核心观点
　　2025年前三季度，公司实现营业收入657.41亿元，同比减少0.89%；归母净利润281.93亿元，同比增长0.60%。公司营业收入同比微降主要系前三季度上网电量同比减少。单三季度来看，公司经营业绩同比下滑，主要系三季度来水同比偏枯、发电量同比下降的影响。目前公司蓄水情况较好，四季度发电量增长可期。2025年前三季度，公司销售费用率、管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为0.21%、1.52%、0.63%和10.89%，同比变化+0.02、+0.19、+0.10和-1.86个百分点。得益于债务成本的持续压降，公司前三季度财务费用为71.61亿元，同比下降15.33%。公司2025年前三季度发电量达2351.26亿千瓦时，同比微降0.29%；单三季度，公司发电量为1084.7亿千瓦时，同比下降5.8%。我们预计公司2025~2027年归母净利润分别为337.36亿元、350.05亿元、360.49亿元。
　　事件
　　公司发布2025年三季度报
　　2025年前三季度，公司实现营业收入657.41亿元，同比减少0.89%；归母净利润281.93亿元，同比增长0.60%；扣非归母净利润282.07亿元，同比增长0.79%；单季度归母净利润151.37亿元，同比减少9.16%；实现加权净资产收益率13.01%，同比减少0.53个百分点；实现基本每股收益1.15元/股，同比增长0.60%。
　　简评
　　Q 3来水影响当期业绩，成本压降助力业绩增厚
　　2025年前三季度，公司实现营业收入657.41亿元，同比减少0.89%；归母净利润281.93亿元，同比增长0.60%。公司营业收入同比微降主要系前三季度上网电量同比减少。单三季度来看，公司经营业绩同比下滑，主要系三季度来水同比偏枯、发电量同比下降的影响。目前公司蓄水情况较好，四季度发电量增长可期。2025年前三季度，公司销售费用率、管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为0.21%、1.52%、0.63%和10.89%，同比变化+0.02、+0.19、+0.10和-1.86个百分点。得益于债务成本的持续压降，公司前三季度财务费用为71.61亿元，同比下降15.33%
　　三季度来水同比偏枯，发电量规模同比微降
　　2025年前三季度，乌东德水库来水总量约834.89亿立方米，较上年同期偏枯6.04%；三峡水库来水总量约2988.80亿立方米，较上年同期偏枯4.54%。公司2025年前三季度发电量达2351.26亿千瓦时，同比微降0.29%。其中，公司乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡和葛洲坝电站发电量分别为296.47、469.04、473.67、265.24、700.19、146.65亿千瓦时，同比变化-4.9%、+0.9%、-3.3%、-0.4%、+2.2%、+4.8%。单三季度来看，长江电力发电量为1084.7亿千瓦时，同比下降5.8%；其中乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡和葛洲坝电站发电量分别为146.89、212.14、194.02、109.34、357.75、64.57亿千瓦时，同比变化-15.4%、-13.2%、-17.0%、-11.0%、+10.7%、+19.5%。截至2025年10月30日，三峡水库日水位为174.21米，同比提升6.31米，处于近年来高位水平，四季度电量增发可期。
　　承诺维持高比例分红，股息红利价值持续凸显，维持“买入”评级
　　近期公司发布未来五年（2026-2030年）股东分红回报规划，明确每年的利润分配按不低于当年合并报表中归属于母公司股东的净利润的70%进行现金分红。综合来看，公司经营业绩稳健，且维持高比例分红承诺，在利率下行的大背景下，公司股息红利价值有望持续凸显。我们预计公司2025~2027年归母净利润分别为337.36亿元、350.05亿元、360.49亿元，EPS分别为1.38元/股、1.43元/股、1.47元/股，维持“买入”评级
　　风险分析
　　长江来水风险：公司境内的六座梯级水电站分布在长江中上游，长江来水对发电量影响较大，来水的不确定性会影响公司的电力生产。
　　安全生产风险：新型电力系统对水电站调峰调频、顶峰发电能力的要求更高，水电站机组容量大、数量多，设备种类多、运行周期长、设备运行管理难度大，安全风险防控挑战更严峻。
　　电力市场风险：国家加快推进全国统一电力市场体系建设、加快规划建设新型能源体系，宏观经济形势和气候变化也使得电力需求难以预测。
　　投资管控风险：全球经济增长趋缓叠加国内经济结构调整，公司的对外投资要考虑国内外政治环境和资本市场变化、市场竞争加剧等多种因素，对外投资难度加大