2025年电力行业2024年年报和2025年一季报总结：电、水电业绩增长，核电、绿电业绩承压

电力行业:火电、水电业绩增长、核电、绿电业绩承压

2024年、25年一季度电力行业业绩同比小幅增长。2024年,SW电力行业实现营业收入22279亿元，同比下降0.8%，实现归母净利润1797亿元，同比增长8.7%;2025年一季度，SW电力行业实现营业收入5338亿元，同比下降4.2%，实现归母净利润531亿元，同比增长7.2%。

分板块来看，火电、水电、业绩同比增长，核电、新能源业绩同比承压。2024年全年，SW火电、水电、核电、风电、光电板块分别实现归母净利润 625.7、563.2、195.9、179.7、-3.6 亿元同比增速分别为37.3%、17.6%、-8.2%、-10.4%、-109.5%;2025年一季度，SW火电、水电、核电、风电、光电板块分别实现归母净利润206.3、113.4、61.6、66.6、4.8亿元，同比增速分别为9.0%、28.1%、-7.5%、-7.5%、104.0%。总体而言，2024年以来煤价下行带来的成本改善对冲了电量下滑以及长协电价下降的不利因素影响，火电板块业绩实现正增长;2024年以来来水改善、财务费用持续压降，驱动水电板块业绩增长;核电短期业绩受所得税补缴拖累，剔除一次性因素和新能源影响后，核电业绩表现仍稳健;绿电方面，电价、消纳、风光资源条件等拖累业绩表现。

火电:煤价下降对冲量价下滑影响，业绩仍实现正增长

2024年、2025年一季度火电板块业绩实现正增长，但2025年一季度增速放缓。2024年SW 火电板块实现营业收入12321亿元，同比下降1.3%，实现归母净利润625.7亿元，同比增长37.3%。2025年一季度，SW火电板块实现营业收入2879亿元，同比下降7.9%，实现归母净利润206.3 亿元，同比增长9.0%。总体而言，虽然火电板块受到电量、电价下滑的双重不利因素影响但受益于煤价大幅下降，火电板块仍实现业绩正增长。下文将对电量、电价及煤价三方面因素展开分析。

2024年、2025年一季度火电板块毛利率、净利率提升，期间费用率基本稳定。2024年，SW火电板块毛利率、净利率分别为14.1%、7.0%，同比分别提升 1.7pct、1.9pct;2025年一季度，SW火电板块毛利率、净利率分别为15.7%、9.5%，同比分别提升2.0pct、1.5pct。2024年和2025年一季度，SW 火电板块期间费用率分别为6.7%、5.9%，同比基本持平，但考虑到火电板块营收下降，期间费用金额仍实现小幅下降。

2024年以来电力企业火电电量下滑，2025年一季度火电电量下滑加剧。以华能国际、大唐发电华电国际、国电电力4家电力央企为例，2024年煤电/火电上网电量同比增速分别为-1.74%、1.01%、0.29%、-1.19%,平均增速为-0.55%;2025年一季度煤电/火电上网电量同比增速分别为-10.11%、-2.41%、-9.29%、-9.34%，平均增速为-7.79%。

2024年以来电力企业电价下滑，2025年一季度电价下滑加剧。受到2024、2025年全国多数省份长协电价持续下降的影响，2024年以来电力企业整体上网电价下滑。以火电电量占比高的5家电力企业为例,2024年华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、申能股份电价同比增速分别为-2.85%、-3.22%、-0.95%、-1.79%、-2.29%，平均增速为-2.22%;2025年一季度上述企业电价同比增速分别为-1.96%、3.24%、-0.71%、-6.62%、-2.72%，平均增速为-3.05%。

2024年以来煤价进入下行通道，火电企业成本端大幅改善。受到国内煤炭增产保供、进口煤维持高位、火电电量下滑等因素影响，2024年以来煤炭供需持续宽松，市场煤价进入下行通道。以京唐港 5500大卡动力煤为例，2024年全年均价为861元/吨，同比下跌113元/吨或 11.6%;2025年一季度均价为728元/吨，同比下跌 180元/吨或19.8%。截至2025年5月8日,市场煤价已跌至 640元/吨，相较 2024年初累计下跌 286元/吨或 31%,且跌势未止，我们认为火电盈利能力仍有提升空间。煤价下跌推动火电企业燃料成本下降，以华能国际、华电国际为例，2024年单位燃料成本分别下跌8.0%、7.1%。根据市场煤价跌幅测算，我们预计 2025年一季度华能国际、华电国际单位燃料成本或同比下降10%。

水电:业绩高增，电价降幅有限，关注来水和新机组投产

2024年,SW水电板块实现营业收入1947.67亿元,同比增长9.0%;实现归母净利润563.21亿元，同比增长17.6%。水电企业全年业绩增长主要系来水偏丰驱动电量增长。考虑到水电企业成本端以折旧为主，电量增长将有效提振盈利能力，2024年毛利率为49.3%,同比提升1.7pct。在此基础上，随着利率下行、贷款偿还、高息债务置换，财务费用的节约对水电企业的业绩增长也有较大贡献。2024年,水电企业产生财务费用193.21亿元,同比减少9.9%,对应财务费用率下降 2.1pct至9.9%。综上，水电企业2024年实现净利润率32.9%，同比增加2.0pct。

2501，SW水电板块实现营业收入418.03亿元，同比增长8.7%;实现归母净利润113.38亿元，同比增长 28.1%;业绩表现延续2024年的良好态势，主要系来水偏丰、蓄能情况较好、以及部分公司新机组投产的影响。从盈利能力来看,25Q1,水电企业毛利率、净利率分别为48.1%、33.1%,同比+4.3、+4.7pct;财务费用压降仍在持续，同比下降幅度为13.56%，对应财务费用率同比降低2.6pct.

2024年主要水电企业发电最基本均实现增长，2501小幅分化:

2024年整体而言来水偏丰，其中2402来水形式较好，进入2403则呈现丰枯急转的态势。具体而言，1)金沙江、长江流域:2024年，乌东德水库来水总量约1123.69亿立方米，较上年同期偏丰 9.19%;三峡水库来水总量约3740.95亿立方米，较上年同期偏丰9.11%。2)澜沧江流域:2024年澜沧江流域来水同比偏丰0.5成，其中乌弄龙、小湾断面同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰 4.6%。受此影响，2024年主要水电企业中除了湖北能源电量同比小幅下滑外，其余均录得增长，增幅在2.53%~44.94%之间。

2501，得益于来水偏丰、蓄能情况较好、以及部分企业新机组投产，除国能大渡河公司、湖北能源电量同比下滑外，其余企业同比增长9.35%~81.91%。具体而言，来水方面，根据长江电力公告，2501乌东德水库来水总量约167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.50%;三峡水库来水总量约 555.19亿立方米，较上年同期偏丰11.56%。蓄能方面，1)2024年11月，长江上游金沙江中游梯级、金沙江下游乌东德和白鹤滩、雅江梯级、嘉陵江亭子口等水库均已实现蓄满目标，其中雅砻江两河口水库投运之后首次蓄至正常蓄水位2865米。2)云南省方面,截至2024年10月17日,全省水电蓄能达到 320.6亿千瓦时，同比增加38亿千瓦时，顺利完成年度蓄能目标。新机组投产方面，2024-2501华能水电TB水电站全容量投产、硬梁包水电站部分投产，川投能源银江水电站部分投产，上述机组在2501贡献增量电量。

2024年电价涨跌多受电量结构影响，2501数据显示火电电价下行对水电影响有限。2024年，主要水电企业电价涨跌互现，变动幅度在-3.00%~+4.00%之间。共性影响因素方面2024年来水丰枯急转，丰水期发电量增长较多结构性拉低了相关企业全年上网电价;个性影响因素方面，长江电力电价同比上升或主要受益于高电价的乌、白电站发电量占比提升。2501，以长江电力为代表的外送水电，上网电价同比仅下降0.62%，显示出较强的韧性，或表明外送大水电电价受当地火电电价下行的影响小于市场预期。华能水电2501综合上网电价同比下降 7.3%,我们预计有三方面原因:1)电量结构问题,电价相对较高的澜上5座电站(暂不考虑TB)电量占比同比有所下滑、新能源电量占比有所提升;2)送广东框架外电量受广东市场化电价下行影响;3)云南省内市场化交易电价同比下降。川投能源25Q1上网电价大幅增长23.32%,主要系 2025年公司控股水电企业常规直供电合同电价按照分水期(丰、平、枯)电价谈判签约，2024年同期按照全年综合交易电价签约:签约方式差异带来了01(枯水期)水电售电价格的暂时性增长。

截至2025年5月1日，多数大水库蓄水、出库均优于去年同期，支撑后续发电量表现。根据水利部消息，2025年我国入汛日期为3月15日，较多年平均入汛日期(4月1日)偏早17天。从目前主要大水库的水位来看，截至2025年5月1日8:00时，三峡、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、两河口、二滩、锦屏一级、瀑布沟水位分位数分别为43.2%、51.5%、53.4%、65.6%、24.6%、37.8%、37.3%、40.2%,较 24年同期-1.5pct、+33.1pct、+7.9pct、+10.5pct、+8.5pct、+8.5pct、+5.8pct+10.4pct。从出库流量来看，2025年5月1日8:00时，三峡、白鹤滩、溪洛渡、两河口、二滩锦屏一级、瀑布沟出库流量分别为8280、2680、2890、550、532、178、668立方米/秒,同比-30.4%、+9.4%、+58.8%、+64.2%、+18.8%、-32.1%、+54.6%。

核电:短期业绩受所得税补缴拖累，长期成长性突出

(一)剔除一次性因素和新能源影响后，核电业绩表现仍稳健

2024年，SW核电板块实现营业收入1640.76亿元，同比增长4.2%;实现归母净利润195.91亿元，同比减少8.2%。盈利能力方面，2024年核电板块毛利率、净利润率分别为 38.2%、20.7%,同比分别下降1.9、2.4pct。考虑到中国核电拥有新能源业务、中国广核拥有工程业务，我们仅关注两家公司核电业务毛利率，2024年分别为41.5%、43.6%，同比-1.48pct、-2.25pct。其中，中国广核主要系电价下降，防4商运、台1恢复运行使得按产量法摊销/计提的燃料、折旧成本有所增加，以及阳江5号、6号、台山1号、2号机组商运满5年开始计提乏燃料处置金影响;中国核电主要受到年内大修天数增加导致检修成本增加、同时部分机组满5年计提乏燃料处置金影响。而核电企业2024年净利润率的下滑除了前述毛利率的影响外，在较大程度上受以前年度增值税返还对应的所得税费用补缴拖累，2024年，中国核电、中国广核发生所得税费用60.1、41.5亿元，同比增长 68.3%、19.2%。25Q1,SW核电板块实现营业收入403.01亿元,同比增长8.4%;实现归母净利润61.63亿元同比减少 7.5%。如剔除新能源业务的影响(由于中国核电对中核汇能的持股比例有所下降，导致2501来自新能源业务的归母净利润同比大幅下降)，2501中国核电核电业务营收、归母净利润同比分别增长10.46%、11.52%，主要由于漳州1号机组于25年年初投运，且上网电价受 25年火电长协电价下降的影响较小;与之相对应,中国广核 25Q1营收、归母净利润同比分别+4.41%、-16.07%成为拖累板块业绩表现的主要因素，我们认为主要原因包括三方面:1)上网电价受25年广东、广西火电长协电价下降的影响较大，导致营收增速明显弱于电量增速;2)营业成本增加导致毛利率有所下滑，增加原因参考2024年;3)因研发进度差异确认研发费用2.92亿元，同比增长158%;同时 2401发生信用减值损失转回，约1.39亿元。

受大修安排、新机组投运节奏不同影响，两家企业发电最表现存在差异。2024年，中国核电实现发电量1831.22亿千瓦时，同比-1.80%;主要系年内大修安排较多;福清4号机组受小修影响年利用小时数仅2899.14h;以及摩羯台风导致海南核电降功率运行所致。中国广核 2024年实现发电量 2421.81亿千瓦时，同比+6.08%;一方面由于年内大修天数减少，另一方面防城港4号机组商运、台山1号机组恢复运行也贡献了增量电量。

25Q1，中国核电实现发电量494.82亿千瓦时，同比+13.30%，主要原因为大修减少、漳州1号机组于年初投运、同时福清4号机组恢复正常。中国广核实现发电量601.74亿千瓦时，同比+9.25%，主要系大修安排、防城港4号机组在2024年5月25日商运于2501贡献增量电量所致。

2024年两家核电企业上网电价存在分化，25Q1中国核电电价下行压力小于中国广核。2024年，中国核电上网电价为0.367元/kwh，同比+1.1%,预计主要系福清核电上网电价上涨驱动;中国广核上网电价0.416元/kwh，同比-1.6%，预计主要受广东市场化电价下行影响。2501，中国核电上网电价为0.361元/kwh，同比-2.60%，主要受江苏、浙江等地25年市场化电价下行拖累;中国广核上网电价为0.384元/kwh，同比-4.55%，主要由于广东、广西25年市场化电价下行。

二)25年新机组投运贡献增量，项目储备充足，长期成长空间广阔

2025年核电核蜗准已落地，连续四年维持>10台机组的核准规模。2025年4月27日，国务院常务会议核准浙江三门三期等5个核电项目。具体包括中广核防城港#5、#6机组，单机容量 120.8万千瓦;中广核台山#3、#4机组,单机容量120万千瓦;中国核电三门#5、#6机组,单机容量 121.5万千瓦;国家核电山东海阳#5、#6机组，单机容量130万千瓦;华能福建霞浦#1、#2机组，单机容量约125万千瓦;共计10台机组、装机容量1234.6万千瓦。2022-2025年，我国已连续4年核准核电机组数量多10台。

核电进入积砕釆靂時薫菱序发展新阶段，长期来看核准在建装机容量为在运装机的107%。2021年3月的《政瑩熬冑瑾槟拨工ㄊ擈作諛卫屿兑报鋨揮淨隡廾吴》中提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，为近10年来首次使用“积极”一词对核电进行政策表述。根据中国核能行业协会轮值理事长杨长利4月27日在“2025春季核能可持续发展国际论坛”上介绍，截至目前，我国商运核电机组58台、装机容量6096万千瓦;核准在建机组44台，装机容量5235万千瓦。在此基础上，如考虑此次新核准的10台机组，我国核准舨紕牌礠砲反坣偹碑砻ỷ殡蜩珮栅⑫策电殭啉缸ũ迈湓䖝颟祎涫ぎ萫捂蘧恶达54台，装机容量6506.5万千瓦，占在运装机规模的107%。具体到四家核电运营商而言，我们统计中国核电、中国广核(含红沿河核电)、国家核电、华能核电在运装机分别为 2496.2、3奮17鮒隰暐檩.8、404.0、21.2万千瓦，核准在建装机分别为2185.9、2422.2、1163.4、735.0万千瓦，对应弹性分别为88%、76%、288%、3483%。

短期来看，2025年两家核电企业均有新机组投运，且将于2027年进入投产大年。展望2025年，中国核电漳州1号机组已于年初投运，预计年内漳州2号机组投运;中国广核惠州1号机组预计也将于年内投运，且在集团6年的资产注入承诺下，预计将于年底完成资产注入。新增机组有望帮助两家企业对冲市场化电价下行的压力。展望2026-2027年，中国广核将分别有2、2台机组投运，中国核电分别有2、4台机组投运，有望迎来新一轮业绩收获期。

新能源:短期业绩承压，136号文助力行业迈入发展新阶段

(一)电价、消纳、风光资源条件等拖累业绩表现

2024年，我们选取的新能源发电样本企业，实现营业收入918.2亿元，同比-0.1%;实现归母净利润 178.0亿元，同比-7.8%。营收同比下滑一方面受风光资源条件不佳、同时上网电价下行影响，另一方面受龙源电力火电资产出表、以及太阳能光伏制造业务收入收缩的影响。而归母净利润同比下滑幅度超过营收的主要原因包括两方面:1)新增装机投运导致财务费用增加，2024年样本企业发生财务费用112.12亿元，同比+3.3%;带动财务费用率同比提升0.4pct至12.21%。2)信用减值损失、资产减值损失拖累。2024年，样本企业产生信用减值损失12.45亿元，同比+32.1%,主要来自三峡能源;产生资产减值损失22.22亿元，同比-8.9%,主要系龙源电力计提大幅减少，但三峡能源有所增加。

2501,样本企业实现营业收入218.8亿元,同比-6.7%;实现归母净利润56.2亿元,同比-7.8%。2501，收入延续下滑趋势，除受上网电价下降拖累外，主要系三峡能源处置水电资产、龙源电力处置火电资产导致 2401基数较高所致。盈利能力方面，2501样本企业整体毛利率为46.3%,同比下降 2.6pct，具体来看，各家公司毛利率有涨有跌，其中三峡能源跌幅较大，达到9.63pct，预计主要受电价下行、新增装机导致折旧成本增加等因素影响(2401公司试运行收入较多，导致毛利率基数较高);中闽能源涨幅较大,达到5.03pct,预计主要系福建风资源Q1有所改善。净利润率方面,25Q1为 29.1%，同比仅下降0.4pct,一方面由于三峡能源处置水电资产获得投资收益，另一方面中绿电在毛利率同比下滑1.71pct的基础上，通过费用管控和投资收益的增长，提升净利润率9.06pct.

资源条件偏弱叠加部分地区限电，导致发电量增速普遍低于装机增速。2024年全国并网风电利用小时数为 2127h，同比降低107小时;并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。利用小时数的下降一方面受到环境资源因素影响，2024年全国平均风速、全国水平面辐照量均同比下降;另一方面则因部分地区风电和太阳能发电利用率同比下降。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的新能源并网消纳情况，2024全国光伏发电利用率96.8%，风电平均利用率95.9%，同比分别下降1.4、1.2pct。上述因素导致各家公司 2024年的风电、光伏发电量增速基本均低于 2023、2024年的装机增速。2501，中闽能源所在的福建地区，风资源有所好转，对应发电量增速抬升，但龙源电力等公司的发电量增速仍受到风资源条件的拖累。

(二)136号文出台助力行业步入高质量发展新阶段

136号文将新能源全面入市的时间节点提前，并提出了机制电量、机制电价的概念，即对机制电量采取差价结算的方式，以维护新能源项目的合理收益。2025年5月8日，山东发布136号文承接方案的征求意见稿，明确:

对于2025年5月31日前投产的存量项目,机制电价为燃煤发电基准价(0.3949元/kwh);单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化;执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行。基于此，我们判断存量项目的收益预期将更为明朗，考虑到机制电量的上限需要承接现行的非市场化比例,我们预计现行新能源市场化程度较低的省份未来在机制电量的比例设计上将更具优势，如广东、浙江、山东、江西等。

而对于增量项目，《征求意见稿》明确:1)设置申报充足率以引导新能源供需(不低于125%)，其中申报充足率=万该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模。基于此我们认为对于一些绿电需求旺盛(由电力需求和能耗双控政策或可再生能源消纳责任权重共同驱动)、且本地新能源占比相对较低的省份，其竞价的激烈程度预计更低，如福建、东等。2)机制电价的竞价上限不高于该类型电源上年度机制电量竞价结果、首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价;竟价下限则参考先进电站造价水平(仅包含固定成本)折算度电成本(不含收益)合理确定。因此，我们预计成本管控能力较强的头部企业将具备更大的竞争优势。3)机制电价执行期限参照同类项目回收初始

投资的平均期限合理确定。此外，长期来看，机制电价政策有望随着新能源环境价值的持续兑现而逐步退出，届时新能源将真正意义上参与市场化交易，相比光伏，我们更看好出力曲线相对平滑的风电在电力市场获利的能力，未来装机增长空间有望打开。

编辑：火腿肠