市场整体表现与配置主线 - 本周A股整体宽幅震荡，主要宽基指数周度小幅收涨，主要宽基指数量能均回升 [5] - 股票型ETF本周小幅净流入，中小盘主题ETF为净流入主力，融资增加额维持正值但环比上周略有下降 [5] - 短线回调压力或已释放，市场再度进入震荡区间，资金面较市场交易量能更为积极，反弹或将延续 [5] - 建议以“红利+科技”作为配置主线，其中红利策略或在波动方面占优 [5] 钢铁行业 - 2025年2月8日工信部出台《钢铁行业规范条件（2025年版）》，7月18日再次提及“推动落后产能有序退出” [6] - 钢铁板块的盈利有望修复到历史均值水平，钢铁股的PB也有望随之修复 [6] 有色金属行业（电解铝与铜） - 电解铝现货价格创2022年5月以来新高水平 [6] - 12月3日LME铜注销仓单库存达5.7万吨，占LME总库存35% [6] - 嘉能可2026年铜产量指引中枢下调9万吨，显示铜矿扰动增强 [6] - 线缆企业开工率连续回升5周，第四季度电网旺季效应仍存 [6] - 铜行业供需仍将维持偏紧格局，继续看好铜价上行 [6] 石油化工行业 - 中国石油天然气集团有限公司是集国内外油气勘探开发和新能源、炼化销售和新材料、支持和服务、资本和金融等业务于一体的综合性国际能源公司 [7] - 公司全产业链协同优势显著，旗下上市公司有望充分受益 [7] 电新环保行业 - 储能：2026年国内招标有望维持较好水平，独立储能将通过电能量市场、容量市场及辅助服务市场实现完整收益模型，美国缺电逻辑整体尚未改变，建议关注海外储能、SST等机会 [7] - 氢氨醇+风电：氢氨醇作为新能源消纳和绿电非电领域应用的重要方向，有望获得更多投资 [7] - 锂电：可重点关注供给变数较大的锂矿及盈利尚不支持扩产的隔膜等环节的投资机会 [7] 公用事业行业 - 本周动力煤价格加速下跌 [7] - 广东（加权平均电价）、山西（出清均价，实时市场）现货结算价格周环比均有所上涨 [7] - 绿电板块有望迎来估值修复，火电功能性定位转型持续，度电盈利相对稳健的火电运营商受关注，该板块为防御板块，聚焦长期配置需求 [7] 医药生物行业 - 12月7日，国家医保局发布首个商保创新药目录，共有24个药品参与价格协商，最终19个成功纳入 [8] - 在我国创新药“全球新”药物不断涌现的背景下，商保创新药目录的推行有望为创新药开辟更广阔市场空间 [8]

行业投资评级 - 报告对电力行业持长期看好态度，特别是火电板块 [1] 核心观点 - 电力需求保持上升趋势，10月全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4%（9月为4.5%），其中第二产业/第三产业/居民用电量分别为5688/1609/1155亿千瓦时，同比增长6.2%/17.1%/23.9%（9月为5.7%/6.3%/-2.6%），主要受去年低基数影响 [3] - 预计全年用电量增速超过5%问题不大，市场对2026年长协电价和近期高煤价的担忧预计在长协签订后缓解 [3] - 火电板块目前市盈率低于10倍，分红率有望提升，而海外电力龙头市盈率普遍在20倍左右，具备投资价值 [3][8] 各地售电政策 - 河南要求用户承担超额亏损，但上限为10% [3][5] - 广东自2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分按1:9比例分享给用户，并公示批零差价最大的30家售电公司名单 [3][5] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地已发布限价政策，河南限价3厘/度，广东限价1分/度，但1:9的分成比例明显高于其他地区的"2:8"或"5:5"，政策向用户端倾斜 [3][5] 陕西市场化交易方案 - 煤电年度电量不低于上一年实际发电量的70%，加上月度交易后达到80% [3][5] - 分时交易不限价，各时段申报价格上限和下限暂定为0.52元/度和0元/度，用户年度中长期交易比例不低于55%，加上月度后不低于60% [3][5] - 新能源机制电量由电网代表全体用户签订，合同价格为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用电侧签约比例 [3][5] 辅助服务政策 - 京津唐电力调峰辅助服务市场规则：火电机组在额定容量50%以下部分按价格递增逐档申报，具体为40%＜Pn≤50%时0-220元/兆瓦时、30%＜Pn≤40%时0-270元/兆瓦时、20%＜Pn≤30%时0-320元/兆瓦时、Pn≤20%时0-370元/兆瓦时 [3][6] - 上海应急备用煤电机组容量电价标准为每年每千瓦256元（含税） [3][6] 国家能源集团预测 - 2024年全国最大用电负荷14.4亿千瓦，最大负荷峰谷差率约25%，煤电以36%的装机提供55%的电量和70%的顶峰能力 [3][7] - 预计2030年煤电装机达15.4亿千瓦，新增气电装机4000-5000万千瓦；2035年煤电装机不变，发电量5.8万亿千瓦时，占比38%；2030-2035年气电装机增至2.4亿千瓦 [3][7] - 2050年煤电装机13亿千瓦，发电量占比19.2%；2060年煤电装机9.0亿千瓦，发电量1万亿千瓦时 [3][7] 盈利与投资建议 - 2025年第三季度火电盈利继续好转，建议关注华电国际、京能电力、皖能电力、大唐发电、浙能电力、华能国际、宝新能源、华润电力、中国电力、国电电力、湖北能源、国投电力、广西能源、三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源、长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力、桂东电力、黔源电力、中国核电、中国广核等公司 [3][8]

投资评级 - 首次覆盖皖能电力，予以“增持”投资评级 [1][8] 核心观点 - 公司为安徽省火电龙头，控股在运火电装机居省内第一，受益于省内较好的电力供需格局，利用小时数有望维持高位 [1][7] - 战略性拓展新疆市场，江布电厂和英格玛电厂具备显著成本优势，测算2025年将贡献归母净利润5.94亿元，占2024年整体业绩的28.8%，成为新增长点 [1][7] - 参股布局煤电、风电、抽蓄、核电等多类电源，投资收益已成为重要的业绩压舱石，2024年对联营合营企业的投资收益达12.22亿元 [1][7] - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为22.94、24.36、25.28亿元，同比增长11.2%、6.2%、3.8%，当前股价对应PE分别为8.0x、7.5x、7.3x [8] 公司概况与财务表现 - 截至2024年底，公司控股在运装机合计1366万千瓦，其中煤电/气电/新能源/垃圾焚烧发电/新型储能装机容量占比分别为89%/7%/1%/2%/1% [7] - 公司营收从2019年的160.92亿元提升至2024年的300.94亿元，复合年增长率达到13.34% [7] - 2024年归母净利润为20.64亿元，同比增长44.4%；2025年上半年归母净利润为10.82亿元，同比增长1.05% [7] - 公司期间费用率整体稳定，2024年毛利率为12.05%，净利率为9.95%，ROE为13.04% [34] 安徽省业务分析 - 公司81%的火电机组位于安徽，截至2023年底，公司控股在运省调火电机组装机容量占比达到23.7%，位居省内第一 [7][17] - 安徽省用电量增速持续高于发电量增速，2024年用电量同比增长11.94%，较全国平均高出5.1个百分点，电力供需偏紧支撑利用小时数 [46] - 2025年安徽省中长期电力交易均价为0.413元/千瓦时，较当地燃煤基准价上浮7%，电价降幅相对可控 [52] - 2025-2026年安徽将迎来火电集中投产期，预计利用小时数会下降但降幅可控 [52] 新疆业务布局 - 公司控股的新疆江布电厂和英格玛电厂位于昌吉准东，邻近准东煤田，坑口成本较低，燃料通过廊道直接送入电厂，具备明显成本优势 [7][61] - 2024年江布电厂实现净利润5.52亿元，净利率达到31%，测算度电净利润为0.08元/千瓦时，盈利能力显著高于安徽省内电厂 [7][62] - 新疆电厂是“疆电入皖”特高压吉泉线的配套电源，电价执行“基准价+上下浮动”机制，消纳有保障 [69] 电源结构多元化与投资收益 - 截至2024年底，公司参股权益装机容量达798.12万千瓦，其中火电权益装机720.86万千瓦，占比90.3% [7][75] - 参股的国能神皖能源和中煤新集利辛为煤电一体化运营公司，盈利稳定性强，2024年公司实现投资收益13.48亿元 [7][75] - 公司参股在建项目总装机1084万千瓦，权益装机316.02万千瓦，预计参股煤电项目将自2026年起贡献投资收益 [78] - 公司间接持有聚变新能约3.45%的股权，未来有望受益于核聚变技术突破带来的颠覆性机遇 [79] 未来发展展望 - 公司在建机组为160万千瓦新能源，2025年预计投产110万千瓦，另有140万千瓦抽蓄和20万千瓦风电核准待建 [7] - 公司积极参与“陕电入皖”、“蒙电入皖”项目，长期成长趋势明确 [71] - 资本开支有望于2025年达峰，后续分红比例有进一步提升的潜力，2023-202年公司分红比例稳定在35%左右 [37]

核心观点 - 报告认为煤炭行业供需两端出现边际改善，行业或进入景气周期 [1] 供给侧收缩与需求侧扩容共同推动煤炭价格进入震荡上行通道 [20] 新能源对火电的替代压力边际减弱，对电煤需求形成支撑 [3][47] 煤炭供给侧收缩显著 - 国家能源局于2025年7月10日发布通知，对超能力生产的煤矿一律责令停产整改，政策效果显著，全国煤炭产能利用率从2023年四季度的75.64%降至2025年二季度的69.3% [13] 2025年7月全国规模以上工业原煤产量同比下降3.8%，日均产量降至1229万吨 [13] - 本轮“反内卷”政策严控超产能生产，核查范围覆盖8个主要产煤省份，区别于2016年供给侧改革的刚性去产能，更侧重于治理恶性竞争 [16] 政策旨在明确动力煤“绿色区间”为570-770元/吨，截至2025年11月上旬，动力煤现货价格已突破800元/吨关键关口 [20] - 国际因素如欧盟重启煤电、印度“煤荒”推高国际煤价，叠加关税政策影响，中国煤炭进口量明显减少，2025年1-9月全国煤炭进口总量34,589万吨，同比下降11.1% [1][21] 进口来源高度集中，前四大贸易伙伴（印尼、蒙古、俄罗斯、澳大利亚）占比超90% [21] 用煤需求高增，需求侧扩容 - 电力行业作为煤炭消费主力军需求持续释放，2025年火电发电量预计增加2,900亿千瓦时，同比增长4.5% [2] 中电联预测2025年全社会用电量同比增长5.0%-6.0% [2] 2025年前三季度全国全社会用电量达7.8万亿千瓦时，同比增长4.6% [27] - 尽管可再生能源发电量提升，但其出力不稳定的特性强化了火电的调峰保供作用，2025年1-8月全国火电发电量同比微增 [2][31] - 煤化工行业成为煤炭消费重要增长点，化工煤需求增速强劲，2020-2024年复合增速达9.7%，远超动力煤整体消费增速（5.0%） [37] 2024年化工行业用煤同比增幅达7.0%，表现最强 [37] 预计2025年现代煤化工产业用煤占比将提升至6.7%-6.9% [37] 新能源对火电替代压力或边际减弱 - 新能源消纳问题凸显，2025年上半年全国太阳能弃电率升至6.6%，风电弃电率达5.7%，西部地区如西藏、新疆弃电率甚至突破10%的政策红线 [41][42] 电网消纳设施建设与装机速度的时间错配以及资源地域错配是主要原因 [42] - 政策引导新能源行业从“规模扩张”向“质量效益”转型，2025年2月发布的电价改革通知引发4-6月抢装潮，5月光伏新增装机达42.9GW创纪录，但三季度光伏、风电新增装机规模大幅下降 [3][45] 2025年修订的《反不正当竞争法》等措施旨在遏制恶性价格战 [45] - 截至2025年9月底，火电装机容量约15.5亿千瓦，占全国总装机的41.7% [47] 火电因其出力稳定、利用小时长，在能源保供中作用关键，新能源替代压力的边际减弱对电煤需求形成支撑 [3][47] 投资建议 - 报告建议关注中国神华，该公司是中国最大的煤炭生产销售企业，具备全产业链协同效应 [50] 2025年Q1-Q3公司营业成本为392亿元，同比下降14.8%，显示其降本增效成果 [50] - 报告同时建议关注中煤能源，该公司业务覆盖煤炭、煤化工、发电等，资源储备丰富，拥有里必煤矿和苇子沟煤矿两个在建项目，预计年内试生产 [53] 公司通过精益管理实现自产商品煤成本显著下降 [53]

行业整体业绩回顾 - 2025年前三季度主流火电运营商归母净利润大幅上涨，主要受益于煤价下行及部分公司成本管控效果明显[1][3] - 绿电和核电企业盈利持续承压，而水电板块整体表现尚可，延续稳健态势[2][3][5] - 火电运营商在电量电价双降下面临营收下行压力，但秦皇岛下水煤（5500大卡）现货价格平均下降191元/吨，支撑利润增厚[1][3] 火电行业分析 - 煤价下行是火电利润增厚主因，除燃料成本下降外，部分电厂折旧陆续到期及财务降费预计将持续贡献增利[3] - 火电行业面临电量与电价双重下降的压力，但成本端的改善有效对冲了营收下滑的影响[1][3] 绿电行业分析 - 多数绿电公司2025年三季度归母净利润下降，主因利用小时数和电价下滑[2] - 风资源较差及装机超速导致限电率提升，行业利用小时数下降，龙源电力10月风电发电量下滑12.1%，新天绿色能源下滑21.3%，协合新能源下滑12.4%[2] - 企业参与市场化交易比例提升，叠加市场化电价持续下滑，导致绿电企业电价下探[2] - 三季度绿电公司经营现金流大幅增长，主因收到国补回款同比大幅增加，部分企业1-8月累计所获补贴远超2024年全年[2] 水电行业分析 - 水电短期经营受来水压制，2025年前三季度全国平均降水量571.3毫米，较常年同期偏多1.7%，但弱于2024年[3] - 在梯级调度下，部分大水电前三季度营收略微下滑，小水电收入与区域来水关系较大[3] - 水电利润表现尚可，财务费用方面的降本持续增厚利润[3][4] 核电行业分析 - 2025年三季度核电企业归母净利润均有所下滑，中国核电因新能源板块拖累，利润下滑幅度高于中国广核[5] - 电价下降是共同压力，中国广核2025年三季度发电量625.1亿千瓦时，同比小幅下滑3%，收入下滑10.2%[5] - 中国广核通过费用压降抵消部分影响，研发费用下降2.1亿元，财务费用下降2.2亿元，其他收益增加3.4亿元[5] - 中国核电2025年三季度核电发电量511.5亿千瓦时，同比增长10%，但受市场化电价下降、其他收益下滑及所得税增长影响，核电归母净利润下滑明显[5] 投资建议 - 中长期维度推荐优质水电长江电力、国投电力、川投能源，以及港股低估值风电龙源电力（H）、大唐新能源、中广核新能源、新天绿色能源[5] - 短中期维度推荐具备穿越周期能力的优质龙头华润电力、龙源电力[5] - 区域性标的推荐嘉泽新能、黔源电力[5] - 建议关注新筑股份、远达环保、吉电股份[6]

行业投资评级 - 投资评级：看好（维持）[3] 报告核心观点 - 电力行业2025年三季度业绩呈现分化格局：绿电和核电板块盈利持续承压，而火电板块受益于成本下降实现利润增长，水电板块则表现稳健[3] - 绿电企业面临利用小时数和电价双下滑压力，但经营现金流因补贴回款而大幅好转[4][21] - 火电运营商在电量电价双降背景下，利润增长主要得益于煤价下行带来的成本改善以及折旧到期、财务费用下降等因素[5][33][34] - 水电板块业绩受流域来水分化影响，整体稳健，财务费用压降持续增厚利润[5][35] - 核电企业盈利承压，主因市场化电价下滑，但广东新电价方案有望为相关企业带来积极影响[6][40] 电力三季报回顾：分板块总结 绿电板块 - 2025年三季度，除新天绿色能源、晶科科技、银星能源外，多数绿电公司归母净利润下降，例如龙源电力Q3归母净利润同比下降33.6%[10][11] - 盈利下滑主因包括：三季度风资源较差导致利用小时数下降，2025年1-9月全国风电利用小时数同比下滑93小时；企业参与市场化交易比例提升叠加电价下滑[4][12] - 10月份风电发电量持续下滑，龙源电力、新天绿色能源、协合新能源10月风电发电量分别下滑12.1%、21.3%、12.4%[4][13] - 经营现金流大幅好转，主因国补回款增加，例如金开新能2025年1-8月累计收到补贴12.14亿元，是2024年全年的190%[21][24] 火电板块 - 主流火电运营商前三季度归母净利润大幅上涨，例如华能国际同比增长43%，大唐发电同比增长52%，主要受益于煤价下行[5][26][29] - 2025年前三季度秦皇岛下水煤（5500大卡）现货价格平均下降191元/吨[5][25] - 除煤价外，折旧到期与财务降费持续贡献增利，例如华能国际2025年前三季度营业利润变动中，有10.22亿元来自煤价下降以外的成本改善[33][34][37] 水电板块 - 水电板块整体表现稳健，业绩受来水影响呈现分化，2025年前三季度全国平均降水量571.3毫米，较常年同期偏多1.7%，但弱于2024年[5][35] - 主要公司中，长江电力2025年前三季度归母净利润微增0.60%，华能水电增长4.34%，黔源电力表现突出，归母净利润大幅增长85.74%[36][38] - 财务费用压降是利润增厚的重要因素，与火电类似[5][35] 核电板块 - 2025年Q3核电企业归母净利润均下滑，中国广核收入下滑10.2%，中国核电核电归母净利润下滑明显[6][39][41] - 电价下降是共同压力，但中国广核通过费用压降（研发费用下降2.1亿元，财务费用下降2.2亿元）和其他收益增加（3.4亿元）部分抵消影响[6][39] - 广东新电价方案取消“变动成本补偿”机制，预计即使2026年市场化交易价格维持下限0.372元/千瓦时，仍比2025年长协价0.352元/千瓦时上涨2分钱，将增益中国广核盈利[40] 投资建议 - 中长期维度关注优质水电（长江电力、国投电力、川投能源）及港股低估值风电（龙源电力(H)、大唐新能源等）[7][42] - 短中期维度关注具备穿越周期能力的优质龙头，如华润电力、龙源电力[7][42] - 区域性标的建议关注嘉泽新能、黔源电力[7][42]

投资评级 - 报告对国投电力的投资评级为“买入”，并予以“维持” [9] 核心观点 - 报告认为，尽管公司2025年第三季度业绩因来水扰动而短期承压，但考虑到燃料成本改善、雅砻江长期成长空间以及积极的来水展望，当前是低位布局的良好机会 [1][6][12] 2025年第三季度业绩表现 - **发电量**：2025年第三季度公司完成发电量478.91亿千瓦时，同比减少14.42% [2][12] - **水电**：完成发电量315.43亿千瓦时，同比减少14.80%，其中核心资产雅砻江水电发电量283.09亿千瓦时，同比减少16.02% [12] - **火电**：完成发电量131.65亿千瓦时，同比减少18.50%，降幅较二季度扩大10.4个百分点 [12] - **新能源**：风电发电量14.75亿千瓦时，同比减少1.4%；光伏发电量17.08亿千瓦时，同比增长32.98% [12] - **上网电价**：第三季度公司平均上网电价为0.334元/千瓦时，同比降低约0.003元/千瓦时 [2][12] - **营业收入**：第三季度实现营业收入148.76亿元，同比减少13.98% [2][6][12] - **营业成本与毛利**：得益于燃料成本改善，第三季度营业成本为79.49亿元，同比减少21.51%；毛利润同比降低3.33%，但毛利率同比改善5.13个百分点 [2][12] - **投资收益**：第三季度取得投资收益2.91亿元，较去年同期减少约1.90亿元 [2][12] - **减值影响**：第三季度资产减值规模收窄及信用减值冲回贡献约2.68亿元边际增量，缓解了业绩压力 [12] - **归母净利润**：第三季度实现归母净利润27.23亿元，同比减少3.94%；前三季度累计实现归母净利润65.17亿元，同比减少0.92% [2][6][12] 未来展望与投资建议 - **雅砻江成长性**：雅砻江流域可开发水电装机容量约3000万千瓦，截至2025年6月末已投产1920万千瓦，核准及在建372万千瓦，后续成长空间广阔 [12] - **来水展望**：四川秋雨偏早且降水量偏多，考虑到去年四季度雅砻江水电电量基数较低，全年展望积极 [12] - **盈利预测**：预计公司2025-2027年每股收益（EPS）分别为0.87元、0.92元和0.98元 [12] - **估值水平**：对应2025-2027年的市盈率（PE）分别为16.68倍、15.67倍和14.70倍 [12] 公司基础数据 - **当前股价**：14.47元（截至2025年10月30日收盘价） [9] - **总股本**：800,449万股 [9] - **每股净资产**：8.28元 [9]

报告行业投资评级 - 增持（维持）[4] 报告的核心观点 - 电力行业持仓在2025年第三季度回落，但布局性价比提升，火电业绩持续向好，水电来水改善，绿电板块存在低估机会，建议关注火电、水电、绿电及核电等细分领域投资机会 [1][2] 本周行情回顾 - 上证指数报收3,954.79点，上升0.11%，沪深300指数报收4,640.67点，下降0.43% [1] - 中信电力及公用事业指数报收3,171.01点，上升0.77%，跑赢沪深300指数1.20个百分点，在30个中信一级板块中排名第15位 [1] - 电力及公用事业板块超半数个股下跌 [1] 行业供需分析 - 前三季度全国全社会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长4.6%，7月和8月用电量连续突破万亿千瓦时，创历史新高 [9] - 截至9月底全国全口径发电装机容量37.2亿千瓦，同比增长17.5% [9] - 预计全年全社会用电量同比增长5%左右，四季度用电量增速高于三季度 [9] - 预计2025年新增发电装机规模超过5亿千瓦，风光总装机有望超过18亿千瓦，年底全国发电装机容量达39亿千瓦左右，同比增长16.5% [9] 基金持仓情况 - 2025年第三季度末主动型基金对电力及公用事业板块持仓占比0.65%，同比降低1.72个百分点，环比减少0.86个百分点 [9] - 指数型基金持仓占比1.74%，同比降低1.43个百分点，环比减少1.22个百分点 [9] - 合并计算后两类基金持仓占比1.17% [9] - 主动型基金增配前五：九丰能源（+0.53个百分点）、建投能源（+0.41个百分点）、中闽能源（+0.37个百分点）、陕西能源（+0.16个百分点）、华润燃气（+0.15个百分点） [9] - 主动型基金减配前五：中广核新能源（-2.74个百分点）、大唐新能源（-1.61个百分点）、大唐发电（-1.36个百分点）、皖能电力（-1.33个百分点）、华电国际（-1.2个百分点） [9] - 指数型基金增配前五：上海电力（+0.44个百分点）、申能股份（+0.19个百分点）、国电电力（+0.02个百分点）、华能国际（+0.02个百分点）、香港中华煤气（+0.02个百分点） [10] - 指数型基金减配前五：长江电力（-0.58个百分点）、浙能电力（-0.16个百分点）、大唐发电（-0.13个百分点）、国投电力（-0.07个百分点）、内蒙华电（-0.06个百分点） [10] 细分领域动态 - 火电煤价持平于770元/吨 [16] - 水电方面10月31日三峡入库流量同比上升75.68%，出库流量同比上升122.06% [40] - 绿电方面硅料价格上升至52元/KG，主流硅片价格上升至1.53元/片 [51] - 碳市场交易价格较上周下降5.01%，周成交量438.55万吨，周成交额2.02亿元 [61] 投资建议 - 火电板块建议关注：华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、皖能电力、浙能电力、建投能源 [2] - 火电灵活性改造龙头：青达环保、华光环能 [2] - 绿电板块推荐关注低估港股绿电及风电运营商：新天绿色能源、龙源电力、中闽能源、吉电股份等 [2] - 水电核电防御品种：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、中国核电、中国广核 [2] 行业要闻 - 我国在北极密集海冰区完成43个潜次载人深潜作业 [73] - 中国与东盟首次明确定义绿色经济、新能源、清洁能源等概念 [73] - 2025年度国家绿色数据中心名单公示 [74] - 全国海洋生产总值达到10.5万亿元 [74] - 国家能源局推进电力安全生产标准化建设 [74]

投资评级 - 报告对华电国际（600027.SH）的投资评级为“买入”，并予以“维持” [9][13] 核心观点 - 尽管公司2025年第三季度发电量和上网电价同比承压，导致营收下降，但受益于煤炭价格同比显著回落，成本端改善幅度大于收入降幅，驱动主业经营实现同比改善，单季度毛利润同比增长33.60% [2][13] - 公司严格优化费用支出，管理费用和财务费用同比双双下降，叠加主业强劲表现，推动三季度归母净利润实现20.32%的同比增长 [2][13] - 公司内生外延稳步推进，新增及在建装机规模可观，预计将为未来业绩贡献增量，分析师基于此维持“买入”评级 [13] 财务业绩表现 - **2025年第三季度业绩**：实现营业收入359.20亿元，同比下降10.92%；实现归母净利润25.33亿元，同比增长20.32% [6][13] - **2025年前三季度业绩**：累计实现归母净利润64.37亿元，同比增长15.87% [2][13] - **单季度毛利**：第三季度毛利润为51.95亿元，同比增长33.60% [2][13] - **费用控制**：第三季度管理费用为5.79亿元，同比减少4.20%；财务费用为7.80亿元，同比减少17.58% [13] - **投资收益**：第三季度投资收益为5.97亿元，同比下降31.68%，主要因参股华电新能股比下降及参股煤炭公司贡献收益回落 [13] 经营状况分析 - **发电量**：2025年前三季度累计完成发电量2013.29亿千瓦时，同比下降5.87%；第三季度单季完成发电量807.08亿千瓦时，同比减少5.05% [13] - **上网电价**：2025年前三季度平均上网电价为0.510元/千瓦时，同比降低0.014元/千瓦时；第三季度单季平均上网电价为0.498元/千瓦时，同比降低0.025元/千瓦时 [13] - **成本端改善关键**：第三季度秦港Q5500大卡煤价中枢为672.46元/吨，同比降低175.63元/吨，带动公司营业成本同比下降15.68% [13] 未来发展展望 - **产能扩张**：截至2025年上半年，公司主要的已获核准及在建机组规模达1196.6万千瓦，包括燃气机组158.8万千瓦和煤电机组468万千瓦 [13] - **盈利预测**：预计公司2025-2027年每股收益（EPS）分别为0.61元、0.65元和0.71元，对应市盈率（PE）分别为8.84倍、8.31倍和7.54倍 [13] 基础数据 - **当前股价**：5.37元（2025年10月28日收盘价） [10] - **总股本**：1,161,177万股 [10] - **每股净资产**：4.19元 [10]

投资评级 - 报告对国电电力（600795.SH）维持“买入”投资评级 [9] 核心观点 - 公司三季度业绩展望平稳，主要得益于火电板块电量的稳健表现与成本端的持续优化，以及光伏装机高速扩张带来的电量高增长，这部分抵消了水电和风电因来水及风况偏弱导致的业绩受限 [2][13] 分业务板块表现 火电业务 - 2025年三季度火电上网电量1030.9亿千瓦时，同比增长6.93%，带动前三季度火电电量降幅收窄至2.17% [13] - 公司核心布局的江苏及浙江区域三季度上网电量同比分别增长16.08%、14.98% [13] - 三季度平均上网电价为0.376元/千瓦时，同比降低0.034元/千瓦时 [2][13] - 成本端显著优化，三季度秦港Q5500大卡煤价中枢672.46元/吨，同比降低175.63元/吨 [13] 水电业务 - 2025年三季度水电上网电量222.39亿千瓦时，同比减少2.38% [13] - 四川地区水电上网电量184.99亿千瓦时，同比减少0.96%，主因系部分水电机组所处流域来水偏枯 [13] 新能源业务 - **风电**：截至2025年9月底，风电装机容量达1042.85万千瓦，同比增长9.40%；但三季度风电上网电量40.7亿千瓦时，同比减少2.23%，受区域风况偏弱影响 [13] - **光伏**：截至2025年9月底，光伏装机容量达1856.93万千瓦，同比增长59.92%；三季度光伏上网电量69.34亿千瓦时，同比增长105.86%，但增速环比降低16.35个百分点 [13] 公司整体经营数据 - 2025年三季度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% [6] - 平均上网电价376.36元/兆瓦时 [6] 财务预测与估值 - 预计公司2025-2027年EPS分别为0.40元、0.43元和0.46元 [13] - 对应PE分别为12.76倍、11.87倍和10.99倍 [13] - 当前股价为5.07元（2025年10月22日收盘价） [10]