龙源电力（001289）2025年年度报告深度解析

一、核心结论

整体评价：平庸。 龙源电力 2025 年归母净利润 45.26 亿元，同比下降 28.78%（扣除火电出表影响后仍下降 22.46%）（p.9、p.23）。核心驱动因素是风电上网电价同比下降 9.9%（从 527 元/兆瓦时降至 475 元/兆瓦时）（p.18），电价下行对风电收入的负面冲击达 31.5 亿元，远超发电量增长带来的正面贡献。最大隐忧在于：全国新能源装机增速持续高于用电需求增速，限电比例上升与电价市场化双重挤压尚未见底，而公司 1,524 亿元有息负债（p.93-95）在高杠杆下对利率和电价变动极为敏感。唯一亮点是经营现金流逆势增长 27.61% 至 218.33 亿元（p.32），补贴回款大幅改善，利润成色经受住了考验。

二、核心数据速览

注： 2024 年下半年公司处置火电业务，2024 年数据已按同一控制下企业合并追溯调整（p.9）。扣除火电影响后，2025 年新能源业务归母净利润同比下降 22.46%（p.10）。

三、经营现状

3.1 主营业务

龙源电力为纯新能源发电企业（火电已于 2024 年下半年出表），以风电为核心、太阳能为增长极。截至 2025 年底，控股装机容量 45,994.29 兆瓦，其中风电 32,147.37 兆瓦（占比 69.9%）、太阳能 13,840.82 兆瓦（占比 30.1%）（p.13）。2025 年净新增装机 4,851.10 兆瓦（p.13）。

3.2 发电量与利用小时

• 全年发电量 76,469,353 兆瓦时，同比增长 1.22%；新能源发电量同比增长 11.82%（p.13）。
• 风电发电量 63,086,188 兆瓦时，同比 +4.19%；太阳能发电量 13,377,458 兆瓦时，同比 +70.92%（p.13）。
• 风电平均利用小时数 2,052 小时，同比下降 138 小时（-6.3%），较行业平均高 73 小时（p.13-14）。下降原因：项目分布区域平均风速同比下降 0.1 米/秒；新能源装机增速高于用电需求增速导致限电损失增加（p.13）。
• 太阳能利用小时数大幅增长，主要受益于新增装机放量。

3.3 电价——核心矛盾

• 风电平均上网电价 475 元/兆瓦时（含税），较 2024 年 527 元/兆瓦时下降 52 元/兆瓦时（-9.9%）（p.18）。
• 太阳能平均上网电价 318 元/兆瓦时，较 2024 年 335 元/兆瓦时下降 17 元/兆瓦时（-5.1%）（p.18）。
• 电价下降原因：市场交易规模扩大、平价项目增加及结构性因素（p.18）。

3.4 量价拆分（风电与太阳能）

结论：风电"量增价跌"，价格因素是拖累利润的主因；太阳能"量价双驱"（量增为主），部分对冲了风电的电价压力。

3.5 售电量

全年售电量 75,122,278 兆瓦时，同比 +7.77%；其中风电售电量 61,615,675 兆瓦时（+0.26%），太阳能及其他 13,506,603 兆瓦时（+63.73%）（p.18）。

3.6 绿电绿证

核发绿证 1,620.7 万张，交易绿证 1,632.2 万张（同比 +59.47%）；完成绿电交易 85.6 亿千瓦时（同比 +27.74%）（p.18）。在福建签署首笔 6 年期绿色电力合约，签约电价较同期同类合约市场价高逾 20 元/兆瓦时（p.18）。

3.7 前五大客户

前五名客户合计销售金额 111.65 亿元，占年度销售总额 36.91%（p.28）。最大客户为国网江苏省电力有限公司（48.17 亿元，占 15.92%）（p.28）。客户集中度因行业属性（电网统购）属于正常水平。

3.8 在建工程与扩产

• 在建项目计划装机容量 652.34 万千瓦（上年 748.59 万千瓦）（p.18）。
• 重大在建项目包括：宁夏"宁湘直流"配套 300 万千瓦光伏复合项目（进度 87.71%）、海南东方 CZ8 场址 50 万千瓦海上风电项目（进度 42.72%）、茫崖 50 万千瓦风电项目（进度 51.71%）（p.35-36）。
• 2026 年计划开工 450 万千瓦、投产 450 万千瓦（p.42）。

四、盈利/亏损归因

4.1 归因瀑布表

从 2024 年利润总额 102.52 亿元出发，逐项走到 2025 年 71.19 亿元（p.98）：

4.2 主因论述：毛利下降 34.26 亿元

收入端：合并口径收入下降 69.11 亿元（-18.60%），主要因火电业务 2024 年下半年出表。纯看新能源业务，收入仅下降 3.85%（p.23）。风电收入受电价下行拖累（-9.9%），但太阳能放量带来增量。

成本端：合并口径成本下降 34.85 亿元（-15.01%），主要也是火电出表效应。纯看新能源业务，成本同比增长 10.41%（p.23），主要因： - 折旧和摊销增长 11.01%（从 115.71 亿元增至 128.45 亿元），系新增装机转固所致（p.27）。 - 电力产品折旧和摊销占营业成本比重从 49.85% 升至 65.11%（p.27）。 - 其他费用增长 70.36%（p.27）。

新能源业务"收入微降 + 成本上升"的组合导致毛利率同比下降 5.53 个百分点（电力产品口径，p.24），这是利润下降的核心原因。

4.3 次因：投资收益减少 7.50 亿元

投资收益从 9.12 亿元降至 1.61 亿元（p.98），主要因 2024 年处置火电子公司产生一次性处置收益，以及联营企业投资收益从 2.58 亿元降至 1.43 亿元（p.98）。

4.4 对冲项：资产减值损失减少 8.90 亿元

2024 年计提资产减值 9.79 亿元（主要为火电相关资产减值），2025 年仅计提 0.89 亿元（固定资产减值 0.33 亿元 + 在建工程减值 0.56 亿元）（p.90、p.98）。这是利润最大的正向对冲因素。

4.5 季度利润分布异常

Q4 归母净利润仅 1.33 亿元，环比 Q3 下降 86.9%（p.11）。推断：Q4 集中计提减值、费用季节性增加、以及四季度风电限电加剧和电价下行共同导致。经营现金流则呈现 Q3-Q4 集中回款特征（补贴回款主要在下半年）。

五、财务质量与风险信号

5.1 杜邦分解

ROE 下降由净利率下滑和资产周转率下降双因子驱动，杠杆未变。 公司处于"盈利能力下滑 + 资产扩张摊薄效率"的被动局面。

5.2 盈余质量诊断

利润成色评级：高。 经营现金流大幅超过净利润（397.84%），主要受益于可再生能源补贴集中回款（p.32）。现金收入比 111.64% 表明销售回款充分。利润下降是真实的经营压力反映，而非会计操纵。

5.3 红旗信号检测

5.4 资产负债表重点

• 有息负债 1,524.16 亿元（短期借款 163.18 亿 + 一年内到期 209.20 亿 + 长期借款 630.57 亿 + 应付债券 291.30 亿 + 其他流动负债 229.91 亿）（p.93-95）。净有息负债（扣除现金类资产）1,500.71 亿元。
• 短期借款从 282.31 亿元降至 163.18 亿元（-42.2%），系经营现金流改善后主动偿还（p.33）。但一年内到期非流动负债从 91.54 亿元增至 209.20 亿元（+128.5%），系长期借款按计划重分类（p.33），短期偿债压力实际上升。
• 应付债券从 159.98 亿元增至 291.30 亿元（+82.1%），系年内发行 23 期债券共 448 亿元（p.19）。
• 流动比率 0.63（p.93-94），低于 1，但属于重资产电力企业常态。
• 固定资产 1,703.04 亿元，占总资产 64.20%（p.93-94），同比增长 8.61%，系新增装机转固。

5.5 关联交易

• 前五大供应商中，国家能源投资集团有限责任公司（控股股东）采购额 11.79 亿元，占采购总额 6.35%（p.28）。
• 前五大客户中无关联方销售（p.28）。

5.6 研发投入

研发投入总额 3.47 亿元，占收入 1.15%，同比下降 33.58%（p.31）。资本化率 58.37%（p.32），较上年 60.06% 小幅下降。研发人员 982 人，同比 +36.39%（p.31），研发人员占比 12.41%。

5.7 审计意见

中审众环会计师事务所出具标准无保留意见审计报告（p.90）。关键审计事项两项：（1）固定资产、在建工程、无形资产减值测试——涉及未来销售电量、上网电价、运行成本及折现率的重大判断（p.90-91）；（2）收入确认——因收入为关键绩效指标（p.91）。

六、管理层语气与承诺追踪

6.1 语气信号汇总

坦诚度判断：中等偏上。 管理层对风电利用小时下降和电价下行等负面信息有具体量化披露，但在电价下行问题上偏重外部归因（行业供需失衡），对自身在市场化交易中的议价能力和策略调整着墨较少。2026 年经营目标给出了具体装机数据，但缺乏对盈利恢复的量化指引。

6.2 承诺追踪

本期为单期报告分析，无法执行完整承诺追踪。可观察到： - 2025 年净新增装机 4,851.10 兆瓦（p.13），表明 2024 年提出的扩产计划得到执行。 - 2025 年累计发行债券 448 亿元（p.19），融资计划落地。 - 分红比例维持 30%（p.2），符合此前公布的 2025-2027 年度现金分红规划（不低于 30%）（p.45）。

七、改进建议

1. 电价下行应对（p.18）→ 加速绿电绿证长协签约：福建 6 年期绿电合约模式（高于市场价 20 元/兆瓦时，p.18）应加速复制到更多省份。可衡量指标： 下期绿电交易电量占比、长协合约覆盖的发电量比例。

2. 限电损失增加（p.13）→ 提升储能配套比例和跨省外送能力：在建的"宁湘直流"配套项目（p.35-36）应确保按期投产；共享储能项目应扩大布局。可衡量指标： 下期限电损失率、储能配套装机容量占比。

3. 有息负债 1,524 亿元（p.93-95）→ 优化债务期限结构，降低短期集中偿付压力：一年内到期非流动负债翻倍至 209 亿元（p.94），短期偿债压力上升。建议增加中长期债券发行比例，降低短期融资券依赖。可衡量指标： 一年内到期有息负债占有息负债比例、加权平均债务久期。

4. Q4 利润断崖式下滑（p.11）→ 提升利润分布的季度均衡性：Q4 归母净利润仅 1.33 亿元，需披露具体原因（减值集中计提？季节性限电？费用集中确认？）。可衡量指标： 各季度利润标准差、Q4 减值和一次性费用明细。

5. 研发投入下降 33.58%（p.31）→ 在研发人员大幅增加 36% 的背景下，研发投入反而下降，存在资源配置矛盾。可衡量指标： 下期研发投入金额及占收入比、研发项目转化成果数量。

九、局限性声明

1. 未纳入分析的图片页： 第 79 页（含图片，可能包含图表、股权结构图或行业排名等文本层未提取的信息）。
2. 数据截止日期： 2025 年 12 月 31 日（年度报告口径）。审计报告签署日期为 2026 年 3 月 31 日（p.90）。
3. 口径说明： 2024 年数据已按同一控制下企业合并追溯调整（收购国家能源莒南新能源有限公司、国能湖口风力发电有限公司）（p.9）。火电业务已于 2024 年下半年出表，2025 年为纯新能源业务口径。
4. 本分析基于公开披露文件，不构成投资建议。