国电电力（600795）股票价值分析及投资建议报告

——基于2025年三季度行业动态与财务数据的深度解析

一、核心投资逻辑：多重需求驱动与成本优势共振

1. 动力煤成本下行与长协煤锁定形成盈利剪刀差

2025年，钢铁行业减产导致炼焦煤需求下降，部分配焦煤流入动力煤市场，叠加“反内卷”政策引导煤炭价格理性回归，动力煤价格从年初775元/吨降至6月中旬618元/吨。国电电力作为火电龙头，长协煤采购占比高达96%（其中89%为集团内部长协），2025年上半年入炉标煤单价同比下降87.5元/吨，仅火电板块即可节省燃料成本约15亿元。这一成本优势在煤价波动中形成显著“安全垫”，预计全年火电度电毛利将从0.08元修复至0.12元。

2. 新兴用电需求爆发：AI算力与高温负荷双轮驱动

AI算力用电：高盛预测，到2030年全球AI数据中心电力需求将增长165%，国内算力基础设施用电量2025年预计达3600亿千瓦时。国电电力在内蒙古、山西等算力枢纽省份布局的火电及新能源项目，可直接受益于数据中心用电需求。
高温负荷激增：2025年夏季全国多地出现40℃以上高温，沿海地区空调负荷同比增长18%，直接拉动火电日耗提升至75万吨/天，创历史同期新高。

3. 新能源装机高增与水电价值重估

光伏装机：2025年上半年新增新能源装机369万千瓦（光伏占比98%），总装机达1.16亿千瓦，清洁能源占比提升至36%。光伏度电净利润0.12元，贡献利润19亿元（同比+120%）。
水电潜力：大渡河流域在建项目3.52GW、待建项目2.93GW，叠加深圳特高压送出通道完善，弃水率有望从15%降至8%以下。东北水电基地（浑江、鸭绿江流域）年发电量超300亿千瓦时，进一步夯实盈利基础。

二、财务与运营分析：盈利弹性与现金流支撑

1. 2025年半年报关键数据

营收与利润：实现营业收入891.78亿元（同比+5%），净利润76亿元（同比+25%）。其中，火电净利润45亿元（同比+20%），水电12亿元（同比+35%），新能源19亿元（同比+120%）。
现金流：经营性现金流净额556亿元（同比+30.66%），支撑780亿元资本开支（重点投向滚哈布奇勒水电站、昌黎50万千瓦海上光伏等项目）。
分红政策：2025年中期分红16亿元（占净利润24%），股息率4.4%，长期股息率大于5%。若资本开支降至468亿元，分红率或提升至60%以上。

2. 业务结构优化：多能互补降低风险

火电：占比52%，通过灵活性改造（调峰能力提升至40%）和容量电价机制（2025年收入约48亿元），保障基础收益。
水电：占比22%，大渡河梯级电站来水改善，度电利润从0.04元增至0.06元。
新能源：占比26%，光伏装机1590万千瓦，风电1020万千瓦，绿电交易溢价（0.03-0.05元/度）增厚收益。

三、行业地位与政策红利：央企改革标杆

1. 资源与成本优势

煤炭资源：依托国家能源集团，长协煤比例97%，燃煤成本每兆瓦时仅296.5元，低于同行约100元。
项目优先权：作为集团新能源发展主力军，优先获取风光资源富集地区项目，2025年新增装机目标860万千瓦。

2. 政策支持

容量电价：2.4亿千瓦火电机组获年补偿约500亿元，覆盖60%固定成本。
绿电交易：2025年绿电溢价贡献收入约12亿元，预计2026年溢价空间扩大至0.08元/度。

四、风险预警与应对策略

1. 煤价反弹风险

情景假设：若动力煤价格突破800元/吨，火电利润可能压缩15%。
应对：长协煤比例已锁定96%，集团内部供应占比89%，成本波动风险可控。

2. 新能源装机不及预期

风险点：土地审批延迟或影响2025年860万千瓦新增装机目标。
应对：集团内部资源调配能力强，可通过收购存量项目弥补缺口。

3. 政策变动风险

容量电价调整：若补偿标准下调，可能影响火电盈利稳定性。
应对：政策连续性较强，且公司通过火电灵活性改造提升调峰收益，对冲潜在风险。

五、投资建议：价值与成长兼具的优质标的

1. 估值对比

当前股价：5.00元（2025年9月26日收盘），对应2025年PE 12.1倍，显著低于行业平均15倍。
目标价：给予15倍PE，目标价7.2元，较现价有44%上行空间。

2. 操作策略

短期：煤价下行与用电高峰带来业绩弹性，可逢低布局。
中期：容量电价与绿电溢价提供盈利安全垫，适合持有。
长期：新能源装机扩张与火电低碳转型打开第二增长曲线，建议作为核心配置资产。

3. 风险提示

宏观经济下行导致用电需求减弱。
新能源补贴退坡速度超预期。

结论：国电电力（600795）凭借成本优势、需求爆发与政策红利，兼具价值与成长属性。当前股价对应2025年股息率4.4%，安全边际充足，维持“买入”评级，目标价7.2元。