三峡能源(600905)：电价下降拉低营收增长 机组投产增加营业成本

　　核心观点

2024 公司实现营业收入297.17 亿元，同比增长12.13%； 归母净利润61.11 亿元，同比减少14.81%。公司营业收入同比增长主要系装机增长带动售电量提升；归母净利润同比下降主要系平均上网电价下降导致收入增长不及装机增长，项目投产带动营业成本同比提升，计提减值准备增加和参股企业贡献投资收益减少。

2024 年公司平均上网电价同比下降14.1%，导致发电收入增长不及电量增长。同时，公司电力营业成本同比增长18.36%；营业收入增长11.33%，导致毛利率同比下降2.79 个百分点。 2025Q1 公司实现营业收入76.28 亿元，同比减少3.47%；归母净利润24. 47亿元，同比增长1.16%；扣非归母净利润24.47 亿元，同比下降13.87%。截至2024 年末，公司并网装机容量达4796.14 万千瓦，风电、光伏、水电和其他项目分别为2243.20、2426.57、20. 26 和106.10 万千瓦。

    　　事件

    　　公司发布2024 年度报告和2025 一季度报

2024 公司实现营业收入297.17 亿元，同比增长12.13%； 归母净利润61.11 亿元，同比减少14.81%；扣非归母净利润61.11 亿元，同比下降13.60%；实现加权净资产收益率7.22%，同比减少1. 77个百分点；实现基本每股收益0.21 元/股，同比减少14. 80%。

2025Q1 公司实现营业收入76.28 亿元，同比减少3.47%；归母净利润24.47 亿元，同比增长1.16%；扣非归母净利润24.47 亿元，同比下降13.87%；实现基本每股收益0.09 元/股，同比增长1. 18%。

    　　简评

电价下降拉低营收增长，机组投产增加营业成本2024 公司实现营业收入297.17 亿元，同比增长12.13%； 归母净利润61.11 亿元，同比减少14.81%。公司营业收入同比增长主要系装机增长带动售电量提升；归母净利润同比下降主要系平均上网电价下降导致收入增长不及装机增长，项目投产带动营业成本同比提升，计提减值准备增加和参股企业贡献投资收益减少。

2024 年公司平均上网电价同比下降14.1%，导致发电收入增长不及电量增长。同时，公司电力营业成本同比增长18.36%；营业收入　　增长11.33%，导致毛利率同比下降2.79 个百分点。2024 年，公司计提减值准备14.50 亿元，较上年同期增加8.92 亿元；其中，公司计提资产减值损失6.61 亿元，主要系长期股权投资、固定资产和商誉减值损失；计提信用减值7.89 亿元，同比增长43%，主要系可再生能源补贴拖欠导致应收账款坏账损失计提增加。2024 年，公司实现投资收益6.67 亿元，同比减少0.48 亿元。2024 公司管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为6.81%、0.14%和14.50%，同比变化-0.51、+0.08 和-0.44 个百分点。

2025Q1 公司实现营业收入76.28 亿元，同比减少3.47%；归母净利润24.47 亿元，同比增长1.16%；扣非归母净利润24.47 亿元，同比下降13.87%。公司2025Q1 营收规模同比下降主要系市场交易叠加新能源消纳问题导致上网电价同比下降；归母净利润同比增长主要系公司处置水电板块业务，获得一次性收益4.74 亿元； 扣非归母净利润同比下降主要系装机增长带动成本增长而电价下降导致收入增长不足。在期间费用方面，2025Q1 公司管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为4.58%、0.02%和13.45%，同比变化+0.27、-0.02 和-0.20 个百分点。

    　　在分红方面，2024 年，公司每股拟派发红利0.0670 元/股，合计派发现金红利19.17 亿元，股利支付率为31. 37%，同比增长0.28 个百分点。

装机规模稳步增长，上网电量同比提升

截至2024 年末，公司并网装机容量达4796.14 万千瓦，风电、光伏、水电和其他项目分别为2243.20、2426. 57、20.26 和106.10 万千瓦，其中海上风电装机容量为704.98 万千瓦。目前，公司在建项目计划装机容量为1643.85万千瓦，风电、光伏、抽水蓄能和独立储能项目分别为486.84、745.01、360 和52 万千瓦。电量方面，2024 年，公司完成发电量719.52 亿千瓦时，同比增长30.40%；完成上网电量351.09 亿千瓦时，同比增长28.58%。分类型来看，2024 公司陆上风电、海上风电、太阳能发电、水电和独立储能发电量分别为293.95、157.78、254. 01、8.20、5.58 亿千瓦时，同比增长11.56%、25.16%、65.44%、6.36%和469.39%。2025 年一季度，公司实现发电量197.83 亿千瓦时，同比增长11.55%。其中，陆上风电、海上风电、太阳能发电和独立储能发电量分别为90. 32、43.36、62.34、1.81 亿千瓦时，同比变化+20.30%、-3.90%、+12.93%和84.69%。

上网电价同比下降，新能源项目盈利承压，维持“买入”评级公司2024 年风电、光伏和水电利用小时数分别为2343、1330 和4046 小时，同比变化+2、-49 和+ 243 小时。在电量交易方面，2024 年公司市场化交易电量409.65 亿千瓦时，同比增长57.09%；占总上网电量的58.59%，同比增长 9.96 个百分点。电价方面，公司2024 年平均上网电价为0.4195 元/千瓦时（不含税），同比下降14.1%；其中，风电、光伏和水电分别为0.4532、0.3673 和0.2003 元/千瓦时，同比变化-7.95%、-25.61%和8.25%，我们认为主要系平价项目增多叠加市场化交易因素影响的影响。整体来看，受电价下行的影响和营业成本快速增长的影响，公司新能源业务盈利承压。伴随136 号文的发布，我们认为公司未来装机增长会更多关注项目质量，叠加项目逐步投运带动营收增长，公司经营业绩有望逐步改善。预计公司2025 年~2027 年归母净利润分别为65.21 亿元、68.75 亿元、73.39 亿元，对应EPS 分别为0.23 元/股、0.24 元/股、0.26 元/股，维持“买入”评级。

    　　风险分析

    　　政策风险：新能源项目受政策影响较大，相关政策可能加剧行业竞争，从而降低装机规模增长的可控性， 不利于公司进一步提高核心竞争力。

电费回收风险：目前新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，这会降低公司资金流动性并增加资产负债率，束缚公司规模扩张。

电力市场风险：市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。

    　　资源获取风险：新能源行业竞争激烈，能否及时、有效调整资源获取策略和方式、能否准确判断资源获取重点区域和投入，是提升公司市场竞争力的关键。

新业务、新业态发展风险：制氢、光热、抽蓄、源网荷储等新业务、新业态快速发展，市场占比增加，但各地出台的政策和指导性文件仍在持续完善中，并且这些项目多数处于探索阶段，为项目投资开发带来一定不确定性。