国电电力财务费用同比下降10%，成本管控成效凸显。2025年，公司财务费用58.88亿元，同比下降10.13%，主要受益于资金成本率下降。入炉标煤单价825.06元/吨，同比下降97.11元/吨，降幅10.53%，长协煤占比高达97.73%，燃料成本优势稳固。公司持续深入实施成本领先战略，多措并举控降采购价格，有效对冲部分电价下行压力。

火电：全年发电量稳增，Q4新机集中投产。2025年，公司火电完成发电量3691.44亿千瓦时，同比增长0.17%；其中，煤电发电量占比99%，平均上网电价424.02元/兆瓦时，同比下降7.32%。2025年，公司火电控股装机净增764.40万千瓦，具体包括：常州发电200万千瓦、浙江北仑200万千瓦、福州热电132万千瓦、池州公司132万千瓦、肇庆燃机100.4万千瓦。Q4单季度，公司火电装机增加298万千瓦，占全年火电净增总量的39%，推动Q4火电上网电量同比增长6.98%。

水电：来水偏枯拖累电量，资源禀赋依旧优质。2025年，公司水电完成发电量551.21亿千瓦时，同比下降7.31%；平均上网电价236.70元/兆瓦时，同比下降1.62%。受枯水期及基数效应影响，Q4水电上网电量同比降幅为18.5%。尽管短期承压，公司水电资产集中于大渡河流域，均为流域梯级电站，盈利能力较强；在建水电项目566.65万千瓦，主要分布在四川、新疆等省份，世界最高坝双江口水电站启动二阶段蓄水，沙坪一级首台机组投产发电。

新能源：风电稳健增长，光伏爆发式放量。2025年，公司风电完成发电量212.91亿千瓦时，同比增长5.53%；光伏完成发电量218.66亿千瓦时，同比大幅增长93.78%。新能源合计发电量431.57亿千瓦时，占总发电量9.23%。电价方面，风电平均上网电价453.38元/兆瓦时，同比下降4.39%；光伏平均上网电价331.41元/兆瓦时，同比下降18.82%。利用小时方面，风电利用小时2108小时，与上年基本持平（2122小时）；光伏利用小时1259小时，同比增加198小时，反映新投产项目光照资源优质及运营效率提升。装机方面，风电控股装机1049.52万千瓦，同比增长6.66%；光伏控股装机1888.98万千瓦，同比增长53.82%，装机增速与发电量增速匹配。

2026年：计划投产超1400万千瓦，新批项目蓄力中长期。根据年报披露，2026年公司计划投产装机合计约1402万千瓦：其中水电计划投产379.65万千瓦，新能源677.27万千瓦，火电345万千瓦；2026年公司计划固定资产投资517.35亿元，高于2025年的503.69 亿元。在中长期项目储备上，2025年12月，公司发布两大项目投资建设公告：国能谏壁八期2×100万千瓦扩建项目和大渡河丹巴115万千瓦水电站项目，为2026年及以后的项目储备增添新动能。

分红比例升至60%，高股息价值彰显。公司2025年拟每股派现0.241元（含税），其中，2025年半年度已完成派现0.10元（含税），全年现金红利合计42.98亿元，占归母净利润比例为60.02%。2025年8月，公司发布三年（2025-2027年）现金分红规划，承诺每年分红不低于当年归母净利润的60%且每股不低于0.22元（含税），为长期投资者提供稳定回报预期。

投资建议：公司业绩加速释放期已至，四季度火电新机与2026年超1400万千瓦装机计划将共同驱动发电量高增；高比例长协煤与财务费用优化构筑成本安全边际，火电清洁高效转型、大渡河水电及新能源大基地建设则持续打开远期成长空间。我们预计2026-2028年公司实现营业收入1756.72、1834.97、1841.09亿元；实现归母净利润75.56、81.64、84.79亿元，同比增长5.5%、8.0%、3.9%；对应EPS为0.42、0.46、0.48元/股；对应PE为11.4X、10.5X、10.1X，维持“买入”评级。

风险提示：用电需求不及预期风险、煤价超预期上涨风险、来水偏枯风险、电价下行风险、新能源消纳风险、项目建设进度不及预期风险、市场化交易带来的竞争加剧风险