国投电力研报：来水修复难转利润，股价已略高估

图：识别研究对象国投电力；来源：sdicpower.com。

分析基准日：2026-10-30；股价 16.13 元；市值 1,291.12 亿元；总股本 80.04 亿股报告类型：完整公司研究（2026 年三季报增量更新）；面向普通投资者的可读性研报

一、一页摘要：量增利减的雅砻江组合，估值已充分定价

国投电力是 A+H 上市的大型清洁能源控股平台。截至 2026/9/30 控股装机 4,999.31 万千瓦，按"水电+光伏+风电+储能/总装机"口径清洁能源占比 69.37%（较 2025 年末 72.12% 回落约 2.75pct，因为三季度新增装机约 96% 来自火电）；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：2026 年三季报把公司的经营叙事从"来水修复驱动利润反弹"改写为"量增利减"。Q3 控股发电量 548.57 亿千瓦时（+14.55%）、雅砻江 +19.04%，但单季归母 25.36 亿元（-6.86%）；综合上网电价 -5.09%、营业成本 +10.49%（与煤炭成本增加的外部解释一致）同时发生，前三季归母 60.71 亿元（-6.84%），且非经常性损益仅 0.56 亿元——归母下滑并非主要由大额非经常性损益造成。当前股价 16.13 元（2026-10-30 收盘）对应 2026E PE 约 18.1×、PB 约 1.85×；综合 SOTP（50%）+ DCF（25%）+ Comps（20%）+ DDM（5%）四方法，基准中枢 13.06 元、概率加权目标价 12.96 元，相对现价 −19.7%（基准口径 −19.1%），三档情景区间 8.6–18.1 元。判断：股价已充分定价、甚至略显高估，估值修复空间极为有限。旧版"目标价 15.5 元、低估约 14%"的结论已被本轮推翻。

上行的钥匙需要三个条件同时兑现：（1）综合电价企稳（Q3 已 -5.09%）；（2）燃料成本回落（Q3 营业成本 +10.49%，归因待年报验证）；（3）资本开支见顶（2026 计划 317.2 亿元为历史峰值）。下行的担忧：（1）电价结构性摊薄延续、雅砻江电价若被确认同步下行；（2）若 2026 年报证实燃料成本中枢上移（当前仅为基准情景假设，验证点是年报的“火电单位成本与燃煤采购价”），且 Q3 新投产 223.83 万千瓦火电使火电占比升至 30.63%；（3）财务费用压降机制的利息收入贡献不可持续（前三季降幅约一半来自利息收入）。

最重要的三个数字 + 一个目标价：

• Q3 水电发电量 +15.68%（雅砻江 +19.04%），而归母 -6.86%；
• Q3 平均上网电价 0.317 元/千瓦时，同比 -5.09%（降 1.7 分）；
• 前三季归母 60.71 亿元（-6.84%），非经常性损益仅 0.56 亿元；
• 目标价中枢 13.06 元，概率加权 12.96 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 2026/9/30，公司控股装机 4,999.31 万千瓦，按"水电+光伏+风电+储能/总装机"口径清洁能源占比 69.37%，结构如下1：

2026 年的装机增量几乎全部来自火电：上半年净增 76.50 万千瓦（全部为风光），三季度单季新增 233.25 万千瓦中火电占 223.83 万千瓦（约 96%），来自钦州二电 4 号机（2026/08 投产）、3 号机（2026/09 投产），另有舟山燃机 2 号机组（2026/09 投产）与泰国垃圾焚烧项目（2026/08 投产）1。这意味着公司从"建设期推动"过渡到了"存量水电 + 存量火电 + 火电增量"的阶段——增量不是清洁能源增量，而是燃料成本敞口增量。垃圾发电包含在火电装机内且公告未单列，故不能据此计算广义清洁能源占比；本文统一采用 69.37% 这一"水电+光伏+风电+储能"口径，较 2025 年末旧口径 72.12% 回落约 2.75pct。

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

图：展示沿海大机组火电的资产形态；来源：sdic-mzwpc.com。

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7：

• 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）8。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。旧稿曾以国金预测的 78.4 亿元（+5.98%）为全年基准，并预计乐观情景 80-85 亿元、悲观 72-75 亿元——该判断已被 2026 年三季报推翻：前三季归母实际 60.71 亿元（-6.84%），全年 78.4 亿元需要 Q4 单季同比 +50.9%，不现实。本轮新的判断是：2026 全年归母大概率同比小幅下滑或持平，转正需要 Q4 雅砻江电量与电价同时显著改善。2026/7 锦屏一级入库流量同比 +41% 的改善信号部分兑现（Q3 雅砻江发电量 +19.04%），但没有转化为利润——这是本报告最重要的认知修正。

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7：

• 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，火电在燃料成本上行期依靠成本红利与效率改善抵消增量，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。

4.4 2026 年三季报：量全面修复，价全面承压（"量增利减"被确认）

三季度经营数据公告与三季报共同确认了一件事：2026 年 7 月以来的来水改善是真实的，但它没有带来利润。

（1）分电源量价：量在三季度全面转正

1

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三个层次必须分开读：

第一层，来水确实改善了，但改善幅度此前被 Q2 的深坑掩盖。 雅砻江 Q3 发电量 +19.04%，而 Q2 是 -31.87%、上半年累计 -20.01%。前三季累计仍为 -4.51%——上半年的枯水缺口在三季度基本补回但未补平。全年 1-9 月控股发电量仅 +0.21%，说明旧稿"全年发电量 0% 至 +5%"的假设过于乐观。

第二层，量增不等于收入增，因为电价在下滑。 Q3 上网电量 +14.56%，但平均上网电价 -5.09%，量增被价减大部分抵消。上半年雅砻江"以价补量"（电价 +3.7 分/千瓦时）在 Q3 转为反向。 必须同时说明口径：Q3 上网电量中水电占比由 67.03% 升至 67.69%（仅 +0.66pct），在如此有限的份额变动下，单靠"水电占比提升"的结构性摊薄难以独立解释 -5.09% 的降幅，同口径市场化交易电价下行很可能贡献了相当部分；但公司未披露分电源、分区域的 Q3 电价，两者无法定量拆分——这是本轮最重要的口径缺口。因此既不能断言雅砻江电价崩塌，也不能排除江苏/江西市场化交易价下行削弱水电溢价9。

第三层，利润传导在三个环节被同时截留。 Q3 收入 +7.62 亿元而毛利 -0.72 亿元（营业成本 +10.49%，高于收入 +5.12%；公司未披露分燃料成本，此处与煤炭成本增加的外部解释一致）；费用端节支约 2.10 亿元（销售/管理/研发 1.226 亿元 + 财务费用 0.877 亿元）构成主要缓冲。利润桥的机械拆解是：Q3 合并净利润 47.327 亿元（2025Q3 48.701 亿元），同比减少 1.374 亿元；少数股东损益 21.969 亿元（2025Q3 21.476 亿元），同比增加 0.493 亿元；两者共同造成归母净利润减少 1.867 亿元至 25.358 亿元。少数股东损益的增量约相当于归母降幅的 26%（占合并净利降幅的 36%）。这是机械测算值，公司未披露分主体少数股东损益明细，无法归因至雅砻江或新投产火电。 三者叠加的结果是：水电量 +15.68%、雅砻江 +19.04% 的强修复下，Q3 归母仍为 -6.86%。这是本报告最重要的一条机制性结论：来水改善对归母的弹性，已被电价、成本与少数股东分流多重截留。

（2）前三季累计主要财务指标

10

非经常性损益前三季合计仅 0.556 亿元（占归母 60.71 亿元约 0.9%），意味着 -6.84% 的归母下滑并非主要由大额非经常性损益造成。旧稿曾把 Q2 部分利润降幅归因于"一次性减值集中确认"，本轮予以撤回：前三季资产减值损失仅 -0.011 亿元、信用减值损失 -0.745 亿元，合计约 0.76 亿元，占利润总额 128.717 亿元不足 0.6%10。

（3）Q3 单季：Q2 触底、Q3 修复，但修复的是量不是利润

10 11

单季数据由前三季累计减 2026H1 累计拆出，并与服务器数据包交叉核对一致。正确表述是"Q2 触底、Q3 修复"，而不是"H1 承压、H2 反弹"——因为 H1 把全年目标压到了 Q4 一个季度上。

{"title": "单季度营业收入与归母净利润（2024Q1–2026Q3，人民币亿元）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/1ab3b1ab-27e0-4bb9-878d-009f2fa2d41d/2eb3a3aaa0ead02c/widget-2eb3a3aaa0ead02c.html"}

{"title": "单季度毛利率与净利率（2024Q1–2026Q3，%）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/1ab3b1ab-27e0-4bb9-878d-009f2fa2d41d/4ed7fd140243e841/widget-4ed7fd140243e841.html"}

（4）盈利基线下修

旧基线 2026E 78.4 / 2027E 83.8 / 2028E 86.1 亿元（国金证券 2026-04-30 与 2026-08-28 口径）已被本轮三季报证伪并作废。新基线为：

10 9

为什么全年"转正"不成立：2025Q4 归母仅 8.76 亿元（倒算）。全年打平 2025 年的 73.93 亿元，需要 Q4 单季同比 +50.9%；达到国金 10/29 点评的 76.08 亿元，需要 Q4 同比 +75.3%。Q4 持平则全年 69.47 亿元（-6.03%）。考虑到 Q3 已经是量价齐升后的高点（收入 +5.12%、水电量 +15.68%）仍归母 -6.86%，Q4 要实现 +50.9% 以上的利润增长，需要"煤价回落 + 综合电价回升 + 投资收益修复"三个条件同时成立，概率低。

与国金证券 2026-10-29 点评的差异（国金：76.08/84.06/89.51 亿元，EPS 0.950/1.050/1.118，维持"买入"）：2026 年低 4.6 亿元（-6.1%），原因是本研究在基准情景中假设"燃料成本中枢上移"（待 2026 年报燃煤采购价验证）而非仅视为季节性波动，同时把"综合电价结构性下行"当作已发生的全年性因素；2027 年低 3.6 亿元，原因是本研究对雅砻江 2027 来水按"回归多年均值"而非"显著好于均值"处理，并额外扣除钦州二电新机组完整年带来的折旧前置与煤耗偏高影响；2028 年基本一致9。需要提示的是，国金给出的 PE 16.7/15.1/14.2 倍系按其报告日股价计算，不能与本文 16.13 元（2026-10-30）混用。

{"title": "归母净利润：实际值与2026–2028年预测对比（亿元人民币）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/1ab3b1ab-27e0-4bb9-878d-009f2fa2d41d/2d29e4ee872d9811/widget-2d29e4ee872d9811.html"}

（5）情景与验证信号

核心判断：本轮最重要的判断修正是——"来水改善 → 利润反弹"的传导链条已经被证伪。Q3 的实测结果是：水电量 +15.68%、雅砻江 +19.04%，归母 -6.86%。因此本报告把综合电价升为第一敏感性变量，燃料成本与财务费用压降机制居次，来水退居第四。

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：

• 综合电价与成本的"剪刀差"：2026Q3 营业成本 +10.49% 高于收入 +5.12%，与煤炭成本增加的外部解释一致（公司未披露分燃料成本）；电价端 Q3 综合均价 -5.09%。这是本轮升为第一位的驱动。
• 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%，2026Q3 雅砻江 +19.04% 大幅修复，但前三季累计仍 -4.51%。量的弹性仍在，但弹性对归母的传导系数已明显下降（见 §4.4）。
• 资本开支节奏：2026 计划 317.2 亿元创历史峰值，决定 2027-2028 利润释放节奏与融资方式。

5.2 财务费用压降：绝对额仍在降，但质量已下降

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%），2026 前三季 16.72 亿元。
• 财务费用率从 9.83%（2021）→ 5.07%（2025）→ 4.52%（2026H1）。
• 2026 年前三季利息保障倍数约 7.4 倍（按 EBIT = 利润总额 + 利息费用，年化口径；与国金 2026E 的 7.3 倍方向一致但口径不同，不可互换）。

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。

本轮的重要修订：压降的质量下降了。 前三季财务费用同比 -18.58%，但拆开看，利息费用只降了 8.43%（28.41 亿 vs 31.03 亿），降幅的约一半来自利息收入 +9.79%（12.21 亿 vs 11.12 亿）10。利息收入与货币资金余额直接挂钩，而 Q3 末货币资金已从 H1 的 238.96 亿元降至 191.61 亿元——支撑这一机制的现金池在缩。 因此，财务费用压降对利润的贡献从"继续贡献正向增量"改为"边际衰减至基本持平"。

判断：财务费用压降逻辑本身仍成立（这是旧结论中经受住检验的部分），但可持续性弱于利率置换。2026 资本开支 317.2 亿元意味着有息负债规模将持续上升（2026/9/30 有息负债 1,530.02 亿元），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，且这一变量在 2027 年的贡献应按接近零计入基准情景。

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）；2026/9/30 回落至 59.25%（较 H1 改善 2.01pct，较年初改善 1.27pct）7 10。

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。

5.4 资产负债与净债务：杠杆改善，但来自盈利积累而非去杠杆动作

10 8

判断：资产负债率回落是自动发生的——Q3 单季盈利 25.36 亿元自然增厚权益（前两季分红已在 Q2 完成），并非公司主动去杠杆。而净债务绝对额上升、货币资金较 H1 下降 47.35 亿元，说明现金端正在为资本开支和少数股东分红腾空间。利息保障倍数从 6.7 倍（2025）改善到前三季年化 7.4 倍，改善的一半来自分母（EBIT 被 Q3 量增推高），而非分子（利息费用）绝对下降，这是被动改善，不可持续。

少数股东权益占比 42.2%，值得单独标注。 前三季子公司层面吸收投资收到现金 27.38 亿元，主要是雅砻江流域水风光一体化项目引入少数股东出资。雅砻江为公司持股 52% 的控股子公司，来水改善带来的利润增量按权益比例在归母与少数股东之间分配，这是归母弹性长期小于合并口径的结构性原因；但公司未披露雅砻江 Q3 单体利润，实际弹性无法验证。 Q3 的利润桥显示少数股东损益同比增加 0.493 亿元（见 §4.4），但该增量无法归因至具体主体。

5.5 利润到现金：OCF 降幅大于利润降幅，Q3 单季回升但要打折看

10

判断：Q3 单季 OCF 90.41 亿元、环比 +122.15% 的改善不能全部解读为经营质量提升。前三季 OCF -16.96% 有两层原因：一是收入端营收 -2.58%，销售商品收到的现金同步减少 20.99 亿元；二是成本端购买商品支付的现金同比增加 19.14 亿元（+15.15%），这是与燃料采购节奏相关的观察，公司未披露分燃料成本，无法单独归因。Q3 单季跳升的三个原因分别是：Q2 是双低点、Q3 水电量 +15.68% 使电费回款集中、应收账款持续回收（2026/9/30 应收账款 112.22 亿元，同比 -22.87%，为单一科目口径，与半年报"应收款项"合并口径不同，不宜直接连线比较）10。但回款改善是过去两年新能源补贴回收节奏的延续，不是 Q3 新出现的因素。

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2026 全年平衡表判断：2026 资本开支计划 317.2 亿元为历史峰值，叠加 55% 分红率与前三季已支付的少数股东股利 45.42 亿元，现金平衡偏紧。判断 2026 年不需要新增股权融资，缺口大概率由债务融资补足；但如果 2027 年资本开支仍在 300 亿元以上且分红率维持 55%，公司大概率需要一轮债务融资，估值端应把利息费用重新抬升计入基准情景而非乐观情景。

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%）7。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%）7。

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7。

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 月锦屏一级入库流量同比 +41%，汛期改善信号出现，并在 Q3 兑现为雅砻江发电量 +19.04%（但 1-9 月累计仍 -4.51%）1。

电价机制的本轮变化（框架不变，事实更新）：Q3 公司平均上网电价 0.317 元/千瓦时、同比 -5.09%，1-9 月 0.345 元/千瓦时、同比 -0.29%1。这说明丰水期的量增通常伴随价的压力，水电行业"丰水期承压、枯水期修复"的电价波动特征在市场化交易占比提升后被放大。公司未披露分电源、分区域的 Q3 电价，结构摊薄与同口径交易价下行无法拆分，两者各自的贡献需待 2026 年报分电源电价披露后验证。

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。但 2026 年的事实修正了旧稿"汛期来水改善+电价上行→水电业绩弹性优于火电"的乐观推演：Q3 水电量的修复没有变成利润，因为电价同时下行。水电的稀缺性支撑长期估值，却不支撑 2026-2027 年的盈利弹性。

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12。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"7。本轮更新：Q3 营业成本同比 +10.49%，高于营业收入 +5.12%，公司整体毛利率同比降 2.73pct 至 43.83%，国金证券明确归因于煤炭成本增加9。本报告因此把燃料成本中枢上移列为基准情景假设与待验证项，而非已证实事实：公司未披露分燃料成本、单位燃料成本或采购煤价，上述归因来自外部解释。叠加 Q3 新投产火电 223.83 万千瓦使火电装机占比升至 30.63%，基准情景假设是燃料成本的边际影响在 2027 年将大于 2026 年；验证点是 2026 年报的“火电单位成本与燃煤采购价”。

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。容量电价提升属于行业级别永久性现金流改善，但本轮的现实是：新增火电装机的量增在燃料成本上行阶段先表现为毛利压力，而不是利润弹性。

6.4 资本市场：低利率 + 高股息风格

国投电力当前 PB 1.85×、PE(TTM) 18.98×，相对长江电力 PB 3.37×、PE 20.23× 折价显著，但 ROE 差距也同步（10.25% vs 15.97%）11。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（截至 2026/10/15 已完成 84.40%），2024/9 社保基金 70 亿定增绑定 36 个月13。
• 低利率环境：SHIBOR 隔夜 1.339%、1 周 1.387%，处于历史低位11。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 1.85× vs 长电 3.37× 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）ROE 本身较低共同造成。旧稿"扣除合理折价 25% 后仍有约 20 个百分点的 PB 修复空间"的判断在本轮被修正为：PB 折价与 ROE 折价大体匹配，不构成独立的修复理由——真正决定重估的是电价与煤价能否企稳，而非折价本身。

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"。

本轮必须强调的时点差异：2026 年前三季度公司新增装机 233.25 万千瓦中约 223.83 万千瓦是火电（约 96%），新增装机结构明显向火电倾斜；截至 2026-09-30 清洁能源占比由 2025 年末的 72.12% 回落至 69.37%。也就是说，"水风光一体化"在 2026 年当期不仅尚未规模兑现，连装机增量结构都在阶段性背离这一叙事。这直接限制了清洁能源估值溢价在 2026 年的兑现空间。

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7。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7。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。

垃圾发电出海是本轮出现的一个新变量：泰国新源 Q3 发电量 1.67 亿千瓦时、同比 +606.73%，前三季累计同比 +229.57%1；同期舟山燃机 Q3 新增发电量 4.55 亿千瓦时。判断：垃圾发电与燃机出海验证了公司"把成熟的小型发电资产与运营能力复制到境外"的能力，但绝对体量仍很小（泰国新源 Q3 仅 1.67 亿千瓦时，相当于公司 Q3 控股发电量的 0.3%），属于能力验证点，不宜升格为独立的估值主线；真正值得跟踪的是它能否在未来两年复制成可观的装机与利润体量。

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）

本轮重算说明：估值基准日由 2026-08-28 更新为 2026-10-30，收盘价 16.13 元、市值 1,291.12 亿元、已知净债务 1,338.41 亿元（债务 1,530.02 − 现金 191.61）、已知 EV 2,629.53 亿元8；同时按财务专家确认的新盈利基线（2026E/2027E/2028E 归母 71.5/80.5/86.0 亿元）重算全部四个方法。旧稿的 15.5 元综合目标价、DCF 15.7 元、SOTP 16.4 元、DDM 14.8 元与旧情景概率全部作废。 方法框架、权重与核心假设不变。

8.2 SOTP 估值（权重 50%，主方法）

分部估值是国投电力的最合适方法。基准情景下按 2026E 归母 71.5 亿元做分部拆分，全部为归母口径：

分部利润 × PE 得出的已是归母权益价值，故仅减永续债 55.99 亿元，不再扣集团净债务与少数股东权益。

反向检验（市场当前定价）：若其余分部（合计归母 25.5 亿元）按 10×/12×/14× 计价，当前 16.13 元隐含雅砻江 PE 约 23.7×/22.6×/21.5×，高于长电当前 20.23×。也就是说，市场已经为雅砻江的稀缺性支付了高于行业龙头水电的估值——这是本轮判断由"低估"转为"已充分定价"的核心量化依据。

8.3 DCF 估值（权重 25%）

采用 FCFF（合并口径）= OCF + 税后利息 − 资本开支，显式预测期 2026E–2030E，期中折现，终值用永续增长模型。资本开支路径：2026 年取公司计划上限 317.2 亿元与财务专家预计 195–215 亿元的交集 205 亿元，随后回落至 190/175/165/160 亿元8。

桥接顺序：EV − 净债务 1,338.41 − 少数股东市场化价值（约 930 亿元，基准）− 永续债 55.99 = 归母权益。少数股东价值按雅砻江 100% 口径归母 × PE × 48% 加其他少数股东权益估算，以避免"市值法估值扣账面权益"造成的系统性高估。

终值占 EV 的 81%–84%，说明 DCF 对 WACC 与 g 高度敏感，不应单独用于形成结论——这正是其权重只给 25% 的原因。 悲观情景每股价值接近零，说明在"电价继续摊薄 + 煤价高位 + 资本开支不降"的组合下，杠杆会吞噬股权价值，这是真实的财务风险。

WACC × g 敏感性（基准 FCFF，元/股）

当前价格隐含：在 WACC 7.0% 口径下，16.13 元隐含永续增长率约 2.41%，高于成熟水电资产 2.0% 的中性假设；在 g 2.0% 口径下隐含 WACC 约 6.65%，低于当前净债务 1,338 亿元、ROIC 6.08%、资本开支创新高背景下的合理风险补偿。

8.4 Trading Comps 横向对比（权重 20%）

11

口径限制：以上倍数来自 FMP，为 TTM 口径，与 A 股本币口径不完全可比。当前价对应国投自身：2026E PE 约 18.1×、2027E 约 16.0×、2028E 约 15.0×。

Comps 目标价：同业 PE 区间 17.53×–23.52×，国投电力给予 17×（相对长电折价反映控股结构与火电敞口，相对川投折价反映火电与新能源拖累，取区间偏下沿）：

PB 交叉验证：估算 2026 年末普通股权益 699.60 亿元、BVPS 约 8.74 元，16.13 元对应 PB 1.85×，位于同业 1.87×–3.37× 区间的下沿；但国投 ROE 10.25% 只有长电 15.97% 的约三分之二，PB 折价与 ROE 折价大体匹配，不构成独立的修复理由。

8.5 DDM 估值（参考，权重 5%）

公司分红率 55%，按新基线对应 2026E 每股股利 0.491 元、2027E 0.553 元、2028E 0.591 元。DDM 情景中值：悲观 9.45 元（Ke 7.25%、g 1.75%）、基准 11.27 元（Ke 7.0%、g 2.0%）、乐观 13.63 元（Ke 6.75%、g 2.25%）。

当前价隐含：16.13 元在 Ke 7.0% 下隐含 g 约 3.60%（高于长期通胀与装机增长之和的合理上限），在 g 2.0% 下隐含 Ke 约 5.50%。

DDM 权重仅 5% 的原因：2026 资本开支 317.2 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，且当前 3.04% 的股息率已不构成明显安全垫。DDM 在资本开支峰值期不适用作主方法。

8.6 综合目标价

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基准中枢 13.06 元，相对 2026-10-30 收盘价 16.13 元为 −19.1%。

8.7 三档情景分析

概率加权目标价 = 25%×8.63 + 55%×13.06 + 20%×18.09 = 12.96 元，相对 16.13 元为 −19.7%。

必须把三个数字分开表述：三档情景区间 8.6–18.1 元（不是估值中枢）、基准中枢 13.06 元、概率加权 12.96 元。

概率赋权理由：基准 55%，反映 Q4 为传统水电旺季且量增（Q3 +14.55%）提供一定缓冲，但电价 -5.09% 与燃料成本方向未明；悲观 25%，较旧版 20% 上调，原因是 Q3 综合电价已明确 -5.09%、火电装机占比升至 30.63%、财务费用降幅的利息收入贡献不可持续，三条压制因素同时兑现；乐观 20%，较旧版 25% 下调，原因是雅砻江 1-9 月累计发电量仍 -4.51%，汛期改善尚未在累计口径兑现。

8.8 关键变量敏感性

综合电价、燃料成本、财务费用压降机制边际失效三项构成本轮最高敏感度变量。来水已退居第四位——这与旧稿"来水是第一敏感性变量"的排序相反，是本轮最重要的估值结论修正。

九、风险与可证伪信号

9.1 核心风险（按敏感度排序）

1. 综合电价继续下行（最关键）

• Q3 平均上网电价 0.317 元/千瓦时、同比 -5.09%（降 1.7 分），已经发生在量增 +14.55% 的单季里1；
• 前三季电价 -0.29%，意味着 Q4 的同比基数开始变高；
• 若 Q4 电价继续 -5% 左右的幅度，全年电价拖累将大于前三季，2026E 归母需要下修至 68 亿元附近。

2. 燃料成本维持高位（基准情景假设，待年报验证）

• Q3 营业成本 +10.49%、增速高于收入 +5.12%，毛利率同比降 2.73pct 至 43.83%9；
• 公司未披露分燃料成本、单位燃料成本或采购煤价，“主要由煤炭成本增加”属外部解释，验证点是 2026 年报的“火电单位成本与燃煤采购价”；
• 火电装机占比升至 30.63%，且 Q3 新增 233.25 万千瓦中约 223.83 万千瓦为火电，燃料成本敞口在 2027 年进一步扩大；
• 公司长协煤占比约 50%，另一半市场化煤在燃料价格上行时直接挤压盈利。

3. 财务费用压降机制边际失效

• 前三季财务费用 16.72 亿元、同比 -18.58%，但利息费用仅 -8.43%，约一半降幅来自利息收入 +9.79%；
• 货币资金由 H1 的 238.96 亿元降至 Q3 的 191.61 亿元，利息收入的可持续性弱于利率置换带来的费用下降；
• 若财务费用降幅收敛至 -5% 以内，将直接同时冲击利润、DCF 的 FCFF 与 DDM 的分红能力。

4. 少数股东权益分流

• 2026-09-30 少数股东权益 544.22 亿元，与归母权益 744.78 亿元接近；雅砻江为公司持股 52% 的控股子公司，来水改善带来的利润增量按权益比例在归母与少数股东之间分配，这是归母弹性长期小于合并口径的结构性原因（公司未披露雅砻江 Q3 单体利润，实际弹性无法验证）；
• 少数股东价值口径本身在估值中高度敏感（基准假设约 930 亿元），是本轮估值分歧最大的技术环节之一。

5. 清洁能源占比回落

• 清洁能源占比由 2025 年末的 72.12% 回落至 2026-09-30 的 69.37%，约 -2.75pct；
• 长期看这会削弱公司的"低 beta + 类债券"属性，进而削弱相对长电的估值溢价基础。

6. 资本开支与分红平衡风险

• 2026 年资本开支计划上限 317.2 亿元创历史峰值，牙根二级 333.94 亿元启动、孟底沟 240 万千瓦在建；
• 若 2027 资本开支仍在 280 亿元以上，分红率 55% 的可持续性存疑，DDM 分值将进一步下移。

7. 在建项目延期与新能源电价

• 雅砻江孟底沟、卡拉、牙根二级集中建设期，延期将影响 2027-2028 利润释放；
• 2026H1 新能源上网电价 -3.6 分/千瓦时（-8.3%），新能源净利 -23.1%，全行业平价+市场化+现货+峰谷分时压价趋势未变。

9.2 上行可证伪信号（需要同时兑现才足以推翻本轮判断）

1. 综合电价企稳：Q4 平均上网电价同比降幅收窄至 1% 以内或转正，且雅砻江电价不再下行；
2. 燃料成本回落：Q4 秦皇岛 Q5500 均价回落至 700 元/吨以下，火电成本压力缓解（与年报燃煤采购价相互印证）；
3. 资本开支见顶：2026 年实际资本开支落在 205 亿元附近或以下，2027 计划明确下降。

三者同时兑现才足以把 2026E 归母推回 75 亿元以上、并把概率加权目标价抬升至 15 元上方。单独一项兑现只够支撑基准情景内部的调整。

次级上行信号：牙根二级取得国家发改委核准（2027-2028 估值上修 5-8%）；控股股东增持计划完成剩余约 2,340 万元（信号意义大于机械估值意义）；2027 中期分红方案超预期。

9.3 下行可证伪信号

1. Q4 综合电价同比降幅仍 ≥5% → 2026E 归母下修至 68 亿元（悲观情景）；
2. 2026 年燃料成本全年高位不回落 → 火电全年净利降幅扩大，悲观情景概率上调；
3. 财务费用降幅收敛至 -5% 以内（Q4 利息收入不再贡献）→ FCFF 与 DDM 双降；
4. Q4 雅砻江发电量同比再度转负（1-9 月累计仍 -4.51%）→ 量价双杀；
5. 2026 资本开支超 317 亿元执行 → 财务费用率反弹、DCF 下修；
6. 2027 资本开支仍 > 280 亿元 → 分红率难维持 55%；
7. 少数股东分流比例上升（新增合资火电与新能源主体）→ 归母口径利润进一步稀释。

已经验证的下行信号（2026Q3 已发生）：Q3 归母 -6.86%、综合电价 -5.09%、营业成本 +10.49%、前三季 OCF -16.96%、清洁占比回落 2.75pct。这五条已经落地，是本轮结论由"低估"转为"已充分定价"的直接原因。

十、投资结论：长期资产优质，但当前价格缺乏安全边际

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——而当前价格已经站在这条区间的中上部。

旧判断已被本轮推翻。 旧稿基于 2026-08-28 的 13.64 元股价给出"低估 14%、目标价 15.5 元"；2026 年三季报把盈利基线和市场定价同时推高之后，这一结论不再成立：股价已上涨至 16.13 元，而我们对 2026-2028 年归母的预测中枢反而从 78.4/83.8/86.1 亿元下修至 71.5/80.5/86.0 亿元。

当前结论：估值已充分定价，甚至略有高估。

• 四方法交叉验证（SOTP 50% / DCF 25% / Comps 20% / DDM 5%）得基准中枢 13.06 元；
• 三档情景加权得概率加权目标价 12.96 元，相对 16.13 元为 −19.7%；
• 基准中枢相对现价为 −19.1%；
• 三档情景区间 8.6–18.1 元（区间上下沿是悲观/乐观边界，不是估值中枢）。

判断框架：

• 基准情景（概率 55%）：Q4 水电旺季电量延续正增长、电价降幅收窄、燃料成本不再上行 → 2026E 归母 71.5 亿元 → 合理价值 13.06 元。
• 乐观情景（概率 20%）：电价企稳 + 燃料成本回落 + 资本开支见顶三者同时兑现，牙根二级获核准 → 2026E 归母 75 亿元 → 合理价值 18.09 元。
• 悲观情景（概率 25%）：电价继续 -5%、燃料成本维持高位、财务费用压降机制失效 → 2026E 归母 68 亿元 → 合理价值 8.63 元。

为什么是"已充分定价"而不是"高估"：反向检验显示，当前 16.13 元隐含雅砻江 PE 约 21.5–23.7×，高于长江电力的 20.23×。也就是说，市场为雅砻江的稀缺性支付的价格，已经超过行业龙头水电的定价——这在基本面没有同步恶化的假设下不算泡沫，但意味着未来两年股价的上涨必须由盈利兑现来驱动，而不是由估值扩张来驱动。

长期逻辑依然成立的部分：雅砻江流域 3,000 万千瓦已开发装机是不可复制的稀缺资产，公司的开发权与流域梯级调度能力是长期护城河；55% 分红率承诺与低利率环境下的类债券属性在利率下行时仍有价值；控股股东 1.5 亿元增持已于 2026-10-15 完成 84.40%，是治理改善的实在信号。

长期逻辑已经打折的部分：2026-2028 年的盈利弹性被电价下行、成本压力（与煤炭成本增加的外部解释一致）与少数股东分流三件事同时压制；"水风光一体化"在 2026 年当期尚未规模兑现，仍是期权而非利润；Q3 新增装机 96% 是火电，公司的清洁属性在短期内反而在下降。

给读者的下一步观察清单：

1. 每季度：公司平均上网电价同比变化（当前 -5.09%，是最关键的单一指标）；
2. 2026 年报：火电单位成本与煤价采购价、财务费用中利息收入的贡献比例；
3. 2026Q4 及 2027Q1：雅砻江发电量能否转正并延续（1-9 月累计仍 -4.51%）；
4. 2026 年底：牙根二级是否取得国家发改委核准；
5. 2027 中期：分红方案是否维持 55%，资本开支是否实质下降。

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，那么国投电力依然是比长电更"完整"、比川投更"防御"的组合。但"好公司"和"好价格"是两件事：当前 16.13 元的价格已经把雅砻江的稀缺性充分甚至过度计入，安全边际要等电价企稳和资本开支见顶之后才会重新出现。

本轮更新时间：2026-10-30（基于 2026 年第三季度报告与三季度主要经营数据公告） 研究性质：首次完整研究 + 2026 年三季报定向更新 核心数据快照：

估值快照（基准日 2026-10-30）：收盘价 16.13 元；总股本 80.04 亿股；市值 1,291.12 亿元；已知净债务 1,338.41 亿元；已知 EV 2,629.53 亿元；基准中枢 13.06 元；概率加权目标价 12.96 元；三档情景区间 8.6–18.1 元。

2026-2028 预测基线：归母 71.5 / 80.5 / 86.0 亿元（区间 70-73 / 78-83 / 83-90）；EPS 0.893 / 1.006 / 1.074 元；每股股利 0.491 / 0.553 / 0.591 元。