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机构：长城证券
研究员：于夕朦/范杨春晓/何郭香池/杨天放/张靖苗
前三季度营收下滑、盈利稳中有增，成本费用优化托底。2025 年1-9 月，公司实现营业收入405.72 亿元，同比下降8.61%；实现归母净利润65.17 亿元，同比下降0.92%；基本EPS 为0.8135 元/股，同比下降5.78%；加权平均ROE 为10.06%，同比减少1.57 个pct。Q3 单季度实现营业收入148.76 亿元，同比下降13.98%；实现归母净利润27.23 亿元，同比下降3.94%。2025年1-9 月，公司营业成本229.21 亿元，同比下降14.01%；财务费用20.54亿元，同比下降20.51%。
前三季度火电电量回落、风光增长、水电平稳，平均电价降幅收窄。电量方面，公司发电量Q3 单季度完成478.91 亿千瓦时（yoy-14.42%）/1-9 月累计完成1249.5 亿千瓦时（yoy-6.36%）；分电源看，2025 年Q3 单季度光伏发电量实现显著增长，风电同比微降，传统电源（水电、火电）电量下降幅度较大：水电/火电/风电/光伏发电量分别为315.43/131.65/14.75/17.08 亿千瓦时，分别同比-14.8%/-18.5%/-1.4%/+32.98%；2025 年1-9 月水电/火电/风电/光伏发电量分别为793.25/354.23/51.89/50.13 亿千瓦时，分别同比-1.27%/-20.15%/+1.66%/+38.48%，水电发电量同比减少主要因为雅砻江、大朝山同比基本持平，小三峡发电量因黄河上游来水减少而下降；火电发电量下降因部分火电所在区域清洁能源发电量增加以及外送电量影响；风电装机同比增加但受限于风资源不足和限电影响，发电量同比基本持平；光伏发电量同比增加主要因装机规模增加。
上网电价方面，公司Q3 单季度平均上网电价0.334 元/千瓦时（yoy-0.9%）/1-9 月平均上网电价0.346 元/千瓦时（yoy-3.9%），前三季度平均上网电价同比下降主因：一是火电上网电量及高价电量占比下降；二是部分区域火电中长期交易价下跌；三是无补贴新能源占比提升。 Q1、Q2、Q3 单季度平均上网电价分别同比-8.25%、-4.6%、-0.9%，降幅呈现逐季收窄的积极趋势，电价方面的压力正在放缓。
雅砻江流域规模化开发，火电高效迭代协同赋能。公司在第三季度投产火电机组66 万千瓦；前三季度，风电、光伏、储能分别新增9.98/7.05/6.96 万千瓦。截至三季度末，公司控股装机容量44.75GW，水电21.30GW、火电 13.07GW、风电3.99GW、光伏5.85GW、储能0.53GW。
公司聚焦雅砻江“水风光”一体化规模化开发，根据中报在建工程披露，孟底沟、卡拉、牙根一级水电站及两河口抽蓄电站有序推进，扎拉山、茶布朗光伏与牦牛山风电等流域重点项目加快落地，构建“水电为基、风光互补”的绿色能源格局；同时积极优化火电布局，通过“淘汰落后+新增高效”实现转型升级，根据经营公告，公司在二季度移交湄洲湾一期（78.6 万千瓦）低效BOT 项目；中报披露，钦州三期燃煤发电项目（3、4 号机组）同步推进；7 月投产华夏电力一期5 号机组（超超临界二次再热发电技术，供电煤耗265g/kwh）；同7 月开工湄洲湾三期2×660MW 超超临界机组（最低深调20%负荷，2027 年5 月首台投产），强化区域电网调峰保供能力。公司持续建设以清洁能源主导、火电精准补位的多元协同电源体系。
投资建议：公司短期业绩受传统电源电量与电价下滑拖累，但雅砻江流域的稀缺性与一体化规模开发，构成了其长期价值增长的核心基础，将持续驱动业绩与估值提升。我们预计公司2025-2027 年实现营业收入533.24、559.69、579.27 亿元；实现归母净利润68.19、74.89、79.60 亿元，同比增长2.7%、9.8%、6.3%；对应EPS 为0.85、0.94、0.99 元/股；对应PE 为17.1X、15.6X、14.7X，维持“增持”评级。
风险提示：来水不及预期；电价下行压力；新能源装机进度不及预期；煤价波动风险；政策变动风险。