2025年电力行业一季报前瞻：火电业绩分化，水核保持稳健

1 火电：量价成本三重下滑，多空博弈激烈

1.1 长协电价整体下滑，煤价底部企稳修复盈利

价格端：2025 年长协电价陆续落地，广东、江苏、浙江等地跌幅明显。2024 年 底开始，各省陆续启动新一年长协电价的谈判与签约，截至目前多省长协签约结 果已经落地。在本轮年度交易中，绝大多数省份和地区的年度长协价格均出现不 同程度的下跌，其中广东和江苏等省份的电价跌幅明显。 根据广东电力市场 2025 年度交易及年度绿电交易结果，2025 年广东省总成交量 3410.94 亿千瓦时，成交均价 391.86 厘/千瓦时，年度交易均价比标杆电价下降 了大约 0.06 元/千瓦时；其中不含绿电的年度双边协商交易成交均价为 391.87 厘/千瓦时，较 2024 年度成交均价下跌 15.84%，跌幅较为明显。此外，另一经济 大省江苏 2025 年年度交易总成交量 3282.2 亿千瓦时，加权均价 412.45 厘/千瓦 时，尽管加权均价高于当地 391 厘/千瓦时的燃煤标杆电价，但相较于 2024 年 452.94 厘/千瓦时的长协加权均价仍有 9%左右的跌幅。浙江省 2025 年加权均价 412.39 厘/千瓦时，较 2024 年度交易均价略降低约 50 厘/千瓦时，降幅在 10%左 右。我们认为，广东、江苏、浙江等地长协电价下跌明显的原因一方面系受煤价 持续下跌影响，另一方面也与一次能源价格走低以及上述地区电力供给宽松有关。

价格端：安徽、上海、河北等缺电省份电价降幅较小。据统计，尽管我国大部分 省份和地区的长协电价有所下跌，但部分缺电省份的长协电价跌幅可控。其中， 安徽省 2025 年度交易双边协商价 412.97 厘/千瓦时、集中竞价成交加权均价 408.80 厘/千瓦时、代理购电（工商业）挂牌交易成交加权均价 412.74 元厘/千 瓦时，分别较 2024 年-2.33（-5.35%）、-2.76(-6.32%)、-2.36(-5.4%)分/千瓦 时，均高于安徽 384.4 厘/千瓦时的燃煤基准价。此外，以上海、河北为代表的缺 电省份年度长协电价降幅也相对有限。

电量端：1-2 月发电量整体下滑，辽、浙、川、贵等省逆势增长。根据统计数据， 2025 年 1-2 月我国全国发电量为 14921 亿千瓦时，同比下降 1.3%；其中火电发 电量为 10214 亿千瓦时，同比下滑 5.8%，但同期水电和核电发电量则分别增长 4.5%和 7.7%，水核发电量上涨对于火电发电量的挤压效果较为明显。分地区来看， 1-2 月我国仅有辽宁、黑龙江、浙江、重庆、四川、贵州、西藏等 7 个省市火电 发电量同比增长，增幅分别为 1.2%、4.0%、3.9%、0.5%、2.2%、11.2%、53.4%。 而安徽、福建、广西等省份的火电发电量则下滑明显，较 2024 年同期分别减少 13.4%、16.7%、16.8%。

电量端：火电不具备优先消纳权，企业 Q1 火电机组电量同比整体减少。2025 年 1-2 月全国发电量略有减少，但受全国电力供需宽松、新能源装机容量增长、来 水较好以及核电发电量增长等影响，火电发电量受到明显挤压，以华能、华电等 为代表的火电企业机组利用小时数同比减少，导致对应 Q1 火电上网电量有所降 低。而浙能电力 2025 年 Q1 火电上网电量略有提升，主要系浙能中煤舟山煤电火 电发电量显著增长所致。

成本端：煤价持续下跌，底部或逐渐企稳。2024 年 Q4 以来煤炭价格快速下跌， 以秦皇岛港动力末煤 Q5500 平仓价为例，价格已从 2024 年 10 月初的 867 元/吨 快速下降至 2025 年 4 月 16 日的 663 元/吨，降幅累计达到 23.53%。其中，自 2025 年 3 月底起煤炭价格已维持在 663~665 元/吨的区间超半月，考虑到 2025 年 煤炭供给或继续维持宽松态势，而建材、冶金等下游需求或有所减少，我们预计 后续煤价或保持低位，底部则逐渐企稳。

1.2 关注以量补价和电价跌幅小的火电企业

火电企业机组分布不同，量、价影响程度各异。根据上述分析，不同地区长协电 价跌幅和火电发电量变化均有所不同，我们认为火电企业机组地域分布上的差异 将导致 2025 年 Q1 量价变化对其影响程度不尽相同，因此从发电量、电价、煤价 三个角度来分析 Q1 火电企业盈利情况。 针对全国多省份布局的火电企业或综合能源企业，我们通过历史年份其在各省市 火电的上网电量，结合该地区 25 年长协电价下降比例与 1-2 月火电发电量同比 变化幅度，估算 Q1 火电板块对于公司营收的影响幅度。总体估算下来，我们认 为 2025 年 Q1 华能国际与华电国际等火电公司的营收降幅或小于煤价下跌幅度， 业绩将持续改善。

针对地方性的火电企业，我们认为在全国煤价普遍下跌或处于底部区间的背景下， 其盈利情况或存在以下几种可能：1）以量补价、成本下跌增厚利润，以浙能电力 为例，其火电机组绝大部分位于浙江，尽管浙江省 2025 年长协电价降幅约 10%， 但由于浙江 2025 年 1-2 月火电发电量同比增长，或带动公司火电机组以量补价， 再结合煤价下跌带来的成本减少，整体上仍或增厚公司利润。2）量价齐跌，但成 本下降的利润增厚作用更大，以申能股份、建投能源为例，考虑到上海、安徽、 河北等地长协电价跌幅较小，尽管发电量同比略有下降，但煤价下跌带来的利润 增厚作用或仍大于量价齐跌的负面作用。3）量价齐跌，成本下降的利润增厚作 用有限，以粤电力 A 为例，考虑到广东地区电价降幅超 15%，1-2 月发电量降幅 超 8%，我们认为煤价下滑对其带来的利润增厚作用或相对有限。

1.3 成本、量价均下行，火电企业多空博弈激烈

2025 年火电企业或面临成本、电量和电价三重下行的局面。 电价层面，展望 2025 年，当前各省长协电价已陆续落地，整体较上一年有所下 降；此外考虑到煤价自去年 Q4 起就快速下跌，且多地已逐步推动新能源全面入 市，我们认为这在一定程度上会对今年火电月度协议和现货价格形成压力，电价 下行具有较强确定性。我们以上文中计算的各火电企业 2025 年 Q1 电价下跌幅度 作为全年电价幅度，在此基础上计算 2025 年火电企业业绩情况。

成本层面，展望 2025 年，我们认为煤炭供给增速或逐渐下滑，在进口煤有所减 少的趋势下，煤炭价格底部有望逐渐企稳，我们假设全年煤炭价格区间或处于 600~750 元/吨之间。 电量层面，展望 2025 年，我们认为火电发电量主要受到全社会用电量和其他电 源发电量的双重影响。从全社会用电量上看，2020~2024 年，我国全社会用电量 增速分别为 3.1%、10.3%、3.6%、6.7%和 6.8%，其中 2020 年和 2022 年用电量增 速较低主要受疫情风控导致第二、第三 业用电量显著下滑所致。 2025 年 Q1， 我国全社会用电量累计 23846 亿千瓦时，同比增长 2.5%，其中第一、第二、第三 业以及城乡居民生活用电量分别同比增长 8.7%、1.9%、5.2%和 1.5%，我们推 测 Q1 用电量同比增速降低或由于全国平均气温偏暖导致居民用电量相对偏少， 此外 2024 年 2 月较今年 2 月天数多一天也对用电量增速计算有所影响。我们假 设 2025 年全年用电量增速在 3%左右，但考虑到加征关税等不确定因素可能对我 国外贸行业形成一定影响，用电量增速或有进一步下探空间。在此基础上，结合 我国水电、风电、光伏等其他电源的装机与发电情况，我们预计 2025 年火电企 业利用小时数较 2024 年将有所降低，带动火电发电量同比下滑。

2 水电：Q1 电量稳步提升，高股息红利属性凸显

2.1 1-2 月发电量同比提升，蓄能释放保障电量增长

2025 年 1-2 月水电发电量同比增长。根据中电联统计，2025 年 1-2 月全国水电 发电量为 1461 亿千瓦时，同比提升 4.5%，显著高于同期全国发电量-1.3%的增 幅；其中，水电发电量大省四川和 南分别实现发电量 442 和 350 亿千瓦时，同 比分别增长 3.7%和 17.0%。从新增装机上看，2025 年 1-2 月全国水电新增发电装 机容量 191 万千瓦，同比提升 88 万千瓦；而从利用小时数上看，2025 年 1-2 月 全国水电发电设备累计平均利用小时为 368 小时，同比下降 1 小时，与去年同期 基本持平。

1-2 月四川江河水量整体增加，长江流域蓄水偏高。根据四川省水文水资源勘测 中心统计数据，2025 年 1-2 月四川省主要江河水量与常年同期比较，除安宁河较 同期偏少以外，其余江河水量较常年同期均有所增加。此外根据长江水利网发布 的《长江流域重要控制断面水资源监测通报》，截至 2025 年 2 月末，长江流域重 要水库总蓄水量 1456 亿立方米，其中三峡以上（不包括三峡水库）各重要水库 蓄水量 734.4 亿立方米，较过去数年同期整体偏高，我们预计随着蓄能的持续释 放，相关流域水电的发电量将有所保障。

2.2 水电企业 Q1 电量稳增，高股息红利属性凸显

2025 年 Q1 水电企业发电量稳步增长。当前多个水电企业已陆续披露其 2025 年 一季度发电量情况，其中长江电力一季度乌东德水库和三峡水库来水偏丰，境 所属六座梯级电站总发电量约 576.79 亿千瓦时，同比增加 9.35%；华能水电受年 初澜沧江水电梯级蓄能增加影响，水电站总发电量为 197.33 亿千瓦时，同比增 加 30.47%；川投能源和国投电力方面，根据四川省水文水资源勘测中心统计， 2025 年 1 月和 2 月雅砻江来水量分别同比增长 36.1%和 56.8%，我们预计两个公 司的水电发电量也同比增长；而桂冠电力受主要水电厂流域来水增加影响，Q1 实 现水电发电量 63.15 亿千瓦时，同比增加 23.90%。

四川等地水电交易均价略有提升，关注量价齐升标的企业。以水电发电大省四川 为例，根据四川省电力企业协会发布的2025年省 电力市场年度交易分析报告， 2025 年四川省平台集中交易总成交量为 120.55 亿千瓦时，同比增长 64.9%，其 中丰水期/平水期/枯水期成交均价分别同比变化-6.68%/-2.20%/+2.25%，我们认 为可重点关注川投能源等水电业务量价齐升的企业。以川投能源为例，2025 年 Q1 公司平均水电上网电价为 0.349 元/千瓦时（不含税），同比提升 23.32%，主要系公司 2025 年合同电价按照分水期（丰、平、枯）电价谈判签约，2024 年同期则 按照全年综合交易电价签约，因而导致 Q1 枯水期水电售价上涨。

水电盈利稳健性强，高分红下股息率仍有优势。水电站建成后运维成本较低，一 般仅需考虑折旧等成本，因此水电资 的现金流情况通常较好 。从水电企业的盈 利性来看，水电价格相对稳定，电量往往受来水情况影响，考虑到 2025 年 Q1 来 水情况较好，我们预计水电企业盈利有望稳中向好。从股息率上看，水电企业通 常具有高分红属性，以长江电力为例，根据其 2024 年利润分配预案的征求意见 公告，公司拟对 2021 年至 2025 年每年度的利润分配按不低于当年实现净利润的 70%进行现金分红，按照 2024 年 70%的分红比例以及 2025 年 4 月 19 日收盘价计 算，公司 2024 年股息率约为 3.16%，较长期国债收益率仍有显著优势。

3 核电：市场化交易提升，以量补价电价影响有限

3.1 核电发电量稳步提升，核准常态化带动装机增长

2025 年 1-2 月核电发电量快速增长，核准常态化保障长期装机。根据中电联统 计，2025 年 1-2 月全国核电发电量为 746 亿千瓦时，同比提升 7.7%，显著快于 同期全国整体发电量增速；从地域上看，2025 年 1-2 月福建、山东、广西、广东 的核电发电量均实现了正增长，其中福建、山东、广西省的核电发电增速超过 30%。 从装机上看，2024 年我国共核准 11 台核电机组，连续 3 年核准机组数量超过 10 台，截至 2024 年底共有 27 台在建核电机组，总装机容量 3230.9 万千瓦，保障了未来长期装机。截至 2025 年 2 月，全国核电发电装机容量为 6083 万千瓦，同 比提升 6.9%，显著高于同期火电和水电的装机增速。

广核和中核 Q1 发电量均实现稳步增长。根据中国广核统计，2025 年 Q1 公司及 其子公司运营管理的核电机组总发电量约为 601.74 亿千瓦时，同比增长 9.25%； 总上网电量约为 566.89 亿千瓦时，同比增长 9.41%；来自子公司的核电机组 Q1 分别实现发电量和上网电量 479.60 和 452.18 亿千瓦时，同比分别增长 13.79% 和 14.06%，其中大亚湾核电站、防城港核电站和宁德核电站电量增速较高。根据 中国核电统计，2025 年 Q1 公司核电机组发电量为 494.82 亿千瓦时，同比增长 13.30%；上网电量为 463.70 亿千瓦时，同比增长 13.41%，其中江苏核电、福清 核电发电量同比增长，主要系本年度机组大小修减少所致。

3.2 市场化交易比例有所提升，以量补价电价影响有限

广核和中核市场化交易比例稳中有升，长协电价整体下行。近年来中国广核和中 国核电的核电市场化交易比例整体呈上升趋势，其中中国广核市场化电量占比由 2021 年的 39.15%提升至 2024 年的 50.9%；中国核电的核电市场化电量则由 2021 年的 38.58%提升至 2023 年的 42.65%，我们预计 2025 年 Q1 两个公司市场化交易 占比或进一步提升。从机组分布上看，中国广核的核电机组主要分布在广东、广 西、福建和辽宁，中国核电的核电机组则主要分布在浙江、江苏、福建和海南。 目前考虑到广东和江苏的 2025 年年度长协电价已经落地，电价整体下行的背景 下或对收入造成一定影响。

中国广核：广东长协电价下滑 16%，实施单项差价合约机制。以中国广核超半数 核电机组所在区域广东省为例，公司岭澳核电站和阳江核电站参与广东市场化交 易。根据广东省能源局和国家能源局南方监管局发布的《关于 2025 年电力市场 交易有关事项的通知》，2025 年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 273 亿千 瓦时，较 2024 年提升 78 亿千瓦时。电价政策上，2025 年广东省不包含绿电的年 度交易成交均价为 391.86 厘/千瓦时，较 2024 年的 465.62 厘/千瓦时下滑 16%。 考虑到广东省实施核电收益回收政策，能够针对中长期市场交易均价与政府授权 合约价格之差对授权合约电量进行单项差价结算回收，其中授权合约电量为核电 当月实际市场电量的 90%，叠加中国广核 Q1 上网电量同比增加近 10%，我们认为 可在一定程度上削弱电价下滑对于公司营收的影响。然而，考虑到广核 2025 年无核电机组计划投 ，且电价下滑幅度较大 ，我们预计电价下行对广核带来的营 收压力要大于中核。

中国核电：江苏长协电价同比降低，25 年漳州 2 号预计投 。以中国核电部分核 电机组所在区域江苏省为例，公司田湾核电站参与江苏市场化交易。根据江苏省 发改委发布的《关于开展 2025 年电力市场交易工作的通知》，2025 年江苏核电有 限公司所属核电机组全年市场交易电量 300 亿千瓦时左右（其中#1-2 机组 100 亿 千瓦时），除此以外上网电量均为保量保价电量，其中市场交易电量较 2024 年增 加 30 亿千瓦时。电价政策上，2025 年江苏省核电双边协商交易的成交均价为 409.66厘/千瓦时，与2024年452.94厘/千瓦时的年度交易均价相比下滑近10%。 考虑到中国核电 Q1 核电上网电量同比增长超 13%，且 2025 年中国核电预计有漳 州能源 2 号机组投运，我们认为以量补价背景下长协电价下滑对于公司营收影响 有限。此外，考虑到中国核电有部分新能源机组，在新能源全面入市的节奏下， 公司新能源上网电价或延续跌势，主要关注以量补价逻辑。

编辑：火腿肠