电力各板块业绩表现与投资策略分析

136 号文发布后，各省陆续出台配套细则，其中，山东、广东、广西、蒙东为首 批响应省份。

一、电力板块业绩表现

（1）火电：营收承压，业绩进一步修复。2024 年全年，申万火电板块实现营业收入 1.26 万亿元，同比-1.1%；归母 净利润 646.4 亿元，同比+31.8%，盈利进一步修复。2025Q1 营业收入为 2934.0 亿元，同比-8.1%；归母净利润 212.06 亿元，同比+7.8%；毛利率 15.96%，同比+1.75pct，净利率 9.67%，同比+1.42pct。

个股方面，2024 年火电板块营收增速前三的企业分别为长源电力、建投能 源和陕西能源；归母净利润增速前三的企业分别为深南电、华电能源、大唐 发电。其中，大唐发电 2024 年归母净利润增速达到 229.7%，主要受益于燃料成本下行带来的火电利润修复，以及来水增长带来水电利润提升。 2025Q1 火电板块营收增速前三的企业分别为通宝能源、华银电力、京能电 力；归母净利润增速前三的企业分别为华银电力、豫能控股、穗恒运。

（2）水电：24 年底高蓄能支撑 25Q1 业绩增长。2024 年全年，申万水电板块实现营业收入 1947.7 亿元，同比+6.4%；归母 净利润 563.2 亿元，同比+16.0%。2025Q1，水电板块营业收入 418.0 亿元，同比+4.0%；归母净利润 113.4 亿元，同比+23.7%；毛利率为 48.1%，同 比+4.3pct，净利率为 33.1%，同比+4.7pct。

个股方面，2024 年水电板块营收增速前三的企业分别为甘肃能源、桂冠电 力、湖南发展；归母净利润增速前三的企业分别为韶能股份、桂冠电力、甘 肃能源。2025Q1 水电板块营收增速前三的企业分别为黔源电力、闽东电力、 川投能源；归母净利润增速前三的企业分别为黔源电力、闽东电力、华能水 电。其中，华能水电 2025Q1 归母净利润增速达到 41.6%，主要受益于 25 年初澜沧江水电高蓄能带来水电电量增长，以及融资成本降低带动财务费用 下降。

（3）新能源：装机规模持续增长，电价下行，限电率上升，业绩承压。2024 年全年，申万风电板块营业收入为 1171.6 亿元，同比+3.0%；归母净 利润 200.0 亿元，同比-8.8%。光伏板块营业收入为 398.3 亿元，同比-17.5%； 归母净利润为-539.8 万元，同比-100.1%。2025Q1，风电板块营业收入为 302.7亿元，同比-9.9%；归母净利润72.0亿元，同比-8.2%；毛利率为41.4%， 同比-1.2pct，净利率为 27.3%，同比+0.4pct。光伏板块营业收入 80.5 亿元， 同比-11.8%，归母净利润 5.35 亿元，同比+42.7%；毛利率为 32.8%，同比 +1.8pct，净利率为 6.9%，同比+2.0pct。

个股方面，2024 年新能源板块营收增速前三的企业分别为云南能投、三峡 能源、浙江新能；归母净利润增速前三的企业分别为云南能投、中绿电、龙 源电力。其中，云南能投 2024 年营收与归母净利润分别实现 18.9%、40.0% 的增长，主要受益于新能源发电量增长，以及市场化交易电价提升。2025Q1 新能源板块营收增速前三的企业分别为中绿电、嘉泽新能、中闽能源；归母 净利润增速前三的企业分别为银星能源、中绿电、嘉泽新能。

（4）核电：机组陆续投产贡献收入，24 年受所得税及电价下降影响，业绩下滑。2024 年全年，核电板块营业收入为 1640.8 亿元，同比+4.2%；归母净利润 195.9 亿元，同比-8.2%，业绩下滑主要是受到计提增值税返还对应所得税费用，以及 电价下滑影响。2025Q1，核电板块营业收入为 403.01 亿元，同比+8.4%；归母 净利润 61.63 亿元，同比-7.5%。毛利率为 42.3%，同比-1.8pct，净利率为 27.1%， 同比-2.5pct。

二、电力行业中期投资策略

1、2025 年电力需求稳定增长，部分地区夏季高温期供需预 计紧平衡

从供给侧来看，上半年火电、水电电量均有下滑，风光核发电量同比高增。2025 年 1-5 月，全国累计发电量 3.73 万亿千瓦时，同比+0.3%。其中，火电累计发 电量 2.44 万亿千瓦时，同比-3.1%；水电累计发电量 4001.20 亿千瓦时，同比 -2.5%；风电累计发电量 4741.80 亿千瓦时，同比+11.1%；光伏累计发电量 2105.10 亿千瓦时，同比+18.3%；核电累计发电量 1969.20 亿千瓦时，同比 +11.5%。发电结构方面，与去年同期相比，火电占比下降 3.2pct 至 65.6%，水 电占比下滑0.4pct至10.7%，风电占比提高1.7pct至12.7%，光伏占比提高1.6pct 至 5.6%，核电占比提高 0.5pct 至 5.3%。

从需求侧来看，第二产业用电增速趋缓，第三产业用电增速持续提升。1-5 月， 全社会用电量累计 3.97 万亿千瓦时，同比+3.4%。其中，第一产业用电量 543 亿千瓦时，同比+9.6%；第二产业用电量 2.59 万亿千瓦时，同比+2.2%；第三产 业用电量 7404 亿千瓦时，同比+6.8%；城乡居民生活用电量 5803 亿千瓦时， 同比+3.7%。用电结构方面，与去年同期相比，第一产业占比提高0.1pct至1.4%， 第二产业占比下滑 0.8pct 至 65.3%，第三产业占比提高 0.6pct 至 18.7%，城乡 居民生活占比提高 0.1pct 至 14.6%。

2025 年电力供需预计紧平衡，预计未来几年会逐渐转向宽松。据中电联预测， 2025 年全国全社会用电量将达到 10.4 万亿千瓦时，同比增长 6%左右；全国新 增发电装机规模有望超过 4.5 亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过 3 亿千 瓦。供给方面，2025 年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源 增量与用电负荷增量基本相当，部分特高压直流工程投产，资源配置能力进一步 增强；新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部 地区部分时段电力生产供应的风险。需求方面，预计 2025 年我国宏观经济继续 保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。但外部环境更趋复杂严峻， 外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。预计 2025 年 迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平 衡。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。随着新能 源装机大幅提升，常规电源也在有序增长，预计未来几年，国内电力供需将转向 宽松。

2、煤价电价同降，市场化进程加速

（1）火电：业绩分化趋势明显。2025 年以来煤价持续下行，当前已降至 620 元/吨。今年以来，我国煤炭供给增 速显著高于需求增速，煤炭价格呈现出明显的下行趋势。截至 2025 年 6 月 6 日， 秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港及国投港区煤炭库存分别为 655、557、221 万吨， 同比+35.3%、+10.5%、-0.9%。据中国煤炭工业协会发布的《2024 煤炭行业发 展年度报告》，2025 年煤炭市场供需将呈现相对平衡并向宽松转变的运行态势。 煤价方面，24Q1/Q2/Q3/Q4 秦皇岛港 5500 大卡动力煤市场均价分别为 914.24/856.87/854.02/837.45 元/吨，25Q1、Q2 均价降至 737.00、651.79 元/ 吨，同比分别下降 19.4%和 23.9%。截至 2025 年 6 月 20 日，秦皇岛港 5500 大卡动力煤市场价已降至 620 元/吨，同比下降 29.1%。

全年火电业绩预计呈现分化状态。25 年北方地区中长期电价降幅相对较小，机 组分布集中在北方的火电公司盈利提升幅度较大，如大唐发电、京能电力、建投 能源等，而机组主要分布在广东、浙江、江苏等省份的公司，如粤电力、浙能电 力量价压力相对较大。此外，由于当前现货煤价与长协价倒挂，煤炭长协比例相 对较低的企业，可以通过采购现货获得更低的燃料成本，预计全年火电公司盈利 依然呈现分化状态。

展望下半年，预计广东、广西等地 26 年中长期电价下行空间较小，在煤价持续 下行过程中，区域优质企业有望在市场竞争中获得更好收益。

（2）水电：1Q25 电量增长较好，股息率仍有吸引力。高蓄能及来水偏丰对 2025 年一季度水电发电量形成支撑。受益于上游水库群蓄 水状况良好，2024 年底金下梯级电站基本蓄满，雅砻江两河口电站也实现了首 次蓄满。据长江电力公告，2025 年第一季度，乌东德水库来水总量约 167.05 亿 立方米，同比偏丰 12.50%；三峡水库来水总量约 555.19 亿立方米，同比偏丰 11.56%；据国投电力公告，1Q25 大朝山、小三峡水电站流域来水偏丰；据华能 水电公告，2025 年初澜沧江水电梯级蓄能同比增加，公司通过梯级优化调度释 放蓄能。高蓄能及来水偏丰带动 2025 年一季度水电发电量同比增长 3.6%。长 江电力、国能大渡河、雅砻江水电、华能水电 25Q1 水电发电量分别为 576.79、 56.51、232.37、212.92 亿千瓦时，同比+9.4%、-10.3%、+18.4%、+31.2%。

当前利率环境下水电配置价值凸显，折旧到期有望进一步贡献业绩增量。根据主 要水电公司分红承诺，以及 2025 年盈利一致预期，测算长江电力/华能水电/国 投电力/川投能源当前股息率分别达到 3.2%/2.6%/3.4%/2.5%，较当前十年期国 债收益率分别高出 1.59%、0.94%、1.80%、0.87%，仍然具备吸引力。此外， 按照 18 年的设备折旧期推算，长江电力所属三峡电站 2007-2008 年投产的机组 将于 2025-2027 年陆续到期；按照 12 年的设备折旧期推算，华能水电所属功果 桥、糯扎渡等电站部分机组也将于 2025-2027 年到期，有望贡献业绩增长。

（3）新能源：行业由数量、规模竞争逐渐转向效率、策略竞争截至 2024 年底，我国可再生能。源发电装机达到 18.89 亿千瓦，同比增长 24.6%， 装机占比连续两年超过一半。其中，风电光伏合计装机达到 14.06 亿千瓦， 2016-2024 年年均复合增速达到 23.5%。我国已提前 6 年完成在气候雄心峰会上 承诺的“到 2030 年中国风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上”目 标。预计“十五五”期间风光装机增速相较“十四五”会有所放缓，行业步入平 稳增长阶段。2024 年放开对 10%消纳红线的限制后，我国弃风弃光率有明显上 升，系统消纳能力约束下，新能源装机增长应当与电网灵活性资源建设节奏相匹 配；此外，当前政策工具已从保障性收购的“刚性管控”转向市场电价机制的“弹 性调节”，在保障投资合理回报、促进发展的同时能够规避过度激励引发的装机 过热。

136 号文推动新能源全面入市，531 之前行业迎来抢装潮。2025 年 2 月 9 日， 国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能 源高质量发展的通知》，提出推动新能源上网电价全面由市场形成。136 号文主 要内容包括：1）推动新能源上网电价全面由市场形成；2）建立支持新能源可持 续发展的价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算，通过场外差价结 算机制实现“多退少补”；3）以 2025 年 6 月 1 日为界限，区分存量和增量项目 分类施策，存量项目机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目机制电价通过市场 化竞价方式确定；4）与国家能源电力规划衔接，强化改革与绿证政策协同，纳 入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。136 号文以 2025 年 6 月 1 日为节点划分存量和增量项目，导致今年 6 月之前我国出现抢装潮。截至 2025 年 5 月底，新增新能源装机规模已经达到 2.44 亿千瓦，同比增长 146.8%。

136 号文发布后，各省陆续出台配套细则，其中，山东、广东、广西、蒙东为首 批响应省份。存量项目方面，山东、广西、蒙东均采取锁价模式，除广西集中式 项目机制电价低于燃煤基准价外，其他项目机制电价均为当地燃煤基准价；广东 未明确存量项目机制电价，但要求机制电量比例不超过 90%。增量项目方面，广 东对海风项目提供长达 14 年的机制电价执行期，广西设置 0.4207 元/千瓦时的 竞价上限，并且要求机制电量比例不超过 80%，蒙东则暂不安排新增机制电量， 未来根据消纳责任权重完成情况动态调整，这使其成为全国首个“增量全市场化” 试验区。全面入市后，新能源企业收入结构从“固定电价+补贴”转为“市场交易+差价补偿-调节费用”，收益波动性增加，倒逼企业主动参与交易策略设计， 提升发电预测精度与成本控制能力。具备成本优势和技术实力的企业将占据主导， 行业预计呈现“强者恒强”格局。

（4）核电：保持高核准量，市场化比例提升，电价成本相对稳定。2022 年以来核电维持高核准量。2019 年开始我国核电机组审批正式重启， 2022-2025 年核电均维持不低于 10 台机组的高核准量。中国核能行业协会预测， 2035 年我国在运核电将达到 1.5 亿千瓦（在建 0.5 亿千瓦），预计 2023~2030 年国内年均新核准装机约 8-10 台，2035 年电量占比 10%。要完成 2035 年的规 划，我国核电至少要保持目前的核准与发展节奏。

华龙一号技术完全独立自主，开启大批量规模化建设。在三代核电中，华龙一号 造价水平较低。华龙一号设备国产率较高，当前约 88%，其造价水平远低于 AP1000 和 EPR 技术。当前华龙一号的造价仅为每千瓦 1.6 万元-1.7 万元，而 AP1000 由于设计没有固化及设备制造的问题，目前造价接近每千瓦 2 万元。由 于国产化率较高、造价水平较低、技术自主可控、安全性高，中国核电、中国广 核在多个场合提到未来新建核电会以华龙一号为主。目前我国投产华龙一号核电 机组 5 台，在建华龙一号 13 台，装机容量约占当前在建核电机组的 50%。

核电营业成本中，燃料成本占比约 20%-30%，其中天然铀成本占比近一半。2023 年以来天然铀价格大幅上涨，但由于主要核电企业均通过长协稳定燃料价格，核 电企业总体成本受到的影响有限。2024 年中国广核核燃料成本为 95.23 亿元， 度电燃料成本为0.050元/千瓦时，同比+5.6%，中国核电燃料成本为75.56亿元， 度电燃料成本为 0.041 元/千瓦时，同比-5.5%，均远低于天然铀价格增速。截至 2025 年 6 月 10 日，天然铀现货价格跌至 70.13 美元/磅，同比下跌 16.8%。 主要核电公司通过签订长协稳定燃料价格。中国核电对整个核燃料供应链采取签 订 10 年长协模式，同时通过参股中核铀业保障上游原料价格的稳定性；中国广 核委托广核集团所属的中广核铀业统一采购核燃料及相关服务，并通过铀业公司 与原子能公司及中核建中订立长期合同来采购铀转化及浓缩服务及其他相关服 务，可以有效防范市场价格波动的影响，确保核燃料价格和供应保持长期稳定。

当前核电电价为“计划+市场”双轨制。计划电价为核电投产时的核准电价（取 核电标杆电价 0.4153 与当地燃煤基准价的较低值）。近年来核电市场化交易比 例不断提升，2024 年中国广核和中国核电市场化交易比例分别达到 50.9%和 50.78%。总体来看，大部分省份的核电市场化电量仍然按照核准价结算，市场 化电价波动对于核电业绩的影响有限。

2025 年主要省份核电市场化交易方案：广东：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 年增加 78 亿千瓦时。同时，对核电应用政府授权单向差价合约机制。当年 月中长期市场交易均价低于市场参考价时，核电机组按照核定上网电价、年 月中长期市场交易均价中的较大值与市场参考价之差乘以 0.85 执行变动成 本补偿机制。对核电机组执行发电侧中长期交易偏差考核，其中核电机组的 中长期交易偏差考核系数为 1.1。

江苏：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)，较 2024 年增加 30 亿千瓦时，除此以外 上网电量均为保量保价电量。

浙江：秦山一期和三门核电 10%电量通过现货市场交易，较 2024 年提升 5pct；（90－中长期市场化交易电量比例）%电量分配政府授权合约，执行 政府定价。

福建：核电 100%电量参与市场交易。2025 年福清 5、6 号以及漳州 1 号机 组全部进入市场，但是整体还是按照核准价来结算。

海南：2025 年增加了 5 亿度市场化电量，24 年没有市场化交易电量。