事件：公司发布2025年三季报。前三季度公司实现营收1252.05亿元，同比下降6.47%；归母净利润67.77亿元，同比下降26.27%。单三季度公司实现营收475.51亿元，同比下降1.01%；归母净利润30.9亿元，同比增长24.87%。
　　点评：
　　Q3火电新增装机2.7GW，新能源装机稳步扩张
　　2025年三季度公司火电控股装机容量增加266万千瓦，新能源控股装机容量增加42.58万千瓦。截至2025年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量12324.14万千瓦，其中火电7929.3万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电1042.85万千瓦，光伏1856.93万千瓦。2025年全年公司计划火电投产764万千瓦，水电投产136.50万千瓦，新能源投产641.59万千瓦。
　　Q3上网电量同比+8%，火电电量表现优异
　　2025年三季度，公司合并报表口径完成发电量1432.15亿千瓦时，同比增长7.57%；上网电量1363.33亿千瓦时，同比增长7.58%，其中火电增长6.93%，水电下降2.38%，风电下降2.23%，光伏增长105.86%。三季度平均上网电价376.36元/千千瓦时，同比下降8.31%。综合来看，三季度公司实现营收475.51亿元，同比下降1.01%。
　　盈利能力显著提升，Q3归母净利同比+25%
　　三季度公司营业成本为392.12亿元，同比下降3.88%，或系煤价下降带动燃料成本下降、新投产项目带动折旧增加等综合影响。公司费用管控能力进一步优化，三季度期间费用率为4.24%，同比下降了0.37个百分点，其中管理费用率同比下降了0.36个百分点。综合来看，公司盈利能力显著提升，三季度净利率为11.19%，同比提高了2.32个百分点；实现归母净利润30.9亿元，同比增长24.87%。
　　投资建议：
　　考虑到前三季度业绩、装机投产情况，上调公司盈利预测，预计公司2025-2027年归母净利润为75、78、82亿元（2025-2027年前值为68、71、76亿元），对应PE13、12、12倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：新增装机不及预期、行业竞争过于激烈的风险、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期、补贴兑付节奏大幅放缓等

　　扣非归母净利润大幅增长，基本面稳定展现盈利韧性。2025年前三季度实现营业收入1252.05亿元，同比下降6.47%，主要因售电单价较上年同期下降；实现归母净利润67.77亿元，同比下降26.27%，主要因去年上半年转让国电建投投资收益增加；扣非归母净利润64.24亿元，同比增长37.99%；每股EPS为0.38元/股，同比减少26.21%；加权平均ROE为11.496%，同比减少5.767个pct。2025Q3单季度实现营业收入475.51亿元，同比下降1.01%；实现归母净利润30.90亿元，同比增长24.87%；扣非归母净利润30.14亿元，同比增长21.96%。
　　火电机组投产提升发电量，整体呈现“量增价减”。电量方面，2025年前三季度，受全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间局部地区供需趋紧，全国新能源装机容量增长影响，公司发电量同比小幅上升，完成发电量3492.41亿千瓦时，上网电量3321.34亿千瓦时，同比分别增长0.68%和0.74%；25Q3单季度，公司完成发电量1432.15亿千瓦时，上网电量1363.33亿千瓦时，同比分别增长7.57%和7.58%。电价方面，2025年1-9月，公司平均上网电价396.02元/兆瓦时，同比下降7.51%；25Q3单季度，公司平均上网电价376.36元/兆瓦时，同比下降8.29%。2025Q3公司火电装机增加266万千瓦，新能源装机增加42.58万千瓦，直接带动单季度火电/光伏上网电量同比增长7%/105.86%。截至9月末，公司控股装机123.24GW，其中火电79.29GW，水电14.95GW，风电10.43GW，光伏18.57GW。根据年初公告，大渡河流域计划2025年投产136.5万千瓦。
　　投资建议：公司核心投资逻辑在于煤电调节价值重估与新能源装机扩张。短期需应对新能源电价波动风险，长期则看好其成长潜力与调节能力带来的配置价值。我们预计公司2025-2027年实现营业收入1775.37、1841.08、1889.82亿元，实现归母净利润73.88、82.60、89.22亿元，同比-24.9%、11.8%、8%，对应EPS为0.41、0.46、0.50元/股，对应PE为12.9X、11.6X、10.7X，维持“买入”评级。
　　风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。

　　事件：
　　公司发布2025年第三季度报告，公司2025Q3实现营业收入475.51亿元（同比-1.01%），归母净利润30.9亿元（同比+24.87%），扣非归母净利润30.14亿元，同比+21.96%；Q3冲回减值2.29亿。前三季度实现营收1252.05亿元（同比-6.47%），归母净利润67.77亿元（同比-26.27%）。扣非归母净利润64.24亿元，同比+37.99%
　　成本管控凸显成效，销售/管理费用同比降幅超30%。
　　2025前三季度，公司实现营收1252.05亿元，同比降低6.47%，主要系受售电单价较上年同期下降所致；公司实现归母净利润67.77亿元，同比降低26.27，主要原因为：（1）上期公司转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司投资收益增加；（2）上期大兴川电站计提在建工程减值准备，本期无此项。公司成本管控持续加强，单三季度销售/管理费用分别同比下降38.96%/30.34%。
　　三季度旺季带动电量增长，新能源增长空间广阔。
　　2025年前三季度，公司合并报表口径完成发电量3492.41亿千瓦时，上网电量3321.34亿千瓦时，同比分别增长0.68%和0.74%，可比口径同比分别增长1.69%和1.75%；参与市场化交易电量占上网电量的90.89%；平均上网电价396.02元/千千瓦时。
　　2025年三季度，公司合并报表口径完成发电量1432.15亿千瓦时，上网电量1363.33亿千瓦时，较上年同期分别增长7.57%和7.58%，参与市场化交易电量占上网电量的89.86%；平均上网电价376.36元/千千瓦时。
　　截至2025年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量12324.14万千瓦，其中火电7929万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电1042.85万千瓦，光伏1856.93万千瓦。2025年三季度公司火电控股装机容量增加266万千瓦，新能源控股装机容量增加42.5万千瓦。
　　风险提示：.电力市场风险、煤炭市场风险、能源保供风险、新能源发展风险。

　　事件：公司发布2025年三季度报告，2025年前三季度公司实现营业收入1252.05亿元，同比-6.47%；实现归母净利润67.77亿元，同比-26.27%。其中，2025年Q3公司实现营业收入475.51亿元，同比-1.01%；实现归母净利润30.90亿元，同比+24.87%。
　　Q3火电电量明显修复，以量补价支撑营收表现。根据公司披露的2025年三季度电量情况公告，2025年前三季度公司合并报表口径完成上网电量3321.34亿千瓦时，可比口径较上年同期增长1.75%；平均上网电价396.02元/千千瓦时。其中，2025年Q3公司合并报表口径完成上网电量1363.33亿千瓦时，同比+7.58%，季度电量得到明显修复。分电源类型看，2025年Q3公司火电/水电/风电/光伏上网电量分别同比+6.93%/-2.38%/-2.23%/+105.86%，其中火电或受旺季用电需求增长影响，季度电量同比增速转正。电价方面，2025年Q3公司平均上网电价为376.36元/千千瓦时，同比下降约3.4分/千瓦时，但受益于电量增长，公司Q3营收同比仅微降。
　　成本优势带动利润增长，费用管控成效卓著。根据公司公告，2025年Q3公司营收同比-1.01%，但同期营业成本-3.88%，我们推测主要系由于煤价Q3仍处低位区间带动燃料成本下降。与此同时，公司Q3销售/管理/研发/财务费用分别-38.96%/-30.34%/+6.32%/-1.68%，费用管控成效卓著，带动单季度销售净利率回升至11.19%，业绩表现较为突出。
　　火风光项目储备丰富，水电项目逐步进入投产期。截至2025年6月底，公司在建风电211.83万千瓦，在建光伏343.34万千瓦；2025年Q3公司新增火电装机266万千瓦，新能源装机42.58万千瓦。此外公司在建的大渡河流域424万千瓦、霍尔古吐水电站42.65万千瓦、滚哈布奇勒水电站25.70万千瓦项目预计于2025-2026年起逐渐进入密集投产期，有望贡献增量。
　　盈利预测与估值：预计25-27年公司实现归母净利润70.69/79.37/85.70亿元，同比变化-28.10%/+12.27%/+7.98%，2025年10月29日股价对应PE分别为13.50/12.02/11.13倍。维持“强烈推荐”评级。
　　风险提示：用电量下滑风险；煤价大幅上涨风险；来水不及预期风险；风电和光伏消纳难度提升风险；上网电价下调风险。

　　事件：2025年10月27日晚，国电电力发布2025年三季报。2025年Q1-3公司实现营业收入1252.05亿元，同比-6.47%；实现归母净利润67.77亿元，同比-26.27%；扣非后归母净利润64.24亿元，同比+37.99%。经营活动现金流量净额427.83亿元，同比+15.47%。其中，单Q3公司实现营业收入475.51亿元，同比-1.01%，环比+25.66%；实现归母净利润30.90亿元，同比+24.87%，环比+64.72%；实现扣非后归母净利润30.14亿元，同比+21.96%，环比+67.18%。
　　点评：
　　发电业务情况：“迎峰度夏”助力火电发电量同环比改善，新能源电量增速环比放缓。电量方面，2025年Q1-3，公司上网电量实现3321.34亿千瓦时，同比+0.74%。其中，火电上网电量2549.31亿千瓦时，同比-2.17%；水电上网电量449.23亿千瓦时，同比-4.48%；风电上网电量151.44亿千瓦时，同比+7.18%；光伏上网电量171.36亿千瓦时，同比+115.63%。其中，单Q3公司上网电量实现1030.90亿千瓦时，同比+7.58%，环比+35.16%。其中，火电上网电量738.48亿千瓦时，同比+6.93%，环比+39.60%；水电上网电量155.94亿千瓦时，同比-31.55%，环比+0.65%；风电上网电量40.70亿千瓦时，同比-2.23%，环比-24.05%；光伏上网电量69.34亿千瓦时，同比+222.21%，环比+12.49%。得益于Q3“迎峰度夏”，公司火电发电量同环比大幅改善；新能源“抢装潮”过后电量增速环比放缓。电价方面，受全国多地电价下行影响，公司Q3电价持续降低。2025年Q1-3公司实现平均上网电价396.02元/兆瓦时，同比-7.51%。单Q3公司实现平均上网电价376.36元/兆瓦时，同比-8.31%，环比-4.70%。装机方面，截至2025年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量12324.14万千瓦，其中火电7929.3万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电1042.85万千瓦，光伏1856.93万千瓦。Q3单季度公司火电控股装机容量增加266万千瓦，新能源控股装机容量增加42.58万千瓦。
　　单季业绩：成本管控持续夯实，“煤电一体”灵活优势凸显。2025年上半年，公司虽面临电价下行压力，但仍然通过超预期的营业成本管控及四费（销售、管理、研发、财务等费用）控制实现优异业绩。Q3公司继续压实成本管控，在营业收入同比-1.01%的同时，进一步实现营业成本同比-3.66%；同时，费用部分也实现销售费用-38.96%/管理费用-30.34%
　　/财务费用-1.68%的同比变化。综合来看，公司由集团保障的“煤电一体”商业模式在煤价电价下行时仍具备较高的灵活采购能力，从而实现控制燃料成本、支撑公司稳健业绩。此外，公司部分费用在前三季度持续出现同比下行，凸显公司自身的经营优势。公司成本控制效果显著，年内业绩有望更为亮眼。
　　潜在注入：大渡河公司合并四川及金沙江公司，大规模水电资产潜在注入可期。据国家能源集团四川公司之声，2025年9月国家能源集团大渡河公司合并四川公司及金沙江公司，统筹负责集团在川电力产业运营。目前，大渡河公司拥有在运水电装机1239万千瓦，在运煤电装机590万千瓦，在运光伏装机71万千瓦；同时拥有在建水电装机963万千瓦，在建新能源装机超100万千瓦，发电量占四川省统调电量三分之一。原四川公司在运火电装机占全川统调燃煤火电总装机的49.2%，拥有全川仅有的两台100万千瓦超超临界火电机组，是四川电网能源保供的重要支撑；原金沙江公司目前在建机组约5GW，其中包含旭龙水电站2.4GW，奔子栏水电站2.6GW，我们预计均在“十六五”期间投产。新大渡河公司有望获得煤电在运5.9GW+水电在建5GW的潜在资产注入，成长有望长期持续。
　　分红：三年现金分红规划彰显市值管理决心，稳健经营业绩+高分红有望提升公司配置价值。分红方面，公司公告2025-2027年三年现金分红规划，决定将在2025-2027年间每年进行两次现金分红，年度现金分红不低于归母净利润的60%，同时每股分红不低于0.22元（含税）。近五年以来公司仅2022年分红比例达到60%以上，其余年份均在40%以下。公司此次承诺连续三年分红60%且分红绝对额不低于0.22元/股。高股息配置价值凸显，也彰显出公司市值管理的决心。
　　盈利预测及评级：国电电力行业地位、股东背景、资产质量、发展格局等多方面在业内处于领先地位。1）行业地位：公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司，火电装机位居市场第二位，体量较大；2）股东背景：公司背靠国家能源集团，煤炭供给保障较强，火电板块成本端管控能力突出；3）资产质量：公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主，质地较优，且技改投入多调节能力强；4）发展格局：公司已经实现以煤电发电为主，水风光多业务板块协同发展格局，稳健经营的同时又具装机增长潜力。我们调整公司2025-2027年归母净利润的预测分别为76.68/81.38/86.67亿元，对应2025年10月27日收盘价的PE分别为12.35/11.64/10.93倍。维持公司“买入”评级。
　　风险因素：电价超预期下行；项目建设进度不及预期，电力市场化改革推进不及预期。

　　投资要点：
　　事件：国电电力发布2025年三季报，前三季度公司实现营业收入1252.05亿元，同比-6.47%，归母净利润67.77亿元，同比-26.27%（（因去年Q2转让国电建投确认收益），扣非归母净利润64.24亿元，同比+37.99%；经营性净现金流427.83亿元，同比+15.47%。单Q3实现营业收入475.51亿元，同比-1.01%，归母净利润30.90亿元，同比+24.87%，Q3毛利率17.54%，同比+2.46pct、环比-1.21pct，减值冲回2.3亿元。结合经营数据我们点评如下：
　　点评：三季度电量修复&成本维持低位，火电带动利润提升。1）火电：夏季用电高峰支撑机组负荷，叠加前三季度新增火电机组4.66GW，公司三季度火电上网电量1030.90亿度，同比+6.93%，增速转正，其中江苏/浙江/山东区域电量同比+16.08%/+14.98%/+34.90%。煤价端环比预计维持稳健，考虑去年Q3高基数影响下，三季度煤价同比降幅或较二季度进一步走扩，对冲电价端下行压力，盈利能力同比提升。2）水电：来水偏枯影响下三季度水电上网电量222.39亿度，同比-2.38%，其中四川区域上网电量同比-0.96%，降幅较上半年收窄。3）绿电：截至三季度末，公司风光装机规模为10.43、18.57GW，前三季度分别新增59、625万千瓦，其中单三季度新增风电、光伏26、17万千瓦，增速明显下降。
　　投资建议：维持“增持”评级。大渡河水电在建机组预计将于2025年Q4开始投产，量价具备向上弹性，并且公司2025-2027年提升分红比例并制定dps底线彰显股息价值，我们预测公司2025-2027年归母净利润分别为75.76、82.41、87.08亿元，分别同比-22.9%、+8.8%、+5.7%，对应11月3日收盘价PE估值分别为12.7x、11.7x、11.0x。以60%分红比例测算2025/2026年业绩对应股息率约4.7%/5.1%。
　　风险提示：动力煤价格回升、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、用电需求不及预期、市场化交易导致电价波动、宏观经济风险

　　投资要点：
　　事件：国电电力发布2025年半年报，报告期内公司实现营业收入776.55亿元，同比-9.52%，归母净利润36.87亿元，同比-45.11%（主要因去年Q2转让国电建投确认收益），扣非归母净利润34.10亿元，同比+56.12%，单Q2实现营业收入378.42亿元，同比-6.04%，归母净利润18.76亿元，同比-61.96%，扣非归母净利润18.03亿元，同比+302.47%。上半年公司计提资产减值0.05亿元（上年同期为8.42亿元）、信用减值5.92亿元（上年同期为4.90亿元）。此外公司拟实施中期分红，每股派发现金红利0.10元（含税），预计分红金额17.84亿元，占上半年归母净利润比例48.38%。
　　业绩点评：煤价下行弹性优于预期，费用管控加强。考虑到去年Q2转让国电建投确认投资收益及计提水电资产减值影响表观业绩增速，我们扣除非经损益、加回减值金额，上半年公司利润总额同比+2.3%，Q2利润总额约同比+14.8%；Q2公司毛利率18.75%，同比+2.68pct、环比+4.84pct。上半年公司火电/水电/风电/光伏板块分别实现净利润45.07/12.11/6.93/7.69亿元，同比-12%/+9%/-26%/+32%（24年水电利润剔除减值影响），度电净利润分别为0.0297、0.0534、0.0626、0.0754元/度，同比-0.002、+0.008、-0.032、-0.052元/度。上半年公司入炉标煤单价831.48元/吨，同比-87.46元/吨，叠加费用控制，对冲了煤电电价-0.032元/度下滑；水风光板块度电盈利变化主要受电价影响，上半年水电电价同比+0.013元/度，风电、光伏电价同比-0.029、-0.092元/度。此外费用端，公司上半年管研费用同比-2.9亿元、财务费用同比-3.4亿元。
　　三年分红规划：公司公告2025-2027年现金分红规划，将每年中期、年度各进行一次现金分红，在足额提取法定公积金、任意公积金后每年现金分红不低于当年归母净利润60%，且每股现金红利不低于0.22元（含税）分红比例。2024年公司现金分红比例为36.28%，分红比例将有明显提升，股息价值凸显。若以每股分红底线0.22元、8月18日收盘价测算，股息率将达4.9%。
　　投资建议：维持“增持”评级。大渡河水电将于2025年开始投产，量价具备向上弹性，我们预测公司2025-2027年归母净利润分别为68.41、77.02、85.80亿元，分别同比-30.4%、+12.6%、+11.4%，对应8月22日收盘价PE估值分别为12.5x、11.1x、10.0x。以60%分红比例测算2025年业绩对应股息率约5.1%。
　　风险提示：动力煤价格回升、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、用电需求不及预期、市场化交易导致电价波动、宏观经济风险