三峡能源(600905) 投资要点： 事件：公司发布2025年三季报，前三季度实现营收213亿元，同比下降2.26%；归母净利润43.13亿元，同比下降15.31%；扣非后归母净利润37.48亿元，同比下降26.36%。单三季度实现营收65亿元，同比下降2.40%；归母净利润4.98亿元，同比下降52.87%；扣非后归母净利润5.48亿元，同比下降47.93%。 三季度利润降幅扩大，消纳与入市压力严峻。公司前三季度营收下滑主要系消纳影响利用小时同比下降，同时市场化交易导致电价承压；前三季度利润下滑，除营收端影响，另外新投产项目转固带来的营业成本增加；前三季度非经常损益主要系一季度处置参控股水电资产获得约5亿收益。值得注意的是，公司单季度扣非归母净利润同比下滑幅度逐季度扩大，新能源消纳压力与入市后交易电价压力或愈演愈烈。 量化分析，1）单三季度归母净利润同比减少5.57亿元，其中营收下降1.56亿元，营业成本增加5.87亿元，营收与成本的一降一增与消纳及电价有关。2）单三季度资产减值2.5亿元。3）在利润大幅减少的情况下，所得税小幅减少0.24亿元，预计与公司部分机组三免三减半税收优惠到期有关。 在建与储备项目以风电与大基地项目为主，在手项目质量优质。截至今年6月底，公司累计装机4994万千瓦，其中风电、光伏分别为2297、2591万千瓦；在建装机1382万千瓦，其中风电、光伏分别为533、478万千瓦；待建装机2696万千瓦，其中风电、光伏分别为1143、1543万千瓦。公司项目储备丰富，且风电光伏比例均衡，体现公司获取项目资源的能力，并为后续项目的二次筛选提供更多选择。 1360号文明确新能源十五五发展方向，高质量消纳要求效益化开发。国家发改委近日发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）》，明确十五五新能源发展规模、发展方向与实现路径，在考核层面明确“新能源利用率显著下滑或未完成利用率目标的地区要科学论证新能源新增并网规模”。结合136号文等多项政策，以及当前新能源发电运营商入市后盈利水平与建设意愿，预计十 五五期间市场化、效益化或逐步明晰。 盈利预测与评级：预计公司2025-2027年归母净利润分别为56.45、59.53、67.74亿元，当前股价对应的PE分别为22、21、18倍，维持“增持”评级。 风险提示：弃电率提升、交易电价大幅下滑、项目投产不及预期。

     三峡能源(600905) 事件：公司披露2025年中报。上半年公司实现营收147.36亿元，同比下降2.19%；实现归母净利润38.15亿元，同比下降5.48%；实现扣非归母净利润32亿元，同比下降20.74%。 点评 H1新增风光装机2.2GW，6月末在建装机达13.8GW 上半年公司新增并网装机218.07万千瓦，其中风电新增并网53.81万千瓦，太阳能发电新增并网164.26万千瓦；因转让水电项目，装机减少20.26万千瓦。截至6月末，公司累计装机容量达到4993.66万千瓦，其中风电2297.02万千瓦（海上风电714.68万千瓦）；太阳能发电2590.55万千瓦。截至6月末，公司在建项目计划装机容量合计1381.78万千瓦；待建新能源项目计划装机容量2696.49万千瓦，其中风电1143.13万千瓦，太阳能发电1543.36万千瓦，储能10万千瓦。 装机增长+消纳压力增大，公司H1发电量同比+8.85% 上半年公司发电设备平均利用小时数有所下降，主要受消纳等因素影响，青海、内蒙古、甘肃等区域消纳压力相对较大。其中风电平均利用小时为1146小时，同比减少97小时；太阳能发电平均利用小时为597小时，同比减少96小时。叠加装机增长，上半年公司发电量393.14亿千瓦时，同比增长8.85%；其中风电同比增长8.69%，太阳能同比增长10.25%。 利用小时、电价同比下滑等影响下，H1归母净利润同比-5.48% 上半年公司营业收入同比下降2.19%，归母净利润同比下降5.48%，主要系（1）受电源分布和各地区消纳情况综合影响，发电平均利用小时数同比下降；（2）上网电量结构变化和市场化交易电量比重上升，综合平均电价同比有所下降；（3）随着并网项目陆续投产，折旧及运营成本随在建工程转固同比增加。公司扣非归母净利润同比下降20.74%，主要系处置参控股水电公司股权及相关债权，投资收益同比增加4.66亿元，导致非经常性收益较高。 盈利预测与估值： 考虑到上半年电量情况及新增装机体量，下调盈利预测，预计公司2025-2027年归母净利润为64、66、72亿元（前值为75、77、84亿元），对应PE为19、18、17倍，维持“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期、补贴兑付节奏大幅放缓、行业技术进步放缓、行业竞争加剧、公司开发项目不及预期的风险等

     三峡能源(600905) 事件：公司发布2025半年报。25H1,公司实现营收147.36亿元，同比-2.19%；实现归母净利润38.15亿元（扣非32.00亿元），同比-5.48%（扣非同比-20.74%）；非经常性损益主要来自水电资产处置收益和因取消、修改股权激励计划一次性确认的股份支付费用。由此计算25Q2公司实现营收71.07亿元，同比-0.79%；实现归母净利润13.68亿元（扣非11.16亿元），同比-15.41%（扣非同比-31.02%）。 限电、风资源拖累电量表现。25H1，公司风电（海风、陆风）发电量250.61亿kwh（75.37、175.24亿kwh），同比+8.69%（-3.95%、+15.21%）；其中Q2为116.93亿kwh（32.01、84.92亿kwh），同比+5.93%（-4.02%、10.24%）。25H1，公司光伏发电量139.11亿kwh，同比+10.25%；其中Q2为76.77亿kwh，同比+8.16%。25H1，公司发电设备平均利用小时数有所下降，其中风电为1146h，同比-97小时；光伏为597h，同比-96h，主要受消纳等因素影响，青海、内蒙古、甘肃等区域消纳压力相对较大。但公司风电、光伏发电利用小时数仍高于全国均值59h、37h。考虑到海风消纳条件较好，我们预计其发电量同比下滑或主要系风资源偏弱影响。 电价下滑、成本上升侵蚀盈利能力。25H1，公司风电、光伏分别实现营收99.47、44.53亿元，同比-2.24%、-3.16%；我们测算对应的度电收入分别为0.410、0.328元/kwh，同比-9.97%或-0.045元/kwh；-12.03%或-0.045元/kwh。25H1，公司风电、光伏分别发生营业成本48.27、27.45亿元，同比+6.01%、+41.60%；对应度电成本分别为0.199、0.202元/kwh，同比-2.37%或-0.005元/kwh，+28.65%或+0.045元/kwh；成本上升主要系并网项目陆续投产，固定资产折旧及项目运营成本增加。 在建&储备项目容量仍较为可观。截至25H1末，公司风电（海风、陆风）、光伏累计装机为2297.02（714.68、1582.34）、2590.55万千瓦，对应25H1新增53.81（9.70、44.11）、164.26万千瓦。截至25H1末，公司在建项目合计1381.78万千瓦，其中风电、光伏、抽蓄、其他分别为533.35、478.43、360.00、10.00万千瓦；待建项目装机容量2696.49万千瓦，其中风电1143.13万千瓦，光伏1543.36万千瓦，储能10万千瓦。公司作为大基地项目开发的排头兵，目前在建内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地（光伏800万千瓦、风电400万千瓦）、新疆南疆塔克拉玛干沙漠新能源基地（光伏850万千瓦、风电400万千瓦）等项目，考虑到大基地项目多通过外送消纳，电价机制或独立于136号文，预计盈利能力更具保障。 投资建议：预计公司2025-2027年将分别实现归母净利润63.12、67.61、75.23亿元，对应PE19.27x、17.99x、16.17x，维持推荐评级。 风险提示：新增装机不及预期的风险，电价波动的风险等

     三峡能源(600905) 核心观点 2025Q2营业收入小幅下降，扣非归母净利润降幅较大。2025年上半年，公司实现营业收入147.36亿元（-2.19%），归母净利润38.15亿元（-5.48%），扣非归母净利润32.00亿元（-20.74%）。2025年第二季度，公司实现营业收入71.07亿元（-0.79%），归母净利润13.68亿元（-15.41%），扣非归母净利润11.16亿元（-31.02%）。公司营业收入和归母净利润下降的原因：（1）受电源分布和各地区消纳情况综合影响，发电平均利用小时数同比下降；（2）上网电量结构变化和市场化交易电量比重上升，综合平均电价同比有所下降；（3）随着并网项目陆续投产，折旧及运营成本随在建工程转固同比增加。公司扣非归母净利润下降幅度较大的原因：2025年上半年，公司处置参控股水电公司股权及相关债权，投资收益较同比增加4.66亿元，导致非经常性收益较高。 新能源项目建设推进，装机容量持续增长。公司围绕“沙戈荒大基地”和“海上风电大基地”两大战略重点，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，积极应对新能源全面入市，坚持做优增量项目，着力挖潜存量效益，加快新能源规模化开发。2025年上半年，公司新增并网装机218.07万千瓦，其中风电新增并网53.81万千瓦，太阳能发电新增并网164.26万千瓦。新增获取核准/备案项目容量400.56万千瓦，在建项目计划装机容量合计1381.78万千瓦。截至2025年6月，公司累计投运装机容量4993.66万千瓦，其中风电2297.02万千瓦、光伏2590.55万千瓦；公司待建新能源项目计划装机容量2696.49万千瓦，其中风电1143.13万千瓦，太阳能发电1543.36万千瓦，储能10万千瓦。 风险提示：电量下降；电价下滑；新能源项目投运不及预期；行业政策变化风险。