投资评级 - 投资评级为买入，评级维持 [9] 核心观点 - 2025年第三季度公司上网电量同比增长7.30%至4.99亿千瓦时，带动营业收入同比增长3.17%至2.86亿元 [2][6] - 第三季度营业成本同比提升7.82%至1.80亿元，期间费用同比提升403万元，且富锦热电计提资产减值损失6344万元，共同导致归母净利润同比大幅降低79.78%至1355.29万元 [2][6] - 公司风电资产资源优异，集团优质资产有待注入，且体内在建、拟建项目充足，内生外延增长空间显著，预计2025-2027年EPS分别为0.28元、0.49元和0.69元 [13] 发电量与营收表现 - 2025年前三季度累计上网电量18.65亿千瓦时，同比增加1.32% [2][6] - 第三季度福建区域风电上网电量4.44亿千瓦时，在风况修复带动下同比增长4.74% [13] - 第三季度黑龙江区域风电上网电量3297.57万千瓦时，同比减少2.19%，生物质发电完成1683.22万千瓦时（去年同期因技改停工未发电） [13] - 第三季度新疆区域光伏上网电量551.74万千瓦时，同比减少28.64%，或因区域消纳环境恶化影响 [13] - 在发电量平稳增长带动下，第三季度实现营业收入2.86亿元，同比增长3.17% [2][6][13] 成本与业绩表现 - 2025年前三季度营业成本5.17亿元，同比提升2.42%；第三季度营业成本1.80亿元，同比提升7.82%，导致毛利润同比减少424万元 [2][13] - 第三季度财务费用1816万元，较去年同期降低535万元，但管理费用等提升致使期间费用合计同比提升403万元至4392万元 [13] - 受富锦热电计提资产减值损失6344万元及成本费用上升影响，第三季度归母净利润1355.29万元，同比降低79.78%；前三季度归母净利润3.28亿元，同比减少19.82% [2][6][13] 成长前景与投资建议 - 集团优质资产（如永泰抽蓄）已启动注入，平海湾三期等海上风电资产后续有望注入 [13] - 公司在建项目包括长乐B区海风项目11.4万千瓦、渔光互补光伏48万千瓦等，内生外延增长空间显著 [13] - 预计公司2025-2027年EPS分别为0.28元、0.49元和0.69元，对应PE分别为19.28倍、10.74倍和7.70倍 [13]

公司运营数据 - 截至2025年9月30日累计上网电量约2062.41亿千瓦时同比上升约2.02% [1] - 上网电量增加主要受全社会用电量增长及新能源装机容量持续增加影响 [1] - 新能源上网电量同比大幅增长且水电电量表现优于同期 [1]

公司运营表现 - 截至2025年9月30日，公司及子公司累计完成上网电量约2,062.41亿千瓦时，同比上升约2.02% [1] - 公司平均上网电价为人民币430.19元/兆瓦时（含税），同比下降约4.32% [1] - 2025年前三季度，公司市场化交易电量约1,785.95亿千瓦时，所占比例约为86.60% [1] 电量增长驱动因素 - 上网电量增长主要受全社会用电量增加及新能源装机容量持续增加影响 [1] - 公司新能源上网电量同比大幅增长，同时水电电量好于同期 [1]

上网电量表现 - 公司及子公司前三季度累计完成上网电量约2062.41亿千瓦时，同比上升约2.02% [1] - 上网电量增加主要受全社会用电量增加和新能源装机容量持续增加影响 [1] - 新能源上网电量同比大幅增长，同时水电电量表现优于去年同期 [1] 电价与市场交易 - 截至2025年9月30日，公司平均上网电价为430.19元/兆瓦时（含税），同比下降约4.32% [1] - 2025年前三季度，公司市场化交易电量约1785.95亿千瓦时 [1] - 市场化交易电量占总上网电量的比例约为86.6% [1]

核心运营数据 - 截至2025年9月30日累计上网电量约2062.41亿千瓦时同比上升约2.02% [1] - 平均上网电价为人民币430.19元/兆瓦时含税同比下降约4.32% [1] - 市场化交易电量约1785.95亿千瓦时占总上网电量比例约86.60% [1] 发电装机容量结构 - 公司总装机容量为82702.516兆瓦 [1] - 火电煤机装机容量48474兆瓦火电燃机装机容量8184.54兆瓦 [1] - 水电装机容量9204.73兆瓦风电装机容量10344.89兆瓦光伏装机容量6494.356兆瓦 [1] 新增装机容量 - 2025年第三季度新增装机容量1812.839兆瓦 [1] - 新增火电煤机640兆瓦火电燃机1049.27兆瓦 [1] - 新增风电118.75兆瓦光伏4.819兆瓦 [1]

上网电量表现 - 截至2025年9月30日累计上网电量约2062.41亿千瓦时，同比上升约2.02% [1] - 上网电量增长主要受全社会用电量增加及新能源装机容量持续增加影响 [1] - 新能源上网电量同比大幅增长，同时水电电量好于同期 [1] 上网电价与市场化交易 - 2025年前三季度平均上网电价为人民币430.19元/兆瓦时（含税），同比下降约4.32% [1] - 同期市场化交易电量约1785.95亿千瓦时 [1] - 市场化交易电量占总上网电量比例约为86.60% [1]

上网电量表现 - 截至2025年9月30日累计上网电量约2062.41亿千瓦时，同比上升约2.02% [1] - 上网电量增长主要受全社会用电量增加及新能源装机容量持续增加影响 [1] - 新能源上网电量同比大幅增长，同时水电电量表现优于同期 [1] 上网电价与市场化交易 - 平均上网电价为人民币430.19元/兆瓦时（含税），同比下降约4.32% [1] - 2025年前三季度市场化交易电量约1785.95亿千瓦时 [1] - 市场化交易电量占总上网电量比例约为86.60% [1]

核心运营数据 - 2025年第三季度中国境内上网电量为1257.68亿千瓦时，同比下降3.67% [1] - 2025年前三季度中国境内累计上网电量为3314.51亿千瓦时，同比下降2.87% [1] - 2025年前三季度平均上网结算电价为478.71元/兆瓦时，同比下降3.54% [1] 电力销售结构 - 2025年前三季度市场化交易电量比例为85.00%，较去年同期下降2.06个百分点 [1] 业务转型与影响因素 - 公司持续推进绿色低碳转型，风电和光伏装机容量持续增长，促进新能源电量同比增长 [1] - 受供需宽松、新能源装机增长挤占煤机发电空间等因素影响，公司煤机电量同比下降 [1]

发电量表现 - 2025年第三季度公司中国境内上网电量1257.68亿千瓦时，同比下降3.67% [1] - 2025年前三季度公司中国境内累计上网电量3314.51亿千瓦时，同比下降2.87% [1] 上网电价表现 - 2025年前三季度公司中国境内平均上网结算电价为478.71元/兆瓦时，同比下降3.54% [1] 市场化交易情况 - 2025年前三季度公司市场化交易电量比例为85.00%，较去年同期下降2.06个百分点 [1]

公司运营数据 - 公司所属电厂2025年前三季度实现上网电量120.45亿千瓦时 [1] - 上网电量较上年同期增长3.51% [1] - 市场化交易电量为111.16亿千瓦时 [1] - 市场化交易电量占上网电量的比例为92.29% [1]