核心营收与盈利数据解读
2025年国投电力实现营业收入530.14亿元，同比下降8.31%；归属于上市公司股东的净利润73.93亿元，同比增长11.30%；扣非归母净利润73.55亿元，同比增长13.33%。
从营收结构来看，电力业务仍是核心收入来源，全年电力收入487.70亿元，同比降低8.85%，毛利率增加4.11个百分点，主要因上网电量同比减少、上网电价同比下降导致售电收入减少，但燃煤价格下行叠加成本费用管控，使得主营业务成本同比降低13.78%。其他业务收入38.01亿元，同比下降5.57%，毛利率减少2.55个百分点。
分区域来看，国内多数区域营收下滑，其中华东地区营收同比大降19.43%，主要受福建区域火电企业受核电、新能源挤压，发电量同比减少影响；华南地区营收下降14.80%，源于广西区域火电企业年度交易电价下降及新能源装机增长挤压发电量。而英国地区营收同比增长32.00%，因Benbrack风电项目投产发挥效益；泰国地区营收大增90.22%，得益于农垦二、安努垃圾发电项目建设进度推进带来建造收入增加。
| 指标 | 2025年 | 2024年 | 同比变动 |
|---|---|---|---|
| 营业收入（亿元） | 530.14 | 578.19 | -8.31% |
| 归母净利润（亿元） | 73.93 | 66.43 | 11.30% |
| 扣非归母净利润（亿元） | 73.55 | 64.90 | 13.33% |
| 电力业务收入（亿元） | 487.70 | 534.13 | -8.85% |
| 其他业务收入（亿元） | 38.01 | 40.25 | -5.57% |
每股收益指标分析
基本每股收益0.9166元/股，同比增长5.73%；扣非基本每股收益0.9118元/股，同比增长7.73%。每股收益增长主要得益于净利润的提升，尽管股本因向全国社会保障基金理事会发行A股股票增加至800.45亿股，但净利润增幅超过股本扩张幅度，使得每股收益仍实现增长。
| 指标 | 2025年 | 2024年 | 同比变动 |
|---|---|---|---|
| 基本每股收益（元/股） | 0.9166 | 0.8669 | 5.73% |
| 扣非基本每股收益（元/股） | 0.9118 | 0.8464 | 7.73% |
| 总股本（亿股） | 800.45 | 745.42 | 7.38% |
期间费用拆解
销售费用
销售费用6004.37万元，同比微增0.40%，主要是业务拓展相关费用小幅上升，其中职工薪酬、运输费等项目有所增加，但整体规模较小，对公司业绩影响有限。
管理费用
管理费用20.33亿元，同比增长7.30%，主要因公司优化管理体系、加强子公司管控，导致职工薪酬、办公费、差旅费等项目增加。其中职工薪酬同比增长10.2%，办公费同比上升8.5%，反映出公司在管理精细化上的投入。
财务费用
财务费用26.87亿元，同比下降21.25%，主要得益于利息收入大幅增长和利息支出减少。2025年利息收入14.64亿元，同比增长44.7%；利息支出40.92亿元，同比下降6.3%，同时汇兑净损失同比减少25.2%，共同推动财务费用下降。
研发费用
研发费用1.96亿元，同比增长15.8%，主要投入在自主研发和委托外部研发项目上，其中职工薪酬1.07亿元，占比54.6%，委托外部研发费0.66亿元，占比33.7%。研发项目聚焦于电力生产效率提升、新能源技术应用等领域，为公司长期发展奠定技术基础。
| 费用项目 | 2025年（万元） | 2024年（万元） | 同比变动 |
|---|---|---|---|
| 销售费用 | 6004.37 | 5980.17 | 0.40% |
| 管理费用 | 203321.99 | 189494.07 | 7.30% |
| 财务费用 | 268709.26 | 341204.97 | -21.25% |
| 研发费用 | 19648.23 | 16970.15 | 15.8% |
现金流深度分析
经营活动现金流
经营活动产生的现金流量净额315.70亿元，同比增长28.03%。其中经营活动现金流入644.40亿元，同比增长5.12%，主要因收回杨房沟电站存量应收电费，销售商品收到的现金增加；经营活动现金流出328.70亿元，同比下降10.30%，主要因火电企业发电量下降及燃煤价格下行，燃煤采购成本减少。
投资活动现金流
投资活动产生的现金流量净额-169.36亿元，同比减少25.23%。投资活动现金流入47.97亿元，同比大增139.00%，因收回股东贷同比增加；投资活动现金流出217.32亿元，同比下降11.86%，因支付的股东贷款、履约保证金同比减少。
筹资活动现金流
筹资活动产生的现金流量净额-93.12亿元，同比大跌195.42%。筹资活动现金流入585.39亿元，同比下降4.11%，尽管收到社保基金定增募集资金70亿元，但去年同期进行贷款置换，本期取得借款收到的现金同比减少；筹资活动现金流出678.51亿元，同比增长5.69%，因红石新能源股东出资履约保证金同比增加。
| 现金流项目 | 2025年（万元） | 2024年（万元） | 同比变动 |
|---|---|---|---|
| 经营活动现金流净额 | 315695.74 | 246571.29 | 28.03% |
| 投资活动现金流净额 | -169357.10 | -226501.42 | 25.23% |
| 筹资活动现金流净额 | -93119.46 | -31521.42 | -195.42% |
| 现金及现金等价物净增加额 | 53320.08 | -11671.90 | 556.82% |
风险提示
电力市场风险
随着电力市场化改革深化，省级电力现货市场基本全覆盖，部分区域现货价格与中长期价格存在差异，且现货市场规则动态调整，增加交易决策不确定性；同时新能源大规模并网改变供需格局，市场竞争加剧，公司经营不确定性加大。
新能源经营风险
新能源装机快速增长导致消纳风险凸显，部分区域弃风弃光风险加剧；电量市场化比例提升带来电价下行压力，叠加原材料价格波动抬升设备采购成本，项目投资收益率存在下行风险。
火电业务盈利性风险
煤炭市场供需紧平衡预期增强，地缘政治、政策调控及极端天气等因素可能引发煤价波动，挤压火电盈利空间；新能源装机增长导致火电利用小时数持续承压，机组灵活性调节要求提升增加运营成本，盈利稳定性面临挑战。
境外业务风险
国际政治经济格局调整，境外政治政策环境不确定性上升，境外业务竞争加剧；全球大宗商品价格、汇率、利率和区域电力市场价格波动可能影响项目收益。
工程项目管理风险
部分水电建设项目海拔高、地质条件复杂、地理位置偏僻，若工程设计把关不严、安全质量管控不到位，可能导致工程安全、质量问题。
极端气候及自然灾害风险
水电项目受极端气候和来水不稳定影响较大，高山峡谷区域的水电项目易受泥石流、山火等自然灾害影响；新能源项目风光资源异常会影响发电量，极端天气可能损毁设备设施，运营与建设安全承压。
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