投资要点：
　　事件：国投电力发布2025年三季报。前三季度公司实现营业收入405.72亿元，同比-8.61%，归母净利润65.17亿元，同比-0.92%，经营性净现金流240.73亿元，同比+12.69%；单三季度公司实现营业收入148.76亿元，同比-13.98%，实现归母净利润27.23亿元，同比-3.94%，Q3毛利率46.56%，同比+5.13pct、环比+6.80pct。结合公司经营数据，我们点评如下：
　　点评：来水偏枯水电盈利承压，成本下行火电盈利提升。1）水电方面，三季度公司水电上网电量313.73亿度，同比-14.82%，其中雅砻江水电上网电量281.65亿度，同比-16.03%。参考川投能源Q3联营企业投资收益同比-16%，电量下降令水电板块业绩承压。2）火电方面，三季度公司境内火电上网电量123.20亿度，同比-18.61%，降幅较上半年收窄，得益于公司市场煤及进口煤比例较高，电煤成本下行对冲量价压力，Q3公司营业成本同比-21.5%，火电板块盈利能力提升。3）绿电方面，受来风偏弱与限电加剧影响，三季度公司风电上网电量同比-1.44%；光伏在装机高增推动下电量同比+32.57%。前三季度公司新增风光装机各9.98万千瓦和7.05万千瓦，三季度无新增机组，增速有所放缓。此外，三季度公司平均上网电价0.334元/千瓦时，同比-0.9%，降幅较上半年明显收窄。
　　投资建议：维持“买入”评级。考虑到上年Q4雅砻江水电税费提升业绩基数较低，预计今年全年业绩有望稳健增长。我们预测公司2025-2027年归母净利润分别为71.99、75.49、79.55亿元，分别同比+8.4%、+4.9%、+5.4%，对应11月12日收盘价PE估值分别为16.2x、15.5x、14.7x。
　　风险提示：来水不及预期、动力煤价格大幅上行、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、市场化交易导致电价波动风险、宏观经济风险

　　投资要点：
　　事件：公司发布2025年三季报，前三季度年实现营收406亿元，同比下降8.61%；
　　归母净利润65.17亿元，同比下降0.92%。单三季度实现营收149亿元，同比下降13.98%；归母净利润27.23亿元，同比下降3.94%。公司三季度业绩符合市场预期。
　　来水偏枯业绩承压，三季度电价稳健。根据公司三季报，单三季度归母净利润略微下滑或主要系收入大幅下滑影响，公司三季报信息有限，预计单三季度营收同比下滑14%主要系雅砻江水电流域来水偏枯影响。具体而言，雅砻江水电单三季度发电量283亿千瓦时，同比下降16%，为公司发电量下滑的主要原因；公司单三季度平均上网电价0.334元/千瓦时，同比下降0.9%，预计电价下滑主要系火电电价影响。
　　单三季度无新增新能源装机，年初至今自由现金流明显改善。根据公司经营公告，公司在三季度投产66万千瓦火电（华夏电力5号机组投产），截止9月底，公司在运控股装机4475万千瓦，其中水电、火电、风电、光伏、储能分别为2130、1307、399、585、53万千瓦，单三季度无新能源机组投产。值得注意的是，公司前三季度经营活动现金净额为241亿元，与2024年全年相差无几，较去年同期增长约30亿元；前三季度投资活动现金流净额为-97亿元，去年同期为-141亿元；前三季度现金净增加额90亿元。预计公司经营性现金流改善主要系火电煤价下降，公司投资活动现金支出大幅减少值得注意，或彰显其对当前新能源的投资态度。
　　控股雅砻江水电，核准在建4GW水电，待开发超7GW水电。雅砻江水电公司为雅砻江干流唯一水电开发主体，全流域可开发水电装机3000万千瓦，在我国13大水电基地排名第三，目前仅投产1920万千瓦，核准在建水电站约4GW（预计将于十五五后期陆续投产），待开发水电装机超过7GW。雅砻江水电基地具备“水风光”一体化优势，远期规划新能源与抽蓄装机超5000万千瓦，奠定公司远期成长。
　　盈利预测与评级：我们预计公司2025-2027年归母净利润分别为71/75/77亿元，当前股价对应的PE分别为16/16/15倍，按照55%分红，公司2025年业绩对应股息率3.35%，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水波动，电价不及预期，煤价超预期。

　　事件
　　公司公布2025年三季报。公司2025年Q3营业收入148.8亿元，同比-14%；归母净利润27.2亿元，同比-3.9%；前三季度归母净利润65.2亿元，同比-0.9%。
　　水电：来水波动Q3雅砻江水电业绩略承压
　　2025年前三季度雅砻江水电营业收入193.38亿元，同比下降3.2%；归母净利润80.3亿元，同比增长0.8%；其中单三季度实现营业收入71.72亿元，同比下降16.7%；归母净利润31.14亿元，同比下降12.6%。
　　发电量方面：7月四川全省平均降水量较常年同期偏少15%；8月中下旬（8月18日-8月24日），雅砻江来水量偏少5-8成。来水偏少叠加去年三季度电量高基数的影响（24年三季度雅砻江发电量同比+24.6%），2025年单三季度雅砻江发电量约283.1亿千瓦时，同比降低约16%。
　　电价方面，根据我们估算，雅砻江水电2025年单三季度的不含税上网电价约0.255元/千瓦时，相较于去年同期下浮约2厘/千瓦时。
　　雅砻江水风光一体化基地建设稳妥推进。目前，卡拉、孟底沟、牙根一级水电站、两河口混蓄、道孚抽蓄、柯拉二期光伏、扎拉山光伏、茶布朗光伏、理塘索绒光伏以及西昌牦牛山风电等项目正在陆续开发建设，推进联合优化调度、实现梯级发电效益的最大化。
　　得益于煤价下滑，火电与新能源板块整体表现较为稳定
　　电量方面，2025年三季度公司火电发电量131.65亿千瓦时，同比下降18.5%（由于火电所在区域清洁能源发电量增加以及外送电量的影响）；由于陆续投产多个光伏项目，公司光伏单三季度发电量17.1亿千瓦时，同比增长约32.98%。
　　电价方面，由于部分区域火电中长期交易价格的下降以及无补贴新能源项目占比逐渐提高，公司的火电和新能源上网电价或均有一定向下的压力。
　　但从业绩拆分上看，若减去雅砻江水电的利润贡献，公司剩余业务板块单三季度实现归母净利润约11亿元，相较于去年同口径的9.8亿元增长约1.2亿元，整体业绩表现稳中有增。我们认为或得益于煤价在三季度的下降对于火电板块盈利端的改善。秦皇岛5500大卡煤价2025年7-9月均价约为672.1元/吨，相较于去年同期同比下降约20.8%。
　　盈利预测与估值
　　三季度暂时受到来水波动影响，但是火电与新能源板块整体表现较为稳定，略调整盈利预期，预计2025-2027年公司可实现归母净利润71.3/76.2/81.3亿元（前值68.5/75.2/82.4亿元），对应PE16.2/15.1/14.2x，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水不及预期、用电需求下降、电价超预期波动、煤价超预期波动、雅砻江水风光一体化建设进度不及预期等

　　国投电力发布三季报：3Q25实现营收148.76亿元（yoy-13.98%，qoq+18.29%），归母净利27.23亿元（yoy-3.94%，qoq+58.62%），归母净利润位于我们预期的22.30-27.62亿元的上区间。1-9M25实现营收405.72亿元（yoy-8.61%），归母净利65.17亿元（yoy-0.92%），扣非净利65.01亿元（yoy+2.35%）。看好雅砻江水风光一体化发展，维持“买入”评级。
　　1-9M25火电入炉标煤单价下行带动利润同比增长
　　3Q25公司火电上网电量同比-18.61%至123.20亿千瓦时，其中国投钦州发电/国投钦州二电/湄洲湾电力上网电量同比下降29.89/13.70/33.45%至18.78/6.00/30.58亿千瓦时，主要受到广西等南方省份来水同比偏丰，水电挤压火电发电量影响。1-9M25，公司火电上网电量累计为331.10亿千瓦时，同比-20.44%。由于2025年中长期电力交易价格同比下降，1-9M25公司火电量价承压，但得益于市场煤价快速下降，公司沿海电厂现货煤采购比例较高，入炉标煤单价同比大幅下降促使公司火电板块利润同比增长。
　　雅砻江水电3Q25来水同比偏枯，但对其4Q25盈利保持乐观
　　3Q25，雅砻江水电上网电量同比-16.03%至281.65亿千瓦时，主要是雅砻江流域主汛期来水同比偏枯；1-9M25，雅砻江水电上网电量为709.32亿千瓦时，同比-0.78%。根据我们统计的四川水文水资源勘测中心数据，截至10/31，雅砻江二滩和锦屏一级水电站水位同比偏低，我们预计4Q25雅砻江水电发电量同比或有一定压力。但雅砻江水电4Q24由于所得税一次性补缴，归母净利润偏低，我们预计雅砻江水电4Q25归母净利润在电量压力下仍有望同比大幅增长。
　　新能源盈利暂承压背景下，公司新增新能源装机节奏放缓
　　1H25，公司新增风电/光伏/储能装机容量9.98/7.05/6.96万千瓦；3Q25，公司无新增新能源装机容量，投产节奏显著放缓，我们认为主要受市场化推进过程中，新能源项目上网电价暂承压，盈利能力下降影响。1-9M25，公司风电/光伏上网电量分别同比增加1.57/38.13%至50.62/49.28亿千瓦时。
　　盈利预测与估值
　　我们维持公司2025-27年归母净利润预期72/75/78亿元。基于26E火电归母净资产/清洁能源归母净利74.38/67.99亿元，参考火电/清洁能源可比公司26EPB/PEWind一致预期1.1/17.5x，考虑公司沿海火电在煤价下行周期燃料成本控制能力更强，来水波动属于天然因素，仍看好两河口多年调节水库为下游带来增发效益，给予公司火电/清洁能源1.3/19.0x26EPB/PE，目标市值1389亿元，目标价17.35元（前值16.67元基于火电/清洁能源1.2/19.0x25EPB/PE）。
　　风险提示：入炉标煤单价高于预期，上网电价低于预期，新能源新增装机低于预期，来水不及预期，利用小时数低于预期。

　　事件：10月30日晚，公司发布2025年第三季度报告。2025年前三季度公司实现营业收入405.72亿元，同比下降8.61%；实现归母净利润65.17亿元，同比下滑0.92%；扣非后归母净利润65.01亿元，同比增长2.35%；经营活动产生的现金流量净额240.73亿元，同比上升12.69%，基本每股收益0.8135元。其中，2025Q3公司实现营业收入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%。
　　点评：
　　2025Q3，受雅砻江来水同比偏枯、火电电量下滑，以及平均上网电价下降的影响，公司业绩小幅下滑。
　　电量方面：1）水电：Q3雅砻江来水同比偏枯。2025前三季度，公司水电上网电量788.81亿千瓦时，同比减少1.26%。其中，2025Q3上网电量313.73亿千瓦时，同比大幅减少14.82%，主要是Q3来水偏枯所致。分流域来看，前三季度雅砻江水电上网电量709.32亿千瓦时，同比减少0.78%；其中Q3上网电量281.65亿千瓦时，同比减少16.03%。国投大朝山上网电量50.57亿千瓦时，同比减少1.06%；其中Q3上网电量21.23亿千瓦时，同比增长11.90%。国投小三峡上网电量28.92亿千瓦时，同比下降12.12%；其中Q3上网电量10.85亿千瓦时，同比下降21.99%。
　　2）火电：受区域清洁能源发电量的挤压以及外送电量下降影响。2025年前三季度公司火电上网电量为331.10亿千瓦时，同比下降20.44%。其中2025Q3，公司火电上网电量为123.20亿千瓦时，同比下降18.61%。
　　3）新能源：电量随装机规模增长大幅提升。光伏：2025年前三季度公司光伏上网电量49.28亿千瓦时，同比增长38.13%；其中Q3上网电量16.78亿千瓦时，同比增长32.57%。风电：受风力不足的影响，2025年前三季度公司风电上网电量50.62亿千瓦时，同比增长1.57%；其中Q3上网电量14.37亿千瓦时，同比下降1.44%。
　　电价方面：受部分区域火电中长期交易价格下降以及无补贴新能源项目占比逐渐提高的影响，公司整体上网电价有所下滑。2025年前三季度，公司控股企业平均上网电价0.346元/千瓦时，与去年同期相比减少3.9%。其中，2025Q3公司控股企业平均上网电价0.334元/千瓦时，与去年同期相比减少0.9%。
　　展望未来，公司雅砻江水电业务兼具稳健及高成长性，两杨电站有望为雅砻江水电贡献明显的发电增量，长期具备1000万千瓦以上的装机增量空间。火电有望受益于电量增长及成本下降带来的业绩改善，新能源装机增长提速下成长空间大。
　　雅砻江优质大水电资产稀缺性凸显，水电业务兼具稳健及高成长性。公司水电业务的核心资产雅砻江水电为雅砻江流域水电资源开发的唯一主体。雅砻江为我国第三大水电开发基地，流域自然资源禀赋优越，作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，流域已建成二滩、锦屏一级、两河口三大调节水库，梯级调度能力强，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动较小，公司水电的经营稳健性凸显。雅砻江全流域规划装机量3000多万千瓦，目前已开发1920万千瓦，待开发资源储备丰富。2021-2022年两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计450万千瓦，随着两河口基本完成蓄水、电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益有望不断释放，我们预计2025年雅砻江流域水电仍将贡献明显的发电增量。此外，卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计342万千瓦，公司预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段，装机量合计738万千瓦。
　　雅砻江水风光互补优势显著，新能源装机增长提速下成长空间可期。截至2024年底，公司新能源装机量合计966.74万千瓦，其中风电388.85万千瓦，光伏577.89万千瓦。根据公司规划，“十四五”期间公司新能源装机规模将达1472万千瓦，2025年装机增长空间超过500万千瓦。公司在雅砻江打造水风光一体化基地有显著的项目获取及消纳优势，雅砻江流域水风光互补示范基地远期规划新能源装机量超4000万千瓦，开发潜力大。
　　盈利预测及评级：国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，随着来水改善以及两杨电站发电量的释放，水电业绩有望显著增长；火电有望继续受益于电量增长及成本下降带来的业绩改善。新能源装机量快速增长，未来增长空间大。我们预测公司2025-2027年归母净利润预测分别为71.9亿元、74.4亿元、75.9亿元，对应增速8.2%/3.5%/2.0%，EPS分别为0.90元、0.93元、0.95元，对应10月30日收盘价的PE分别为16.11X/15.57X/15.27X，维持“买入”评级。
　　风险因素：国内外煤炭价格大幅上涨；公司水电项目所在流域来水较差；两杨电价不确定性；公司新能源项目建设进展不及预期。

　　事件：公司发布2025年三季度财报。
　　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。