投资评级 - 维持“买入”评级 [8] 核心观点 - 2025年四季度公司控股企业平均上网电价同比提升8.03%至0.390元/千瓦时，超出预期，主要原因是收回部分杨房沟水电站以前年度应收电费，这支撑了水电板块业绩并托底了公司四季度整体表现 [1][5][12] - 尽管四季度水电发电量因来水偏枯同比大幅减少20.94%，且火电与新能源板块承压，但得益于电价提升及2024年同期所得税费用基数较高，2025年四季度及全年业绩展望稳健 [1][12] - 公司坐拥雅砻江水风光一体化基地，水电、火电及新能源装机持续增长，未来成长空间广阔 [12] 经营数据分析 水电板块 - 2025年四季度水电发电量187.69亿千瓦时，同比减少20.94% [1][12] - 雅砻江水电发电量158.43亿千瓦时，同比减少24.82% [12] - 国投大朝山水电发电量18.84亿千瓦时，同比增长21.09% [12] - 国投小三峡水电发电量10.42亿千瓦时，同比减少6.18% [12] - 四季度平均上网电价0.390元/千瓦时，同比提升0.029元/千瓦时或8.03%，主因收回部分杨房沟水电站以前年度应收电费 [1][5][12] 火电板块 - 2025年四季度火电发电量111.11亿千瓦时，同比减少8.43%，但降幅较前三季度收窄11.72个百分点 [1][12] - 火电电价预计随部分区域中长期交易价格下降而有所调整 [12] - 成本端，四季度秦港Q5500大卡煤价中枢765.44元/吨，同比降低57.15元/吨，煤价回落部分缓解了量价双弱的压力 [12] 新能源板块 - 2025年四季度新增风电装机15.21万千瓦，新增光伏装机184万千瓦 [12] - 截至四季度末，风电装机容量达414.03万千瓦，同比增长6.48%；光伏装机容量达768.94万千瓦，同比增长33.06% [12] - 四季度风电发电量17.34亿千瓦时，同比增长11.01%；光伏发电量15.28亿千瓦时，同比增长27.23% [12] - 尽管电量增长，但受新能源市场化电价下降影响，该板块预计延续承压 [12] 公司成长性与财务预测 成长空间 - 雅砻江流域可开发水电装机容量约3000万千瓦，截至2025年6月末已投产1920万千瓦，核准及在建372万千瓦 [12] - 火电方面，国投钦州电厂3号、4号机组已全面开工 [12] 盈利预测与估值 - 预计公司2025-2027年EPS分别为0.87元、0.85元和0.92元 [12] - 对应PE分别为15.25倍、15.61倍和14.47倍 [12] - 预计2025年归属于母公司所有者的净利润为69.74亿元（对应EPS 0.87元） [17]

核心观点 - 2025年山西省新能源发电产业实现高速增长，发电量与装机容量均显著提升，并通过市场化交易与机制创新有效促进了新能源电力的消纳 [1] 发电量与环保效益 - 2025年山西省新能源发电量达到1180亿度，同比增长26% [1] - 该发电量相当于约3500万户家庭一年的用电量 [1] - 实现减排二氧化碳排放约8800万吨 [1] 装机容量与新增规模 - 截至2025年底，山西省新能源装机容量达7880.8万千瓦 [1] - 2025年全年新增并网风光新能源装机容量为1691.4万千瓦 [1] 市场化交易与机制创新 - 2025年山西省新能源市场化交易电量为222亿度 [1] - 首次开展多年期小时级绿电交易 [1] - 建立了首个中长期备用辅助服务市场 [1]

公司2025年发电量表现 - 2025年度公司控股发电企业完成总发电量576.54亿千瓦时，同比减少1.7% [1] - 煤电完成发电量390.70亿千瓦时，同比减少6.1%，主要受发电结构影响 [1] - 天然气发电完成84.34亿千瓦时，同比减少0.1%，主要受发电用天然气安排影响 [1] - 风力发电完成68.13亿千瓦时，同比大幅增加24.3% [1] - 光伏及分布式发电完成33.37亿千瓦时，同比增加7.9%，主要因新能源项目装机规模增长 [1] 公司2025年上网电量与电价 - 2025年公司控股发电企业上网电量总计553.76亿千瓦时 [1] - 上网电价均价为0.494元/千瓦时（含税） [1] - 参与市场交易的电量为426.02亿千瓦时 [1] 公司装机容量变化与结构 - 截至2025年底，公司控股装机容量达到2066.11万千瓦，同比显著增加15.1% [2] - 2025年第四季度，公司新增控股装机容量206.72万千瓦，主要来自新疆和布克赛尔蒙古自治县200万千瓦光伏项目及多个分布式发电项目 [1] - 装机结构：煤电840万千瓦，占比40.7%；气电342.56万千瓦，占比16.6%；风电343.56万千瓦，占比16.6%；光伏发电442.92万千瓦，占比21.4%；分布式供电87.83万千瓦，占比4.3%；独立储能9.25万千瓦，占比0.4% [2] 行业与公司发展趋势 - 公司发电结构持续优化，新能源发电量（风电、光伏）实现显著同比增长 [1] - 公司总装机容量的增长主要由新能源（风电、光伏及分布式）装机驱动 [1][2] - 公司电源结构中，清洁能源（气电、风电、光伏、分布式及储能）装机合计占比已超过50% [2]

公司2025年度业绩快报核心数据 - 公司2025年末资产总额为1,000.81亿元，较期初增长1.83% [1] - 公司2025年末归属于上市公司股东的所有者权益为372.22亿元，较期初增长10.30% [1] - 公司2025年度实现归属于上市公司股东净利润18.96亿元，同比增长4.51% [1] - 公司2025年度实现扣除非经常性损益后的归属于上市公司股东净利润10.98亿元，同比下降37.28% [1] 公司2025年度净利润变动原因分析 - 归属于上市公司股东的净利润同比增长，主要是因为长江证券股权转让实现收益 [1] - 扣除非经常性损益后净利润同比大幅下降，主要受火电及新能源业务利润同比下降影响 [1] 公司主营业务面临的行业与市场环境 - 湖北省内新能源装机容量和发电量快速增长，且下半年来水较好，水电大发对火力发电形成挤压，导致公司火电发电量同比下降 [1] - 受湖北省新能源市场化交易政策影响，公司火电和新能源电价同比下降 [1]

全国电力装机容量与结构 - 截至2月底全国累计发电装机容量超34亿千瓦 同比增长14.5% [1] - 太阳能发电装机容量达9.3亿千瓦 同比增长42.9% 风电装机容量达5.3亿千瓦 同比增长17.6% [1] - 1至2月全国新增发电装机容量5453万千瓦 其中太阳能发电新增3947万千瓦 风电新增928万千瓦 [1] 电力工程建设与投资 - 1至2月全国主要发电企业电源工程完成投资753亿元 同比增长0.2% [1] - 1至2月电网工程完成投资436亿元 同比增长33.5% [1] - 南疆首个千万千瓦级“沙戈荒”风光火储外送基地加紧施工 投产后晚高峰可提供500万千瓦电力支撑 [1] - 世界坝体最高抽水蓄能电站——国网新源江苏句容抽水蓄能电站首批机组并网发电 [1] - 大同—怀来—天津南1000千伏特高压交流工程开工 建成后每年可促进新能源电量消纳超146亿千瓦时 [1]

公司2025年发电量数据总览 - 2025年全年累计完成发电量951.88亿千瓦时，同比降幅3.09% [1] - 2025年全年累计完成上网电量882.26亿千瓦时，同比降幅2.99% [1] 火力发电业务表现 - 2025年全年火力发电累计完成发电量907.88亿千瓦时，同比降幅5.91% [1] - 2025年全年火力发电累计完成上网电量839.08亿千瓦时，同比降幅5.98% [1] - 2025年第四季度火力发电完成发电量222.18亿千瓦时，同比降幅5.67% [1] - 2025年第四季度火力发电完成上网电量204.87亿千瓦时，同比降幅5.76% [1] 新能源发电业务表现 - 2025年全年新能源累计完成发电量44.01亿千瓦时，同比增幅154.01% [1] - 2025年全年新能源累计完成上网电量43.18亿千瓦时，同比增幅153.29% [1] - 2025年第四季度新能源完成发电量12.95亿千瓦时，同比增幅69.93% [1] - 2025年第四季度新能源完成上网电量12.70亿千瓦时，同比增幅69.13% [1]

行业与公司 * 行业：中国电力行业，涵盖电力市场交易、发电（火电、风电、光伏）、储能、售电等领域 [1] * 公司：未明确提及具体上市公司，内容主要围绕行业整体情况、各省政策与市场表现展开 核心观点与论据 2026年全国电价普遍下降，但降幅与原因存在差异 * 2026年全国范围内电价普遍下降，平均降幅在3至4分钱/千瓦时 [1][9] * 部分省份降幅显著：江苏、浙江和辽宁降幅超过6分钱/千瓦时 [1][9] * 辽宁电价从2025年的4毛/千瓦时降至2026年的2毛9/千瓦时，下降近1毛 [9] * 江苏电价从2025年的4毛1/千瓦时降至2026年的3毛4/千瓦时左右，降幅约6.7分 [9] * 黑龙江火电价格从2025年的3毛/千瓦时降至2026年的2毛2/千瓦时左右，下降8分钱 [9] * 部分省份降幅相对较小：河南、河北冀北、甘肃、天津等地降幅相对较小 [9] * 河南火电长协价从2025年的405元/兆瓦时降至2026年的402元/兆瓦时，降幅3分钱 [2] * 京津冀地区降幅在2-3分钱左右，略好于全国平均水平 [6] * 电价下降主因：现货市场机制全面推进，售电公司抢量压价 [1][10] * 国家在2025年初全面推进现货市场机制，加速市场过渡 [10] * 各方对现货市场预期较低，售电公司为抢量将价格压得过低 [10] 不同类型电源长协电价差异显著，结算机制复杂 * 火电与新能源电价差异：火电通常高于风电，因火电量大且谈判优势强 [1][17] * 结算价格差异：火电结算价格通常比长期基础价格高约30%，风电和光伏则可能有折扣 [1][17] * 差异原因：中国推行体现时空价值的定价机制，光伏受白天供过于求影响价格偏低，风电供给稳定期望值更高 [16] * 火电套利行为普遍：火电企业通过签订特定时段（如中午）长协合同，再从现货市场购买低价新能源电力来履行合同，既保证收入又为新能源腾出空间 [19] * 偏差考核与交易机制：各省普遍存在长协合同偏差考核，但新中长期交易细则允许通过年度、多月、月度、月内、多日等频繁交易机制调节合约，不限制套利行为 [20] T+2、T+3交易机制价格更接近现货价格 [21] 各省份长协电价与容量电价具体表现 * **河南**：火电长协价微降3分钱；新能源2026年首次参与交易，价格约375元/兆瓦时；2026年容量电价执行方案未完全确定，可能将比例提高到100% [2][3] * **江西**：火电长协价预计从2025年的450元/兆瓦时（4毛5）降至2026年的410元/兆瓦时（4毛1）左右，降幅约4分钱 [5][13] * **山西**：火电长协价从2025年的327元/兆瓦时降至2026年的303元/兆瓦时，降幅约2.4分钱 [5] * **广西**：火电协商价从2025年的340元/兆瓦时降至2026年约330元/兆瓦时，实际成交价可能略低 [5] * **甘肃**：火电上网标杆电价从2025年的255元/兆瓦时降至2026年230元左右；容量补贴从100元提升至330元，综合收益因利用小时数偏低而持平 [7] * **山东**：未组织年度交易，按季度或月度交易；2026年1月月度交易价格在324左右，属中长期合同下限价格，比现货市场略低 [8] * **湖南**：因标杆定价较高（约4毛5），预计2026年火电竞争性定价下降有限，约一两分钱 [13] 新能源项目收益率呈现地域分化 * 收益率较好地区：东部复合型经济发达地区，如北京、天津和冀北，因项目少、竞争激烈 [1][14] * 增量项目表现：宁夏、新疆等地增量项目收益率高于存量项目，因竞拍定价较高 [1][15] 储能市场参与度提升，收益模式因地而异 * 参与情况：储能参与各省市场交易逐步推进，独立储能推进速度快于退出模式 [24] * 收益较好地区：山西和山东因基准值高、峰谷周期大，储能收益较好 [1][24] 新疆等地通过容量补贴提高储能收益率 [1][24] * 电价制定：独立储能需参与现货市场，电价由现货市场决定 [1][27] 火电综合电价与未来趋势 * 2026年趋势：火电综合实际价格下降幅度预计小于其长协合同价，甚至在某些情况下（如调峰需求）竞价可能上升 [4][18] * 未来几年趋势：市场整体稳中微涨；新能源供给量增大会通过政策机制调控，使其成本逐步下降，抑制过高涨幅 [22] * 煤炭价格：预计未来将稳步上升，但短期内不会大幅上涨，需注意季节性波动 [4][30] 2026年煤炭价格在600至700元之间徘徊 [30] 电力公司核心能力与市场挑战 * 交易能力体现：政策解读能力、供需预测预判能力、现货及中长期合约获取能力、未来行情分析预测能力 [25] * 气象预测挑战：电力市场需要半年、年度或1至2个月的中长期气象预测，与国家气象局提供的3至5天短期预报存在时间不匹配 [26] 准确预测短期天气状况已成为竞争优势 [1][25] 其他重要内容 峰谷价差与全国市场 * 峰谷价差变化取决于新能源投资增长及储能建设进度，短期内新能源投资过多会导致峰谷价差增大，储能投入增加将平衡差距 [23] * 全国政府通过开全国性电力市场来体现阶段性变化，通过合理配置资源实现稳定运行 [23] 电力市场化对需求侧的影响 * 影响显著：多省已实施零售侧降价，但增加了容量收费 [4][31] * 未来方向：将逐步推行全月分时零售价格（每小时一个浮动系数），用户可在低谷时段用电以降低成本 [4][31] 但实现日分时动态调整尚需时日，大约五年内难以完全实现 [31] 各省火电定价差异的原因 * 历史原因：政府标杆定价依托于各省火电资源及煤炭运输成本 [28][29] * 当前逻辑：主要基于边际成本（煤耗、煤价、运输成本） [29] * 容量电价占比：自2026年起，容量电价一般占到50%至100%，未来固定成本将由中央统一承担，不再计入地方火电竞争性价格 [29] 现货与长协价格倒挂风险 * 存在现货市场价格高于中长期合同价格的情况，主要由于2026年中长期合同价格大幅下跌，而近期广东、新疆和广西等地现货市场价格上涨，可能导致售电公司亏损加剧 [11] 长协合同签署进展 * 大部分省份已完成签署，少数如蒙东、蒙西、江西、湖南、西藏等尚未完成 [12]

中国南极秦岭站建设与运行情况 - 中国第42次南极考察队近日顺利完成了在秦岭站的物资补给和人员上站任务 [1] - 秦岭站主楼采用南十字星造型，现代感十足 [3] - 站内设施包括以国画动物形象点缀的进门大厅，以及配备上下床、24小时热水的度夏住宿区 [5] 秦岭站设备运行与能源供应 - 海水淡化、污水处理及新能源发电等国产化设备在恶劣环境下运行平稳 [7] - 以光伏、风力和氢能发电为代表的新能源发电系统持续稳定运行，为秦岭站提供了60%以上的用电量 [7] - 考察队员目前正开展科研配套设施建设和系统优化工作 [7] 站区工程建设进展 - 越冬队员已在主楼东侧靠近海边悬崖处完成了栈道主体工程建设 [8] - 该栈道能在恶劣环境下为检修人员提供安全通道 [8]

报告投资评级 - 投资评级：买入，维持 [8] 报告核心观点 - 产能扩张带动发电量稳步增长，但市场化交易电价下降、部分核电子公司税费增加、新能源折旧成本上升及持股比例稀释等多重因素限制了业绩增速，公司全年业绩展望平稳 [1][5][12] 2025年经营业绩与发电量分析 - **总发电量**：2025年全年累计商运发电量为2444.30亿千瓦时，同比增长12.98% [5] - **核电业务**： - 控股核电机组发电量2008.07亿千瓦时，同比增长9.66%，圆满完成年初计划 [1][12] - 若不考虑新投产的漳州1号机组，2025年核电发电量同比增长4.08% [12] - 四季度控股核电机组发电量497.99亿千瓦时，同比增长4.88%，增速有所放缓；若不考虑漳州1号，四季度发电量同比微降0.41% [12] - 分电站看：福清核电发电量同比增长18.52%，江苏核电增长1.89%，海南核电增长3.48%；秦山核电同比下降1.81%，三门核电同比下降6.72% [12] - **新能源业务**： - 控股新能源在运装机容量3364.10万千瓦，同比增长13.67%，其中风电1062.68万千瓦，光伏2301.42万千瓦 [12] - 控股新能源机组发电量436.23亿千瓦时，同比增长31.29%，其中风电发电量193.14亿千瓦时（同比增长27.42%），光伏发电量243.08亿千瓦时（同比增长34.53%） [12] 2026年发电计划与项目储备 - **2026年发电目标**：全年计划发电量2592亿千瓦时，较2025年实际发电量提升6.04%，其中核电计划2100亿千瓦时，新能源计划492亿千瓦时 [5][12] - **装机进展**：2026年1月1日漳州2号机组投入商运，公司核电装机容量达到2621.20万千瓦 [12] - **远期储备**：公司控股核电在建及核准待建机组共18台，装机容量2064.7万千瓦，保障远期成长空间 [12] 影响业绩的核心因素 - **限制核电业绩的因素**：部分省份市场化交易电价下降以及部分核电子公司税费增加，一定程度限制了核电板块业绩增速 [1][12] - **限制新能源业绩的因素**： - 新能源装机扩张导致折旧等各项成本费用同比显著增加 [1][12] - 新能源电价偏弱 [1][12] - 公司对主要新能源平台中核汇能增资引战后，持股比例降低 [12] - 以上因素共同导致新能源板块的业绩贡献预计延续承压 [1][12] 财务预测与估值 - **盈利预测**：预计公司2025-2027年EPS分别为0.44元、0.42元和0.48元 [12] - **估值水平**：对应2025-2027年PE分别为20.42倍、21.31倍和18.75倍 [12] - **基础数据**：当前股价8.91元，每股净资产5.62元，总股本205.68亿股 [9]

政策目标与规划 - 到2030年，中国将初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的新型电网平台，目标是增强电网资源优化配置能力 [1] - 到2030年，“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，相比当前3.4亿千瓦的能力有显著提升 [1] - 到2030年，计划新增省间电力互济能力约4000万千瓦 [1] - 到2030年，电网将支撑新能源发电量占比达到30%左右，并支撑充电基础设施超过4000万台 [1] 电网发展现状与挑战 - 中国电网已是全球输电能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行记录最长的特大型电网 [1] - 当前全国“西电东送”能力为3.4亿千瓦，约占2025年全国最大用电负荷的23% [1] - 行业面临电力需求刚性增长、新能源供给比重提高、跨省区电力输送规模扩大等新形势 [1] - 电网发展面临系统稳定风险加剧、安全承载能力不足等新挑战，需科学统筹未来建设路径 [1] 未来任务与举措 - 指导意见提出了明确新型电网平台功能定位、加强各级电网统一规划建设、构建新型电力调度体系等7方面任务举措 [2] - 政策要求落实国家重大战略部署，适度超前但不过度超前开展电网投资建设 [2] - 将加大存量电网改造升级力度，以保障新型电力系统建设 [2] - 鼓励符合条件的民间资本参与电网投资建设 [2]