事件描述
　　公司发布2025年四季度主要经营数据公告：2025年10-12月，公司控股企业累计完成发电量331.42亿千瓦时，同比减少14.22%；公司控股企业平均上网电价0.390元/千瓦时,与去年同期相比增长8.03%。
　　事件评论
　　来水持续偏枯电量降幅扩大，电价超预期提升托底业绩表现。2025年四季度，公司所处雅砻江流域及黄河上游来水同比减少，四季度公司水电完成发电量187.69亿千瓦时，同比减少20.94%，其中：雅砻江水电完成发电量158.43亿千瓦时，同比减少24.82%；国投大朝山完成发电量18.84亿千瓦时，同比增长21.09%；国投小三峡完成发电量10.42亿千瓦时，同比减少6.18%。电价方面，四季度公司控股企业平均上网电价0.390元/千瓦时，与去年同期相比增长8.03%，同比提升约0.029元/千瓦时，电价提升主因或系四季度收回部分杨房沟水电站以前年度应收电费，带动综合电价水平有所提升，且考虑火电及新能源电价或有所调整，水电电价提升幅度或更为显著。整体来看，虽然四季度水电电量明显承压，但得益于收回部分应收电费，水电综合电价水平的提升有望支撑四季度水电板块经营业绩的积极表现。此外，四季度公司新增风电、光伏装机15.21、184万千瓦，截至四季度末公司风电及光伏装机容量分别达到414.03、768.94万千瓦，同比分别增长6.48%、33.06%。得益于装机规模的持续扩张，四季度公司完成风电发电量17.34亿千瓦时，同比增长11.01%，完成光伏发电量15.28亿千瓦时，同比增长27.23%。虽然电量保持稳健增长，但考虑新能源市场化电价下降等影响，公司新能源板块预计延续承压。
　　火电电量降幅收窄，全年业绩展望稳健。受所在区域清洁能源发电量增加以及外送电量增加的共同影响，四季度公司完成火电发电量111.11亿千瓦时，同比减少8.43%，降幅较前三季度收窄11.72个百分点。电价方面，部分区域火电中长期交易价格下降，公司火电电价预计也有所调整。成本方面，四季度煤炭价格有所回暖，但同比仍保持一定降幅，四季度秦港Q5500大卡煤价中枢765.44元/吨，同比降低57.15元/吨。整体来看，虽然煤价回落将部分缓解量价双弱的压力，但火电板块预计仍面临一定压力。综合来看，四季度公司火电及新能源板块有所承压，但得益于部分收回杨房沟电站以前年度应收电费，一定程度支撑公司四季度业绩表现，同时考虑2024年四季度公司所得税费用大幅提升，2025年四季度业绩展望优异，带动公司全年实现稳健的业绩表现。
　　坐拥雅砻江水风光基地，全电源推进成长空间广阔。雅砻江流域可开发水电装机容量约3000万千瓦，截止2025年6月末已投产水电装机1920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦。此外，在国投钦州二电2号机组按期投产后，钦州3号、4号机组已全面开工，后续仍有广阔成长空间。
　　投资建议：根据最新经营数据，我们预计公司2025-2027年EPS分别为0.87元、0.85元和0.92元，对应PE分别为15.25倍、15.61倍和14.47倍，维持“买入”评级。
　　风险提示
　　1、来水不及预期风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险。