报告投资评级 - 维持“增持”评级 [8] 报告核心观点 - 公司2025年实现归属于权益所有人净利润34亿元，同比下降11.9%，但分红比例提升至70%，彰显股东回报意愿增强 [3][8] - 公司重组后的红筹控A股权架构构建完成，有望对估值形成有力支撑 [8] - 基于2026年0.8倍市净率（PB）及汇率假设（1港元=0.88人民币），给予目标价4.39港元 [8] 财务表现与预测 - **2025年业绩**：公司实现主营业务收入490.29亿元，同比下降9.6%；实现归属于普通股股东净利润29.1亿元，同比下降13.5% [8] - **分部利润**：2025年煤电/水电/风电/光伏/其他业务净利润分别为14.1/1.1/18.1/4.8/-4.1亿元 [8] - **盈利预测**：预计2026-2028年归属于普通股股东净利润分别为21.95亿元、25.91亿元、30.77亿元，对应每股收益（EPS）为0.18元、0.21元、0.25元 [8] - **收入预测**：预计2026-2028年营业总收入分别为466.48亿元、482.44亿元、504.09亿元 [5] - **估值指标**：报告预测公司2026-2028年市盈率（PE）分别为16.4倍、13.9倍、11.7倍；市净率（PB）分别为0.60倍、0.59倍、0.58倍 [5][9] 业务板块分析 - **火电业务**：2025年净利润为22.7亿元，较2024年的15.6亿元显著改善，主要得益于燃料成本下降 [8] - 度电净利为0.045元，同比增加0.019元 [8] - 煤电电价为0.369元/度，同比下降0.024元；度电燃料成本为0.233元，同比下降0.038元 [8] - 点火价差为0.145元/度，同比增加0.015元 [8] - **水电业务**：2025年净利润为3亿元，较2024年的5.1亿元下降，主要受降雨量减少影响 [8] - 度电净利为0.016元，同比下降0.011元 [8] - 利用小时数同比下降56小时至3083小时 [8] - 与电投水电资产重组确认一次性税项3.6亿元，影响了当期表现 [8] - **新能源业务**： - **风电**：2025年利润为29.4亿元（2024年为31.8亿元）；度电净利为0.096元，同比下降0.026元；电价为0.411元/度，同比下降0.037元；2025年新增装机187万千瓦；利用小时数同比下降25小时至2029小时 [8] - **光伏**：2025年利润为9.8亿元（2024年为17.2亿元）；度电净利为0.037元，同比下降0.036元；电价为0.371元/度，同比下降0.034元；2025年新增装机345万千瓦；利用小时数同比下降106小时至1285小时 [8] 关键假设与展望 - **2026年核心假设**： - 假设火电电价下降0.02元，煤价下降10元/吨 [8] - 假设新能源电价下降0.02元，风电和光伏新增装机容量分别为280万千瓦和223万千瓦 [8] 股东回报 - **分红政策**：2025年合计派息0.17元/股，分红率从2024年的60%大幅提升至70% [3][8] 估值比较 - **可比公司估值**：与龙源电力、华润电力相比，中国电力2026年预测市盈率（16.4倍）高于可比公司平均值（8.6倍），但市净率（0.61倍）低于可比公司平均值（0.84倍） [10]

**公司：中国电力 (股票代码未提供)** * **2025年财务业绩** * 营收490.29亿元人民币，同比下降9.6%[1][2] * 归属于普通股股东利润29.10亿元人民币，同比下降13.5%，低于市场预期的34.93亿元[1][2] * 业绩低于预期主要因水电板块受资产重组一次性税项3.56亿元影响[1][2] * 2025年末期派息0.168元/股，股息率达5.8%，分红比例同比提升11个百分点至71%[1][2] * **分板块运营情况** * **火电业务** * 2025年度电净利润达4.5分，同比增加1.9分[3] * 主要驱动因素是单位燃料成本同比下降14.0%[3] * 2025年下半年（2H25）火电度电净利润为3.2分，同比增加1.8分，但环比下降2.6分[3] * 下半年盈利环比下降原因：煤电上网电价较上半年（1H25）下降2.6%，且除燃料外的其他成本增长较多[3] * **新能源业务** * 2025年新增风电装机1.87GW，新增光伏装机3.45GW，合计新增装机5.32GW[3] * 公司预计2026年新增新能源装机约5GW，其中风电2.8GW，光伏2.2GW[3] * 2025年新能源盈利同比下滑，原因包括：电站资源较差、平价项目占比增加、新能源市场化推进[3] * **水电业务** * 2025年完成与电投水电的重大资产重组，持股电投水电55.13%，搭建“红筹控A”资本架构[3] * 水电板块2025年净利润为3.0亿元人民币，同比大幅下降41.7%[3] * 净利润下滑原因：五强溪、长洲等核心电站流域来水偏枯、资产重组一次性税项影响[3] * 公司看好水电平台未来的盈利修复和资产规模增长[3] * **未来展望与预测** * 公司预计2026-2028年归属于普通股股东利润分别为28.25亿元、31.49亿元、33.63亿元人民币[3]

研读总结：中国电力公用事业与AI算力需求研究报告 一、 行业与公司 * 行业：中国电力公用事业，特别是可再生能源（风电、光伏）行业，以及AI数据中心相关的电力供应 [1][2][5][7] * 公司：报告重点覆盖**龙源电力**和**中国电力国际发展**，并给出“买入”评级 [5][53][54][57] 同时提及了包括大唐新能源、华润电力、三峡能源、中广核新能源在内的多家绿色能源供应商，以及双登集团、威胜控股、泰科电子、精锻科技、长飞光纤、中恒电气、科华数据、科士达、高澜股份等AIDC供电设备及解决方案提供商 [53] 二、 核心政策与行业趋势 * **“十五五”规划强调“算电协同”**：中国政府发布的“十五五”规划将AI作为重点领域，并明确能源部门将通过可再生能源驱动的算力与电力融合来支持AI发展 [2][9] 这鼓励数据中心支持共址可再生能源项目、购买绿色电力PPA/证书，并作为电网的需求响应资源 [2] * **“东数西算”战略下的新型运营模式**：鼓励AIDC项目布局在可再生能源丰富的地区（如中国西北），在东南地区则可通过现场分布式可再生能源或共址供电支持 [9] **大唐新能源在宁夏中卫的4.6GW“算电融合”项目**是“源网荷储”一体化的旗舰案例，通过物理直供（光伏）和虚拟直供（风电）相结合，为数据中心集群提供100%绿电 [11][12][13] * **AIDC耗电量增长前景巨大**：预计到2030年，中国AIDC的耗电量将增长5倍，占全国总用电需求的9%，并驱动2025-2030年间超过20%的总用电量增长 [3][20] **OpenClaw等AI智能体的兴起**进一步推高了AI耗电预期，并带动了中国AI模型的海外使用量激增 [3][16][17] * **中美在AIDC能源基础设施上的竞争**：中国在能源基础设施方面具有系统性优势，包括更强的发电和输配电网络，以及更低的成本和更大的规模 [4] 相比之下，美国面临电网老化、设备短缺、审批流程漫长等瓶颈 [4][30][45][51] 三、 中美能源基础设施对比 * **发电能力**：2025年，中国总装机容量约为美国的3倍，年新增装机容量约为美国的10倍 [42][43][44] * **电网能力与投资**：中国电网平均网龄小于15年，而美国电网平均超过40年 [45] 过去五年，美国电网总投资为4280亿美元，中国为3800亿美元 [47] 但美国60%的电网投资用于防御性资本支出（维护老化设施），而中国60%用于扩张性资本支出（建设新容量） [48][51] * **电力系统管理**：中国采用集中式管理，由国家电网和南方电网推进统一的新型电力系统，决策高效 [49] 美国是分散式管理，各州自主权大，协调复杂 [50] * **电力成本**：中国西部AIDC的绿色电力平均价格为0.35元/千瓦时，显著低于美国平均工商业电价 [37][40] 但中国其他地区的电价与AIDC聚集地德克萨斯州相比并无显著优势 [37][40] 美国“自建电源”的趋势将推高其AIDC能源成本，拉大与中国的差距 [38][39] 四、 中国AI模型的海外需求与耗电分析 * **海外需求激增**：自2月初以来，海外用户访问中国AI模型的API请求量显著增加，中国模型的token销量曾在2月中旬的两周内超过美国模型 [17][18] * **成本优势显著**：中国AI模型在性能可比的情况下，价格远低于美国模型。根据OpenRouter数据，中国模型平均输出价格为每百万token 1.6美元，而美国模型贵5倍；平均输入价格也接近美国模型的1/3 [31][32][35][36] * **能效可能更高**：例如，MiniMax M2.5和DeepSeek V3.2的能耗分别为0.061和0.224千瓦时/百万token，低于部分美国模型 [34] * **当前耗电量占比极小，但增长潜力大**：基于**基准情景**（假设海外token请求量每周增长5%），使用DeepSeek V3.2的能耗基准（0.224千瓦时/百万token）测算，一年内累计耗电量约为1.96亿千瓦时，仅占2026年预计中国总用电量的0.002% [24][25][26][27] 在**乐观情景**（每周增长20%）下，占比可能升至0.5% [3][25][26] * **海外销售风险**：包括数据安全与隐私、监管风险、GPU算力瓶颈以及地缘政治导致的市場准入限制等 [29][33] 五、 投资观点与标的分析 * **核心观点**：AIDC的发展正式与可再生能源捆绑，AI耗电量的任何上行都应将导致可再生能源独立发电商获得更好的电价/更低的弃电率 [5] 绿色电力公司预计将从“算电融合”趋势中持续受益，通过降低弃风弃光率、提高利用小时数、改善可再生能源并网以及获得优于现货市场的合同定价来获利 [10][21] * **龙源电力**： * 公司简介：全球最大的纯风电运营商 [54][56] * 投资亮点：定位良好，有望捕捉AI驱动的中长期需求增长。短期看，可再生能源电价政策更新有助于保障存量项目回报 [56] * 目标价与评级：H股目标价9.10港元（现价8.24港元），A股目标价22.10元人民币（现价18.45元人民币），均给予“买入”评级 [62] * 能源转型：已处置大部分煤电资产，目前无重大煤电业务风险敞口 [59] * **中国电力国际发展**： * 公司简介：中国领先的绿色能源供应商，拥有多元化发电资产组合 [57][61] * 投资亮点：有望抓住AI驱动的绿色电力增长机遇，积极拓展绿色电力交易和绿证业务。母公司向上市公司注入约13GW黄河水电资产可能提升其估值和盈利前景 [61] * 目标价与评级：目标价3.90港元（现价3.32港元），给予“买入”评级 [62] * 能源转型：目前煤电装机9.8GW，占总装机20%，目标到2025年将煤电占比降至10%以下，清洁能源占比超90% [60] 六、 风险提示 * **行业与公司共同风险**：电价不及预期、利用小时数不及预期导致发电量和收入下降、可再生能源补贴应收款潜在减值、风电场机组更换等 [62] * **中国电力国际发展特定风险**：水电持续强劲发电可能压制火电利用小时数、煤价超预期上涨侵蚀煤电利润、电价不及预期 [62] * **海外token销售风险**：如前所述的数据安全、监管、GPU限制及地缘政治风险 [29][33]

行业与公司研究纪要关键要点总结 一、 涉及的行业与公司 * **行业**：中国电力设备行业、中国电力行业（特别是电网投资与建设）、中国独立发电商（IPP）行业 [1][8][13] * **主要覆盖公司**： * **电力设备公司**：思源电气（Sieyuan Electric, 002028.SZ）、平高电气（Pinggao Electric, 600312.SS）、国电南瑞（NARI Technology, 600406.SS）、许继电气（XJ Electric, 000400.SZ）、正泰电器（CHINT Electrics, 601877.SS） [3][4][5][9] * **独立发电商（IPP）**：中国广核电力（CGN Power-H, 1816.HK；CGN Power-A, 003816.SZ）、华润电力（China Resources Power, 0836.HK） [6][10][41] 二、 核心观点与论据 1. 行业核心观点：中国电网投资将加速，电力设备商优先于发电商 * **核心观点**：中国“十四五”规划期间（2026-2030年）电网投资将加速，年增长率预计为8.4%-8.7%，总投资额达4.1万亿元人民币，较“十三五”增长49% [13][20][61][63] * **驱动因素**： * **新型电力系统转型**：电力系统从依赖火电提供基荷，转向以风光提供主要增量电力，火电角色转向容量支持和调峰，基荷将更多由水电和核电承担 [16][107] * **解决间歇性与区域错配**：风光发电的间歇性以及中国“西电东送”的资源负荷地理错配，需要长距离输电、智能电网和统一电力市场来应对 [18][91][134] * **具体投资方向**：特高压（UHV）线路、骨干输电网、配电网升级、微电网建设 [20][24][55][71][117] * **需求增长**：电力需求增速将超过实际GDP增速，预计“十四五”期间年复合增长率为5.4%，主要受数据中心、电动汽车等第三产业用电驱动 [61][64][76][77] * **可再生能源加速并网**：预计“十四五”期间年均新增风电110-120GW、光伏180-200GW，电网建设是消纳高比例可再生能源的前提 [64][86][88] * **市场预期差**： * **电网投资**：市场已部分定价国家电网4万亿元的投资计划，但可能低估了项目审批重新加速（预计每年新批4条特高压直流和2-3条特高压交流）以及配电网投资（受微电网、数据中心等驱动）的上行空间 [44] * **设备出口**：市场可能仍认为中国厂商出口有限，但实际上在全球变压器供应紧张、欧美电网老化及数据中心资本支出激增的背景下，中国厂商在高端出口市场（如北美、欧洲、中东）面临多年机遇窗口 [28][44] * **对发电商（IPP）持中性至负面看法**：因可再生能源占比提升挤压火电利用小时、煤电容量增加（2025年约73GW，同比增139%）、电价面临政策压力（如136号文导致江苏、山东等省电价显著下降）以及煤炭价格刚性，导致盈利承压 [40][41][42] 2. 公司具体观点与评级调整 * **思源电气（002028.SZ）**：**重申为首选标的（Overweight）**，目标价283.4元人民币，对应2026年预测市盈增长率（PEG）1.1倍 [3][31] * **国内市占率提升**：凭借多元化产品组合，预计2025年新订单同比增长28%至180亿元人民币，2026年再增25%至220亿元人民币；其中国网集采订单2025年增长超25%至80亿元人民币 [30] * **海外订单强劲增长**：受益于全球变压器供应紧张和市场渗透，预计海外订单2025年同比增长48%至110亿元人民币，2026年同比增长43%至160亿元人民币 [29] * **盈利与毛利率可能持续超预期**：得益于产品结构和国别结构的改善 [3] * **平高电气（600312.SS）**：**维持增持（Overweight）**，目标价上调36%至27.85元人民币，对应2026年预测市盈率（PER）25.6倍，低于其2013年以来的历史平均36.3倍 [4][35] * **竞争优势**：在高毛利率的特高压产品（如GIS）中份额显著提升，2025年招标份额同比增加4.1个百分点至24.5% [34] * **海外业务复苏**：将2027年国际业务收入增长预测从10%上调至20%，达到2.69亿元人民币 [34] * **国电南瑞（600406.SS）**：**维持增持（Overweight）**，目标价上调22%至32.25元人民币，对应2026年预测市盈率27.5倍，高于其2013年以来的历史平均22.3倍 [4][36] * **看好长期增长**：受中国强劲的电网投资以及稳健的非电网业务前景推动 [36] * **许继电气（000400.SZ）**：**下调至中性（Equal-weight）**，目标价上调19%至32.18元人民币，对应2026年预测市盈率25.0倍，与其2013年以来的历史平均23.0倍相比估值合理 [5][39] * **下调原因**：尽管是特高压直流关键参与者，但预计其盈利增速将低于同行；短期内高压设备市场份额收缩可能影响市场情绪；估值已合理 [5][39] * **正泰电器（601877.SS）**：**维持中性（Equal-weight）**，目标价上调34%至33.12元人民币，对应2026年预测市盈率16.6倍，略高于其2013年以来的历史平均15.2倍 [5][38] * **原因**：对电网客户敞口较小（主要聚焦低压电气设备）；因太阳能产能扩张导致杠杆率上升，资产负债率从2023年的61.5%升至2025年9月的66.1% [37] * **中国广核电力-H（1816.HK）**：**下调至中性（Equal-weight）**；**中国广核电力-A（003816.SZ）维持减持（Underweight）** [6][41] * **下调H股原因**：股价已接近目标价；估值在2026年预测市净率（P/B）1.1倍处合理，与其2015年以来平均水平一致；预计2026年核电跨省市场交易量增加及广东电力市场挑战可能导致电价持续下行；新核电站建设加速可能限制每股股息（DPS）上行空间 [6][42] * **华润电力（0836.HK）**：**下调至中性（Equal-weight）** [6][41] * **下调原因**：估值在2026年预测市净率0.8倍处合理，与其2012年以来平均0.9倍相比；预计2026年因可再生能源和煤电业务电价下降，盈利面临下行压力；尽管维持派息率，但盈利下降可能导致DPS承压 [6][42] 三、 其他重要信息 * **新型电力系统架构**：强调“源网荷储”协同，微电网成为关键组成部分，EV充电网络、分布式能源、储能系统等将作为新的灵活性资源整合入电网 [97][100][116][117] * **储能（ESS）发展新叙事**：在支持性政策框架下，预计中国新增储能装机容量在2026-30年间年复合增长率约20% [121] * **政策支持**：多个省份已出台针对独立储能的容量电价/补偿政策，改善了项目经济性，部分区域项目内部收益率可达15%左右 [121][122] * **可持续性**：国家能源局指导独立储能容量电费通过系统运行费向工商业用户收取，国家发改委认为长期来看对用户电价影响基本中性 [122] * **全国统一电力市场建设**：是电网资本支出的直接催化剂，通过促进跨省输电、本地电网加强和灵活平衡基础设施建设 [44][134] * **目标**：到2030年，约70%的电力消费通过市场交易；到2035年，统一市场体系完全建立 [19][141] * **早期数据验证强劲势头**：国家能源局数据显示，2026年前两个月电网资本支出同比增长33.5%，达到436亿元人民币 [21][76] * **中国电网投资结构**：预计“十四五”期间，特高压输电网络投资增长66%，骨干输电网投资增长31%，配电网投资增长49% [55][67] * **主要电网公司投资蓝图**： * **国家电网**：“十四五”规划固定资产投资4万亿元，较前五年增长40% [72] * **南方电网**：2026年安排固定资产投资1800亿元人民币，创五年新高 [72] * **中国与全球电力系统比较**： * **中国**：高度集中规划与执行，东西部资源负荷严重错配，长距离输电和跨省平衡至关重要，特高压是骨干 [25][158][161] * **美国**：分散化，主要区域间电力传输需求有限 [26][158] * **欧洲**：严重依赖市场耦合和跨境电力流动进行电网平衡 [26][158] * **共同点**：全球范围内可再生能源渗透率上升和对灵活性价值重视程度提高是普遍趋势 [26][159]

公司股息派发计划 - 公司将于2026年6月30日派发末期股息 [1] - 末期股息派发标准为每股0.168元人民币 [1]

公司股息派发计划 - 中国电力将于2026年6月30日派发末期股息 [1] - 末期股息派发金额为每股0.168元人民币 [1]

公司2025年度财务业绩概览 - 2025年度公司总收入为人民币490.29亿元 同比减少9.56% [1] - 集团权益持有人应占利润为人民币34.04亿元 同比减少11.85% [1] - 每股基本盈利为人民币0.24元 拟派发末期股息每股0.168元 [1] 利润变动核心驱动因素分析 - 年度利润减少约9.51% 主要由于可再生能源板块（包括水电、风电及光伏发电）的利润贡献下降所致 [1] - 火电板块利润同比大幅增长约45.76% 部分抵消了可再生能源板块的利润下降 主要得益于较低的燃料成本及有效的煤炭采购措施 [1] 各业务板块运营与财务表现 - **风电与光伏发电**：收入分别增长约7.78%及3.25% 主要受若干收购项目及新发电机组投入商业运营带动 但利润因平均上网电价调整而同比下降 [1] - **水电**：收入及利润均有所下降 主要由于电厂营运所在地区降雨量减少 [1] - **火电**：收入减少约19.65% 主要因公司于2024年底部分出售一家燃煤发电附属公司权益并将其重新分类为联营公司 [1] 装机容量与能源结构 - 截至2025年12月31日 集团合并装机容量达54,753.7兆瓦 同比增长10.86% [2] - 清洁能源装机容量为44,933.7兆瓦 占集团总装机容量约82.07% [2] 行业政策影响 - 中国政府实施可再生能源上网电价全面市场化政策 导致风电及光伏发电的平均上网电价出现调整 [1]

股息信息 - 公司宣派2025年末期普通股息，每股0.168元人民币[1] - 派息金额按汇率换算，每股0.1911港元，汇率1:1.1375[1] - 股息代扣所得税税率为10%[1][2] 时间安排 - 股东批准日期为2026年6月4日[1] - 除净日为2026年6月8日[1] - 递交过户文件最后时限为2026年6月9日16:30[1] - 暂停过户登记日期为2026年6月10 - 12日[1] - 记录日期为2026年6月12日[1] - 股息派发日为2026年6月30日[1]

股息信息 - 2025年度末期股息建议为每普通股税前人民币0.168元（0.1911港元）[4] - 末期股息有待2026年6月4日股东周年大会批准[4] - 预期2026年6月30日以港元支付[6] 时间安排 - 确定出席2026年股东周年大会投票资格，过户登记截止6月9日4时30分[6] - 确定获派股息权利，过户登记截止6月9日4时30分[6] 税务情况 - 非居民企业股东扣10%所得税获派股息[7] - 自然人股东获派股息无需代扣代缴所得税[7]

收入和利润（同比环比） - 收入为人民币490.29亿元，同比下降9.56%[4] - 年度利润为人民币59.18亿元，同比下降9.51%[4] - 公司普通股股东应占利润为人民币29.10亿元，同比下降13.50%[4] - 每股基本盈利为人民币0.24元，同比下降11.11%[4] - 收入为490.29亿元人民币，同比下降9.6%[7] - 年度利润为59.18亿元人民币，同比下降9.5%[7] - 经营利润为119.36亿元人民币，同比下降1.9%[7] - 本公司普通股股东应占利润为29.10亿元人民币，同比下降13.5%[7] - 基本每股盈利为人民币0.24元，同比下降11.1%[7] - 年度利润为59.18亿元人民币，较上年增长约10.5%[9] - 年度其他全面收益（税后净额）为29.01亿元人民币，较上年大幅增加约1614.6%[9] - 年度全面收益总额为88.20亿元人民币，较上年增长约31.5%[9] - 归属于本公司普通股股东的全面收益为58.28亿元人民币，较上年增长约64.4%[9] - 2025年总收入为49,029.459百万元人民币，同比下降9.6%（2024年：54,212.792百万元人民币）[24] - 公司截至2025年12月31日止年度的总营业收入为490.29亿元人民币，其中售电收入为467.25亿元人民币，储能收入为23.04亿元人民币[30] - 公司年度利润为59.18亿元人民币，经营利润为119.36亿元人民币[30] - 截至2024年12月31日止年度，公司总收入为542.1279亿元人民币，其中售电收入为503.0455亿元人民币，储能收入为39.0824亿元人民币[33] - 公司年度利润为65.3989亿元人民币，其中风力发电分部贡献最大，利润为31.8268亿元人民币[33] - 公司经营利润为121.6719亿元人民币，其中风力发电分部业绩最高，为49.2263亿元人民币[33] - 公司权益持有人应占利润为人民币34.04亿元，较上年的人民币38.62亿元有所下降[76] - 公司普通股股东应占利润为人民币29.10亿元，上年为人民币33.64亿元[76] - 每股基本盈利约为人民币0.24元，上年为人民币0.27元[76] - 公司2025年净利润为人民币59.18亿元，较上年减少人民币6.22亿元或9.51%[101] - 公司2025年总收入为人民币490.29亿元，较上年减少9.56%[103] - 2025年经营利润为人民币119.364亿元，较上年减少1.90%[113] - 归属于公司普通股股东的年度利润为29.10亿元人民币，较去年的33.64亿元下降13.5%[45] - 每股基本盈利为人民币0.24元，较去年的人民币0.27元下降11.1%[45] 成本和费用（同比环比） - 燃料成本为119.84亿元人民币，同比下降26.7%[7] - 折旧费用为140.41亿元人民币，同比上升10.9%[7] - 员工成本为63.10亿元人民币，同比上升13.9%[7] - 储能设备销售成本为17.02亿元人民币，同比下降45.4%[7] - 财务费用为50.63亿元人民币，同比基本持平[7] - 公司财务费用为50.4307亿元人民币，显著高于财务收入1.5396亿元人民币[33] - 2025年其他收入合计人民币39.26亿元，其中提供委托管理及其他服务收入为人民币21.00亿元，提供环保相关服务收入为人民币9.80亿元[37] - 2025年其他收益及亏损净额为人民币15.58亿元，其中政府补贴为人民币4.35亿元，议价收购收益为人民币3.22亿元[37] - 2025年其他经营开支合计人民币62.17亿元，其中发电相关运营成本为人民币16.76亿元，其他无形资产摊销为人民币11.85亿元[38] - 2025年股息收入为人民币1.83亿元，较2024年的人民币1.03亿元增长约77.7%[37] - 2025年应收账款等减值拨备净额为人民币0.64亿元，较2024年的人民币2.28亿元大幅减少71.9%[38] - 2025年税金及附加费为人民币6.14亿元，较2024年的人民币5.01亿元增长22.6%[38] - 其他无形资产摊销为11.85亿元人民币，与去年基本持平[39] - 研发费用为2.94亿元人民币，较去年的3.52亿元下降16.6%[39] - 物业、厂房及设备折旧为132.94亿元人民币，较去年的120.62亿元增长10.2%[39] - 财务费用总额为50.63亿元人民币，较去年的50.43亿元略有增加[40] - 银行借贷利息支出为38.51亿元人民币，是财务费用的主要构成部分[40] - 当期所得税支出为20.58亿元人民币，较去年的15.83亿元增长30.0%[42] - 所得税总支出为19.41亿元人民币，较去年的14.71亿元增长32.0%[42] - 年内折旧开支为人民币13,294,370千元，较2024年的人民币12,062,171千元增加10.2%[46] - 年内确认之减值亏损为人民币47,291千元，较2024年的人民币265,262千元减少82.2%[46] - 应收账款亏损拨备于2025年12月31日为人民币2.334亿元，年内确认减值损失人民币1330万元，并有人民币196万元回拨[55] - 总燃料成本减少人民币43.728亿元或26.73%，主要因平圩发电不再纳入合并报表及单位燃料成本下降[107] - 折旧及员工成本合计增加人民币21.483亿元，主要因资产重组及新能源机组投入运营[109] - 储能设备销售及工程承包成本合计为人民币19.283亿元，同比减少人民币12.843亿元或39.98%[110] - 其他经营开支同比增加人民币2.169亿元或3.62%，主要因合并范围扩大[111] - 其他收益及亏损净收益同比增加人民币8.223亿元或111.78%，主要因议价收购收益及减值减少[112] - 财务费用为人民币50.628亿元，较上年增加人民币0.197亿元或0.39%[114] - 应占联营公司业绩为利润人民币6.138亿元，同比增加11.36%[115] - 2025年公司计提物业、厂房及设备减值总额为人民币4729.1万元，相比2024年的2.65亿元大幅下降82.2%[143] - 2025年公司确认计提应收账款及其他应收款项减值拨备为人民币6396.7万元，相比2024年的2.28亿元下降72.0%[145] - 2025年股份支付开支为人民币218.2万元，较2024年的1928.3万元大幅减少[150] 各条业务线表现 - 风电及光伏发电收入分别增长约7.78%及3.25%[5] - 火电板块收入减少约19.65%，但利润同比增长约45.76%[5] - 储能业务收入为2,304.314百万元人民币，同比下降41.0%（2024年：3,908.242百万元人民币）[24] - 分部业绩显示，风力发电分部利润最高，为50.28亿元人民币，占总分部利润的40.4%[30] - 火力发电分部收入最高，为194.99亿元人民币，占总收入的39.8%[30] - 储能业务收入为23.04亿元人民币，分部业绩为0.52亿元人民币[30] - 资本性支出中，光伏发电板块最高，为83.90亿元人民币，其次是风力发电的69.84亿元人民币[30] - 财务费用总额为50.63亿元人民币，其中光伏发电和风力发电的财务费用较高，分别为18.85亿元和17.54亿元人民币[30] - 公司所得税支出为19.41亿元人民币[30] - 物业、厂房及设备折旧总额为132.94亿元人民币[30] - 分部资产中，风力发电资产最高，为1290.477亿元人民币，占总资产（分部合计）的38.4%；光伏发电资产为1144.077亿元人民币，占比34.1%[31] - 公司借贷总额为2053.533亿元人民币，其中光伏发电分部借贷最高，为751.499亿元人民币[31] - 公司资本性支出为282.1256亿元人民币，其中光伏发电分部支出最高，为145.8793亿元人民币[33] - 公司物业、厂房及设备折旧总额为120.6217亿元人民币，风力发电分部折旧最高，为45.3437亿元人民币[33] - 按业务分部划分，截至2024年底，风力发电分部资产最高，为人民币1253.39亿元，光伏发电分部资产为人民币1087.31亿元[34] - 储能业务收入为人民币23.04亿元，同比减少人民币16.04亿元或41.04%[100] - 火电分部净利润同比增长45.76%至人民币22.69亿元，而水电、风电、光伏发电及储能分部净利润分别同比下降41.65%、7.50%、43.32%及86.27%[101] - 煤电业务平均单位燃料成本为人民币232.76元/兆瓦时，同比下降13.98%[108] - 2025年清洁能源板块资本性支出为人民币161.63922亿元，占集团总支出的88.8%[151] - 2025年火电板块资本性支出为人民币11.03708亿元，较2024年下降61.6%[151] 各地区表现 - 收入主要来自中国内地市场，为48,957.630百万元人民币，占总收入的99.9%[24] - 其他国家的收入为71.829百万元人民币[24] - 在中国内地售电收入主要依据已获批准的购电协议中的约定电价计算，部分电价遵循市场主导的定价机制[29] 发电量与售电量 - 总发电量为130,972,889兆瓦时，同比下降1.57%[4] - 总售电量为126,332,861兆瓦时，同比下降1.27%[4] - 公司总售电量同比下降1.27%，至126,332,861兆瓦时[90] - 风电售电量同比增长17.38%，至30,798,035兆瓦时；光伏发电售电量同比增长12.62%，至26,381,165兆瓦时[90][93] - 煤电售电量同比下降15.64%，至47,212,698兆瓦时，部分原因是平圩发电由附属公司重分类为联营公司[90][93] - 公司主要联营及合营公司总售电量同比增长5.06%，至47,309,697兆瓦时，其中联营公司煤电售电量增长6.73%至42,435,136兆瓦时[91] - 公司附属公司总售热量同比增长8.90%，达24,905,715吉焦[92] - 售热、出售煤炭等业务合计利润为人民币3.4359亿元，较上年增长20.25%[92] 装机容量与资产结构 - 合并装机容量达54,753.7兆瓦，同比增长10.86%，其中清洁能源装机容量占比约82.07%[6] - 公司合并装机容量为54,753.7兆瓦，同比增加5,362.8兆瓦或10.86%[77] - 清洁能源合并装机容量为44,933.7兆瓦，占总装机容量约82.07%，较上年上升约1.95个百分点[77] - 资产总额为3675.56亿元人民币，较上年末增长约8.0%[11] - 非流动资产为3099.25亿元人民币，较上年末增长约7.3%[11] - 物业、厂房及设备为2397.92亿元人民币，较上年末增长约5.7%[11] - 权益工具投资（计入其他全面收益）为92.73亿元人民币，较上年末大幅增长约82.2%[11] - 应收账款为336.61亿元人民币，较上年末增长约6.4%[11] - 现金及现金等价物为63.78亿元人民币，较上年末增长约5.0%[11] - 公司总资产为3675.56亿元人民币，较上年增长7.95%[12] - 公司总负债为2495.24亿元人民币，较上年增长7.12%[12] - 公司股东权益总额为1180.32亿元人民币，较上年增长9.76%[12] - 公司普通股股本为245.09亿元人民币，与上年持平[12] - 公司银行借贷总额（流动与非流动）为1584.10亿元人民币，较上年增长约5.2%[12] - 公司应付关联方款项（流动与非流动）为221.05亿元人民币，较上年增长约15.8%[12] - 公司净流动负债为345.80亿元人民币，较上年减少16.77%[12] - 公司非控股股东权益为593.94亿元人民币，较上年增长12.85%[12] - 公司递延所得税负债为38.92亿元人民币，较上年增长39.80%[12] - 公司其他借贷（流动与非流动）为248.99亿元人民币，较上年增长约4.8%[12] - 公司综合财务状况表内资产总额为3675.556亿元人民币，负债总额为2495.237亿元人民币[31] - 公司其他分部资产总额为3206.657亿元人民币，商誉为12.5563亿元人民币[31] - 截至2024年12月31日，公司总资产为人民币3404.56亿元，其中分部资产合计人民币3272.13亿元[34] - 截至2024年12月31日，公司总负债为人民币2329.23亿元，其中借贷总额为人民币1923.94亿元[34][35] - 物业、厂房及设备净值于2025年12月31日为人民币239,792,131千元，较2024年的人民币226,873,371千元增加5.7%[46] - 应收账款总额于2025年12月31日为人民币40,905,437千元，较2024年的人民币37,534,793千元增加9.0%[48] - 应收地区及省级电网公司账款为人民币37,979,282千元，占应收账款总额的92.8%[48] - 应收账款亏损拨备为人民币233,387千元，较2024年的人民币222,041千元增加5.1%[48][54] - 未开票并折现列账的应收清洁能源电价补贴为人民币7,244,198千元，较2024年的人民币5,887,294千元增加23.0%[50] - 已抵押应收账款为人民币117.328亿元，较上年的人民币95.77亿元有所增加[55] - 截至2025年12月31日，每股资产净值约为人民币3.47元[76] - 截至2025年12月31日，公司现金及现金等价物为人民币63.78305亿元，较2024年底的60.73616亿元有所增加[133] - 截至2025年12月31日，公司流动比率为0.62，较2024年底的0.55有所改善[133] - 截至2025年12月31日，公司债务总额为人民币2103.29744亿元，其中99%以上以人民币计值[139] - 截至2025年12月31日，公司净负债除以资本总额计算的负债比率约为63%，较2024年底的64%保持平稳[139] - 截至2025年末，公司总债务为人民币2103.30亿元，较2024年末的1973.61亿元增长6.6%[142][144] - 截至2025年末，公司定息债务约为人民币753.59亿元，较2024年末的639.17亿元增长17.9%[142] - 公司一年内到期的债务为人民币591.75亿元，占债务总额的28.1%[142] - 截至2025年底，集团已获未提取融资额度为人民币434.36334亿元，较2024年底的507.7406亿元减少14.5%[156] - 截至2025年底，外币借贷折合人民币8.72219亿元，占债务总额的0.42%，外汇风险敞口小[154] 电价与利用小时 - 2025年平均市场上网电价较基准电价溢价约5.97%，较2024年的13.48%有所下降[97] - 风电平均上网电价为人民币410.77元/兆瓦时，同比下降人民币36.59元/兆瓦时[98] - 水电平均上网电价为人民币261.16元/兆瓦时，较上年轻微上升人民币0.94元/兆瓦时[98] - 光伏发电平均上网电价为人民币371.49元/兆瓦时，较上年下降人民币33.70元/兆瓦时[99] - 煤电平均上网电价为人民币368.57元/兆瓦时，较上年下降人民币23.88元/兆瓦时[99] - 水电平均利用小时为3,083小时，较上年下降56小时[99] - 风电平均利用小时为2,029小时，较上年下降25小时[99] - 光伏发电平均利用小时为1,285小时，较上年下降106小时[99] - 煤电平均利用小时为5,092小时，较上年下降261小时[99] 现金流 - 经营活动所得现金净额为18,518,055千元，较上年10,621,363千元增长约74.3%[14] - 投资活动所用现金净额为22,683,626千元，较上年35,172,389千元减少约35.5%[14] - 物业、厂房及设备之付款及兴建发电厂之预付款为20,174,673千元[14] - 融资活动所得