9-10 月：跟踪雅砻江来水数据（重点看锦屏一级入库流量）；
2. 2026/10 三季报：关注水电发电量同比变化和火电板块盈利情况；
3. 2026 年底：观察牙根二级是否取得国家发改委核准；
4. 2026 年报：观察财务费用压降是否持续、煤价是否回落；
5. 2027 中期：观察分红方案是否维持 55%。

写给长期投资者：如果你相信中国电力系统会从"煤电+新能源"转向"水电+新能源"、相信"零边际成本+调节性能"会成为系统稀缺资源、相信耐心资本会持续流入高股息稳定现金流资产，那么国投电力是一个比长电更"折价"、比川投更"完整"、比华能水电更"防御"的选择。它不会给你暴利，但会给你的组合一个"被低估的稀缺资源+稳定分红+治理改善"的底盘。

底稿完成时间：2026-08-29 13:07 CST 研究负责人：StockMind 首次完整研究 核心数据快照：