中国长江电力股份有限公司2025年三季度发电量完成情况财报分析报告 2025-10-15

1. 执行摘要

中国长江电力股份有限公司（CYPC，股票代码：600900）作为全球最大的水电上市公司，其2025年三季度业绩表现受到市场广泛关注。本报告旨在对公司2025年三季度的发电量完成情况进行深入分析，并结合宏观经济、行业趋势、政策法规及市场反应，评估其短期至中期投资价值，提供具体的投资建议。

业绩亮点与关键财务表现：
2025年第三季度，长江电力所属六座国内梯级水电站总发电量为1084.70亿千瓦时，同比下降5.84% [1]。尽管三季度发电量有所下滑，但得益于上半年较好的来水情况，2025年前三季度累计发电量达到2351.26亿千瓦时，与上年同期基本持平，仅微降0.29% [1]。发电量下降的主要原因是乌东德水库和三峡水库来水总量较上年同期偏枯，分别下降6.04%和4.54% [1]。然而，三峡工程和葛洲坝工程在三季度逆势增长，发电量分别增长10.66%和19.46%，显示出其在梯级调度中的重要作用 [5]。分析师普遍预测公司2025年Q3收入为422.399亿人民币，每股收益为0.730人民币 [55]。

市场反应与主要风险：
财报发布前后，市场对长江电力的反应将主要受发电量数据、来水情况以及对未来盈利预期的影响。尽管三季度发电量同比下降，但前三季度累计发电量基本持平，且分析师普遍维持“强力买入”评级，平均目标价为32.18元人民币，预示着约15.38%的上涨空间 [70]。然而，公司面临的主要风险包括水文条件波动（来水偏枯、极端天气事件频发）、电力市场化改革带来的电价波动、市场竞争加剧以及宏观经济下行等 [76]。

中短期投资建议：
综合来看，长江电力凭借其全球领先的水电资产规模、稳定的高分红政策以及在电力市场化改革中的战略地位，仍具备较强的投资价值 [77]。尽管短期内发电量受来水影响存在波动，但公司通过优化调度、积极参与电力市场交易以及拓展抽水蓄能、新能源等多元化业务，有望平滑业绩波动并实现长期增长。考虑到分析师的普遍乐观预期和公司稳健的财务状况，建议投资者持有或逢低买入，并密切关注水文条件变化、电力市场化改革的深入以及公司在新能源领域的布局进展。

2. 2025年三季度发电量完成情况分析

中国长江电力股份有限公司2025年三季度的发电量表现，是评估其短期运营状况和盈利能力的关键指标。本节将详细剖析公司三季度的发电量数据、同比变化、影响因素及其对营收的初步影响。

2.1 总体发电量数据与同比变化

2025年第三季度，长江电力所属的六座国内梯级水电站（包括三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德和白鹤滩）总发电量为1084.70亿千瓦时，相较于上年同期下降了5.84% [1]。这一降幅在短期内对公司营收构成一定的压力。

然而，从更宏观的视角来看，2025年前三季度，长江电力六座梯级电站的总发电量约为2351.26亿千瓦时，与上年同期相比基本持平，仅微降0.29% [1]。这表明尽管三季度面临挑战，但公司在年度累计发电量上仍保持了相对的稳定性，这可能得益于上半年较好的来水情况或更优化的调度策略。

2.2 影响发电量的关键因素

发电量波动主要受以下几个核心因素影响：

2.2.1 水文条件：来水偏枯

2025年三季度，长江流域的来水情况对长江电力的发电量产生了显著的负面影响。具体数据显示：

• 乌东德水库来水总量约834.89亿立方米，同比下降6.04% [1]。
• 三峡水库来水总量约2988.80亿立方米，同比下降4.54% [1]。

长江水利委员会在2025年3月26日预测，2025年汛期长江流域气候年景总体偏差，流域降水量正常偏少，降水时空分布不均，涝旱并存但总体偏枯 [12]。特别是6至8月主汛期，长江中游干流降水可能偏少 [14]。这种偏枯的来水情况直接导致了水库蓄水不足，进而影响了水电站的发电能力。

2.2.2 梯级调度策略

尽管整体来水偏枯，但长江电力通过其梯级电站联合调度的优势，在一定程度上缓解了负面影响。三峡工程和葛洲坝工程在三季度实现了发电量的逆势增长：

• 三峡工程第三季度发电量达到357.76亿千瓦时，同比增长10.66% [5]。
• 葛洲坝工程发电量达到64.56亿千瓦时，同比增长19.46% [5]。

这表明在来水不足的情况下，公司可能优先保障了下游骨干电站的发电，或者通过优化水资源利用，提高了这些电站的运行效率。

2.2.3 各电站发电量分化

并非所有电站都表现出一致的趋势，部分电站发电量显著下降：

• 乌东德电站三季度发电量146.89亿千瓦时，同比下降15.38%；前三季度296.47亿千瓦时，同比下降4.91% [16]。
• 白鹤滩电站三季度发电量212.14亿千瓦时，同比下降13.21%；前三季度469.04亿千瓦时，同比增长0.95% [16]。
• 溪洛渡电站三季度发电量194.02亿千瓦时，同比下降17.03%；前三季度473.67亿千瓦时，同比下降3.34% [16]。
• 向家坝电站三季度发电量109.34亿千瓦时，同比下降10.97%；前三季度265.24亿千瓦时，同比下降0.45% [16]。

这些电站发电量的显著下降，是导致公司整体三季度发电量下滑的主要原因。这可能与这些电站所处流域的局部来水情况更为严峻，或在梯级调度中承担了更多的蓄水任务有关。

2.3 对营收的初步影响

发电量是水电企业营收的直接驱动因素。三季度总发电量同比下降5.84%，预计将对公司当季的营业收入产生负面影响。然而，由于前三季度累计发电量基本持平，且分析师预测Q3收入为422.399亿人民币，这可能意味着公司通过平均上网电价的提升或其他业务板块的增长，部分抵消了发电量下降带来的负面影响 [55]。例如，天风证券分析师认为，长江电力成本管控和财务费用压降使得公司Q3业绩同比增速超过30%，并估计公司Q3的不含税电价约为0.274元/千瓦时，相较于去年同期有所提升，为公司营收增长提供保障 [71]。

2.4 长期水文风险与气候变化影响

长江流域的长期水文风险和气候变化对CYPC未来发电量的可持续性和稳定性构成潜在威胁。

• 干旱加剧趋势： 长江上游区域呈现综合干旱加剧的趋势，未来干旱风险可能持续增加，干旱强度及烈度也可能增加 [65]。
• 极端天气事件： 近年来，气候异常引起的极端天气事件频发，长江流域受到的影响尤为严重，易受多种灾害叠加影响 [67]。
• 水温升高： 近40年来，长江流域5月至10月的水温呈现出升高趋势，与气温密切相关，可能导致水华提前发生、频率和面积扩大，影响水质和生态系统 [67]。
• 水库运行的局限性： 尽管水库运行在一定程度上提升了径流稳定性，但长江上游控制性水库群的调控能力受调蓄规则和库容总量的局限，对径流的调控能力仍然有限 [66]。
• 未来径流变化： 气候变化可能导致未来长江流域径流呈现上升趋势，尤其以1-4月份流量增加较为明显，但同时也增加了汛前流量变异性、极端洪峰流量发生次数、极端洪峰流量历时和流量正变化率，这可能带来新的调度挑战 [66]。

这些长期水文风险意味着CYPC需要持续优化其水库调度策略，并可能需要投资于更先进的水文预测系统和风险管理工具，以应对气候变化带来的不确定性。

3. 公司利润表现与财务健康度评估

本节将深入剖析中国长江电力2025年三季度的利润表现，结合历史数据和分析师预测，评估其盈利能力和财务稳健性。

3.1 收入构成与盈利能力

长江电力的收入主要来源于其运营的六座梯级水电站的发电销售。如前所述，2025年三季度发电量同比下降5.84%，预计将直接影响当季的电力销售收入。然而，前三季度累计发电量基本持平，这为全年收入的稳定性提供了基础 [1]。

根据分析师预测，长江电力2025年Q3的收入预计为422.399亿人民币，每股收益为0.730人民币 [55]。若此预测实现，则表明公司在发电量略有下降的情况下，仍能保持较好的盈利水平，这可能得益于：

• 平均上网电价的提升： 分析师估计公司Q3的不含税电价约为0.274元/千瓦时，相较于去年同期有所提升，为公司营收增长提供保障 [71]。电力市场化改革的推进可能使得公司能够通过市场交易获得更优的电价。
• 成本控制与财务费用优化： 天风证券指出，长江电力成本管控和财务费用压降使得公司Q3业绩同比增速超过30% [71]。公司作为成熟的大型水电企业，在运营成本控制方面具有规模优势和经验。此外，公司融资渠道畅通，能够有效管理财务费用 [78]。
• 多元化业务贡献： 除了核心水电业务，长江电力还从事投融资、抽水蓄能、智慧综合能源、新能源和配售电等业务 [77]。这些多元化业务可能在一定程度上贡献收入，平滑水电业务的季节性及水文波动影响。例如，公司批准了河南巩义后寺河抽水蓄能电站项目，总投资82.64亿元人民币，计划2029年三季度首台机组同步发电，2030年二季度全面商业运营，这预示着未来的增长点 [1]。

回顾历史数据，2024年长江电力的营业总收入为1625.17亿元，净利润为465.18亿元，营业毛利率为51.17% [17]。2025年上半年，公司实现营业收入366.98亿元，同比增长5.34%；归母净利润130.56亿元，同比增长14.86% [74]。这些数据均显示公司具有较强的盈利能力和健康的毛利率水平。

3.2 成本结构分析

水电企业的成本结构相对稳定，主要包括折旧、运行维护费用、财务费用等。

• 折旧： 大型水电站的固定资产投资巨大，折旧是重要的成本组成部分。随着白鹤滩、乌东德等新电站的全面投产，折旧费用可能会有所增加，但其对单位发电成本的影响会随着发电量的增加而摊薄。
• 运行维护费用： 水电站的运行维护费用相对较低，且受发电量波动影响较小，具有较强的稳定性。
• 财务费用： 公司通过优化债务结构和利用低成本融资，有效控制财务费用。国信证券认为，财务费用及折旧减少是公司业绩核心增长点之一 [73]。

3.3 关键财务比率与财务稳健性

尽管2025年三季度的详细财务比率尚未公布，但可以根据历史数据和行业特性进行推断：

• 毛利率与净利率： 鉴于水电的低运营成本特性，长江电力通常保持较高的毛利率和净利率。2024年51.17%的营业毛利率是其盈利能力的有力证明 [17]。
• 资产负债率： 大型水电项目通常需要大量前期投资，因此资产负债率可能相对较高。然而，作为央企背景的上市公司，长江电力拥有畅通的融资渠道，能够获得较低成本的资金，从而有效管理债务风险 [78]。中诚信国际在2025年6月25日发布的跟踪评级报告中，维持了长江电力的信用评级，并认为其信用水平在未来12~18个月内将保持稳定，这进一步印证了其财务稳健性 [78]。
• 现金流： 水电业务通常能产生稳定且充沛的经营性现金流，为公司的投资和分红提供保障。
• 高分红政策： 长江电力在2016-2025年章程中承诺高分红，现金分红占归母净利润比重为61%~94%，近三年股息率稳定在3.6%以上 [77]。公司还承诺2026年至2030年每年度的利润分配按不低于当年合并报表中归母净利润的70%进行现金分红 [74]。这一政策不仅体现了公司良好的盈利能力，也增强了对投资者的吸引力。

总体而言，尽管2025年三季度发电量有所波动，但长江电力凭借其优良的资产质量、高效的运营管理、稳定的成本结构以及积极的财务策略，预计将继续保持健康的利润表现和稳健的财务状况。

4. 电力行业趋势与市场环境分析

中国电力行业正经历深刻的结构性变革，宏观趋势、供需变化和市场化改革进展对中国长江电力的经营产生深远影响。

4.1 宏观趋势与供需形势

4.1.1 总体供需平衡与局部偏紧

根据中电联《中国电力行业年度发展报告2025》预测，2025年全国电力供需预计总体平衡，但在迎峰度夏高峰期，部分省级电网电力供应可能偏紧；迎峰度冬期间，电力供需基本平衡 [18]。预计2025年全国全社会用电量同比增长5%~6% [20]。这意味着电力需求仍在稳步增长，为发电企业提供了市场空间。

4.1.2 能源结构转型与新能源快速发展

中国正加速能源结构转型，非化石能源投资占比首次突破80%，新能源成为能源投资主赛道 [19]。

• 电源装机快速增长： 全国新增电源装机保持快速增长，常规电源增量与用电负荷增量相当 [19]。
• 风光发电主导： 2025年1-2月，风光新增装机规模达4875万千瓦，贡献了89.4%的新增装机量。分布式光伏呈现爆发式增长，同比增幅高达42.9% [19]。
• 新能源装机超火电： 截至2024年底，全国风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电 [21]。
• 煤电转型： 煤电加快向“兜底保供和系统调节”转型，全国煤电机组年累计获得容量电费950亿元 [18]。

这种转型对水电企业既是机遇也是挑战。水电作为清洁、可调度的电源，在新型电力系统中扮演着越来越重要的角色，尤其是在支撑新能源消纳和系统稳定运行方面 [28]。

4.1.3 区域供需差异

区域电力供需形势存在显著差异：

• 华东、华中电力缺口： 2025年迎峰度夏期间，华东、华中地区电力供需形势严峻，预计最大电力缺口可能达到2500万千瓦 [19]。
• 西南水电大省表现抢眼： 云南、贵州、四川等省水电设备利用小时同比提升15-24%（2025年1-2月） [19]。长江电力的大部分水电站位于西南地区，这为其提供了有利的区域市场环境。
• 东部煤电大省面临挑战： 山东、江苏、浙江等地火电发电量普遍下滑超过10%（2025年1-2月） [19]。

4.1.4 煤炭市场与成本压力

2025年1-2月全国原煤产量同比增长7.7%，但煤炭价格持续走低，煤矿库存激增40.1% [22]。预计2025年煤炭市场供需仍保持平衡，煤炭价格呈高位震荡态势，火电企业经营仍面临一定的成本压力 [21]。虽然长江电力以水电为主，但煤炭价格波动会影响整体电力市场的价格水平和竞争格局。

4.2 电力市场化改革进展

中国电力市场化改革正全面提速，旨在构建全国统一电力市场体系。

• 市场交易规模扩大： 电力市场交易规模迅速扩大，现货市场建设全面提速，山西、广东、山东、甘肃等省级现货市场及省间现货市场转为正式运行 [19]。
• 统一电力市场基础规则体系： 国家发改委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建设完成 [19]。
• 新能源全面入市： 新投产的新能源发电项目原则上全部入市交易，电价由市场决定，促进跨省跨区交易规模扩大 [24]。
• 绿电绿证交易活跃： 绿电绿证交易机制不断完善，绿证交易规模翻两番 [19]。
• 虚拟电厂与新型储能： 积极落实“两新”政策，对符合条件的虚拟电厂项目给予资金支持 [21]。截至2024年底，已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模已占全球总装机比例超过40% [19]。

这些改革对长江电力而言，意味着其发电量将更多地通过市场交易形成价格，电价波动风险增加，但也提供了通过优化交易策略、参与辅助服务市场等方式获取额外收益的机会。水电作为灵活调节电源，在辅助服务市场中具有天然优势 [26]。

4.3 对公司经营的潜在影响

• 电价波动风险： 市场化交易比例的提高可能导致平均上网电价波动，需要公司加强风险管理 [23]。
• 市场竞争加剧： 随着更多电源类型和市场主体的加入，市场竞争将更加激烈。
• 辅助服务市场机遇： 水电的调节能力使其在辅助服务市场中具有独特价值，公司可积极参与调峰、调频等服务，获取额外收益 [26]。
• 跨省跨区交易： 跨省跨区市场化交易电量增长，为长江电力的大型水电基地提供了更广阔的消纳市场，有助于优化资源配置和提高发电效益 [31]。
• 新型业务拓展： 公司在抽水蓄能、智慧综合能源、新能源等领域的布局，符合行业发展趋势，有助于构建多元化盈利模式，增强抗风险能力 [1]。

总体而言，中国电力行业正朝着清洁化、市场化、智能化方向发展。长江电力作为行业龙头，既面临转型带来的挑战，也拥有巨大的发展机遇。

5. 政策法规影响与监管环境分析

中国电力行业的政策法规和监管环境正经历快速演变，特别是电力定价、可再生能源发展和碳排放交易等方面的最新政策，对中国长江电力未来的业绩影响深远。

5.1 电力市场化改革政策的深化

中国正在加速建设全国统一电力市场体系，目标是在2025年初步建成，2030年基本建成 [23]。这一改革遵循“管住中间，放开两头”的原则，加强对输配电网环节的政府监管，同时在发电侧和售电侧引入竞争，放开用户选择权，价格由市场形成 [23]。

5.1.1 电价形成机制的市场化

• 新能源上网电价市场化： 2025年中国深化新能源上网电价市场化改革，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格 [33]。虽然长江电力以水电为主，但水电和新能源在“看天吃饭”和清洁能源属性上有很多类似之处，新能源电价的市场化趋势对水电定价具有重要的参考意义 [39]。
• 可持续发展价格结算机制： 建立新能源可持续发展价格结算机制，在市场外进行差价结算，以稳定项目收益预期。纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算 [38]。这可能为未来水电的定价机制提供借鉴，以平衡市场波动与收益稳定性。
• 现货与中长期市场交易： 完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，并鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前锁定市场风险 [39]。长江电力需要积极参与这些市场，优化交易策略，以应对电价波动。
• 区域电价差异与峰谷电价： 各地区电价受资源禀赋、供需状况、政策导向等因素影响，区域分化明显 [45]。同时，峰谷电价差的变化也会影响发电企业的收益 [46]。长江电力需要根据不同区域的电站布局和市场情况，制定差异化的销售策略。

5.1.2 水电在新型电力系统中的定位

在新型电力系统中，水电的功能定位正从以电量为主、兼顾容量调节，转变为以容量调节为主、支持新能源开发消纳、支撑电力系统运行安全稳定 [28]。水电被视为灵活调节电源、长时规模储能设施和能源低碳转型关键抓手 [28]。

• 参与辅助服务市场： 政策鼓励水电机组参与有偿调峰，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力 [26]。这为长江电力提供了新的盈利增长点。
• 试点经验： 甘肃省的水电机组在2025年全面入市，其电力市场化程度为全国最高，为其他地区水电参与市场提供了宝贵经验 [29]。四川电力现货市场也设计了丰水期“水电现货”和平枯水期“火电现货”两种模式，并已实现长周期结算试运行 [30]。

5.2 碳排放交易市场的影响

中国碳排放交易市场（ETS）的不断完善和扩围，对电力企业，特别是火电企业，产生了直接的成本影响，也间接影响了水电等清洁能源的相对竞争力。

5.2.1 碳市场发展趋势

• 政策框架立法完善： 预计到2025年，《碳排放权交易管理暂行条例》等法规将升级为《碳排放权交易法》，为市场提供长期稳定的制度保障 [50]。
• 行业覆盖范围扩大： 2024-2025年，钢铁、水泥、电解铝、化工等高耗能行业将分批次纳入全国碳市场，覆盖碳排放量比例或提升至60%-70% [50]。2025年，全国碳市场已完成首次扩围，将钢铁、水泥、铝冶炼三个行业纳入，可管控全国60%以上的碳排放量 [53]。
• 配额分配机制市场化： 免费配额比例将逐步降低，有偿分配（如拍卖）试点范围扩大，增强碳价信号对企业减排的引导作用 [50]。
• CCER体系重启与规范化： 国家核证自愿减排量（CCER）交易于2024年重启，重点支持可再生能源、林业碳汇、甲烷回收等项目，并探索与全国碳市场的配额抵消机制联动 [50]。
• 碳价上涨与交易规模增长： 预计到2025年，碳价或升至120-200元/吨区间，交易量或突破10亿吨，市场规模达到1000亿元以上 [50]。

5.2.2 对长江电力的影响

作为清洁能源发电企业，长江电力本身不产生碳排放，因此不会直接面临碳排放配额成本。相反，碳市场的建立和碳价的上涨，将提高火电等高碳排放电源的运营成本，从而提升水电等清洁能源的相对竞争力和市场价值。

• 绿电绿证协同： 全国碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同，对于推动经济社会低碳转型，特别是电力系统低碳发展具有重要意义 [53]。长江电力可以通过绿电交易和绿证销售，获取额外的绿色溢价收益。
• 电力部门碳达峰： 在当前的可再生能源配额制和碳市场政策作用下，电力部门的二氧化碳排放可在2030年前达峰，这为水电等清洁能源提供了长期发展空间 [54]。

5.3 其他相关政策

• 煤电容量电价机制： 2024年1月实施的煤电容量电价机制，将煤电企业收益模式从单一电量收入转变为“容量+电量”双重收入结构 [47]。这可能影响电力市场的整体供需平衡和价格水平，长江电力需要关注其对水电市场竞争力的间接影响。
• 虚拟电厂： 国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，鼓励能源企业积极投资虚拟电厂 [39]。长江电力可以探索参与虚拟电厂建设，利用其灵活调节能力，提升市场响应速度和收益。
• 不得强制配储： 政策明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 [42]。这降低了新能源项目的初始投资成本，可能加剧新能源与水电之间的竞争，但也为长江电力探索光储一体化等模式提供了灵活性。

综上所述，中国电力行业的政策法规正朝着市场化、清洁化、低碳化方向发展。长江电力作为水电龙头，应积极适应这些变化，优化市场交易策略，拓展多元化业务，并充分利用其清洁能源属性和调节能力，在新的监管环境中抓住发展机遇。

6. 市场反应与股价表现分析

中国长江电力2025年三季度财报发布后，市场对其业绩的解读以及宏观市场环境将共同影响其股价表现。

6.1 财报发布与市场预期

富途牛牛预测长江电力(600900)的下一个财报公布日期预计为2025年10月31日星期五 [56]。分析师一致预测长江电力2025年Q3的收入为422.399亿人民币，每股收益为0.730人民币 [55]。

公司已于2025年10月12日发布了三季度发电量完成情况公告，披露了总发电量同比下降5.84%的数据 [58]。市场通常会提前消化部分信息，但正式财报的发布，特别是如果实际业绩与分析师预期存在较大偏差，仍可能引发股价波动。

6.2 股价波动与交易量变化

尽管三季度发电量同比下降，但前三季度累计发电量基本持平，且分析师普遍维持“强力买入”评级，平均目标价为32.18元人民币，预示着约15.38%的上涨空间 [70]。这表明市场对长江电力的长期价值和稳健经营仍抱有信心。

在财报发布前后，股价波动和交易量变化将是衡量市场反应的重要指标。如果实际业绩好于预期，或公司对未来展望乐观，股价可能上涨，交易量放大；反之，则可能下跌。

6.3 与同行业公司比较

在评估长江电力的市场表现时，需要将其与同行业公司进行比较。虽然报告中未直接提供同行业公司的三季度业绩数据，但可以从宏观层面进行分析：

• 行业整体表现： 2025年三季度，上证指数上涨12.73%，报收3882.78点，A股总成交金额创新高。东财一级行业指数普涨，综合行业涨幅第一（57.28%），电子设备和有色金属涨幅紧随其后，仅金融行业下跌0.41% [61]。电力行业作为公用事业板块，通常具有防御性特征，其涨幅可能不如高增长行业，但稳定性更强。
• 绿电ETF表现： 2025年10月15日，绿电ETF（562550）开盘下跌0.35%，其重仓股长江电力下跌0.04% [62]。这表明在特定交易日，绿电板块可能面临一定的回调压力，长江电力作为其重仓股，也受到一定影响。

6.4 机构观点与市场风格

• 中信建投认为A股已处于上涨行情中，未来流动性宽松与政策支持将是推动市场继续走强的关键因素 [63]。
• 国海证券认为四季度市场风格可能会向价值回归 [63]。
• 粤开证券认为市场风格正在悄然切换，房地产、机械设备、煤炭等传统行业涨幅居前，而通信、医药生物、计算机等科技行业表现落后 [64]。

这些机构观点表明，市场对价值股的关注度可能提升，这对于长江电力这类具有稳定现金流和高分红的公用事业股而言，是相对有利的市场环境。东吴证券在2025年8月1日发布的研报中，维持长江电力的“买入”评级，并上调了2025-2026年归母净利润预测，主要考虑到公司2025年力争实现3000亿千瓦时发电量 [75]。

6.5 影响股价的其他因素

• 来水偏枯影响： 2025年前三季度乌东德和三峡水库来水偏枯，对公司发电量产生一定影响，这可能在一定程度上压制股价表现 [58]。
• 公司公告： 公司及时发布三季度发电量完成情况公告，有助于市场透明度，但具体数据仍需结合财务报告进行全面评估 [58]。
• 宏观经济与政策： 宏观经济形势、利率政策、电力市场化改革的进一步推进等，都将对长江电力的股价产生影响。

总体而言，长江电力在2025年三季度面临发电量同比下降的挑战，但前三季度累计发电量保持稳定，且分析师普遍看好其长期价值。在市场风格可能向价值回归的背景下，公司凭借其稳健的经营和高分红政策，有望继续吸引长期投资者。

7. 风险因素与不确定性评估

中国长江电力作为大型水电企业，其经营业绩和股价表现受多种风险因素和不确定性影响。本节将识别并评估这些主要风险。

7.1 水文风险与气候变化影响

水文条件是水电企业运营的核心风险。

• 来水波动： 公司机组经营及盈利性受来水波动影响较大 [77]。2025年三季度乌东德和三峡水库来水偏枯，导致发电量下降，是这一风险的直接体现 [1]。
• 长江上游干旱加剧趋势： 长期来看，长江上游区域呈现综合干旱加剧的趋势，未来干旱风险可能持续增加，干旱强度及烈度也可能增加 [65]。这将直接威胁到CYPC水电站的长期发电能力。
• 极端天气事件： 气候异常引起的极端天气事件频发，长江流域易受多种灾害叠加影响 [67]。例如，持续干旱会影响植物生理生态过程、生物地球化学循环、陆地生态系统的结构和功能，从而引起生物多样性的改变 [67]。这些极端事件可能导致发电量大幅波动，甚至影响电站安全运行。
• 水温升高风险： 长江流域水温升高可能导致水华提前发生、频率和面积扩大，影响水质和生态系统，进而可能对水电机组的运行效率和维护成本产生间接影响 [67]。
• 未来径流变化的不确定性： 气候变化可能导致未来长江流域径流呈现上升趋势，尤其以1-4月份流量增加较为明显，但同时也增加了汛前流量变异性、极端洪峰流量发生次数、极端洪峰流量历时和流量正变化率 [66]。这种变化可能带来新的调度挑战和风险。
• 水库调控能力的局限性： 尽管长江上游控制性水库群具有调控能力，但受调蓄规则和库容总量的局限，对径流的调控能力仍然有限 [66]。

应对策略： 公司需要持续加强水文监测和预测能力，优化梯级水库联合调度，并探索通过保险、金融衍生品等方式对冲水文风险。同时，积极参与国家水网建设，提高应对极端气候事件的硬实力 [65]。

7.2 政策变动风险

电力行业是受政策影响较大的行业，政策变动可能对公司业绩产生重大影响。

• 电力定价政策： 电力市场化改革可能导致平均上网电价波动，虽然有可持续发展价格结算机制等措施，但仍存在不确定性 [23]。
• 可再生能源发展政策： 新能源全面入市、绿电绿证交易等政策，在带来机遇的同时，也可能加剧市场竞争。
• 碳排放交易政策： 碳市场扩围、碳价上涨等趋势，虽然对水电有利，但政策执行的细节和力度仍需关注 [50]。
• 煤电容量电价机制： 煤电容量电价机制的实施，可能改变电力市场的竞争格局，影响水电的相对优势 [47]。

应对策略： 公司需密切跟踪国家和地方政府的电力市场改革政策，及时调整经营策略，积极参与市场交易，并利用其清洁能源优势，争取政策支持。

7.3 市场竞争风险

• 电源结构多元化： 随着风电、光伏等新能源装机规模的快速增长，电力市场竞争日益激烈。虽然水电具有调节优势，但新能源发电成本的不断下降可能对其市场份额和电价形成压力。
• 区域市场竞争： 不同区域的电力供需形势和市场化程度不同，可能导致区域市场竞争差异。
• 弃风弃光率上升： 2025年1-2月弃风弃光率已回升至3.2%，同比增加1.2个百分点，消纳矛盾日益凸显 [22]。这可能导致电力系统对水电的调节需求增加，但也可能在某些时段影响水电的发电计划。

应对策略： 公司应充分发挥其梯级水电站的调节能力，积极参与辅助服务市场，提供调峰、调频等服务，提升市场竞争力。同时，拓展抽水蓄能、智慧综合能源等多元化业务，构建综合能源服务能力。

7.4 运营风险

• 设备故障与维护： 大型水电站的设备复杂，任何重大故障都可能导致停机，影响发电量和收益。
• 安全生产风险： 水电站运行涉及高压电力、水利工程等，存在一定的安全生产风险。
• 对外投资风险： 公司在海外（如收购秘鲁电力分销公司LDS [5]）和国内（如抽水蓄能项目 [1]）的投资，存在一定的市场、政治和运营风险 [77]。

应对策略： 公司需持续加强设备维护和技术升级，提升安全生产管理水平。对对外投资项目进行严格的风险评估和管理，确保投资收益。

7.5 宏观经济风险

• 用电需求不及预期： 若宏观经济下行，全社会用电量增长不及预期，可能导致电力供需持续宽松，进而影响发电企业的收益 [76]。
• 流动性与政策支持： 宏观经济环境中的流动性变化和政策支持力度，也会影响公司的融资成本和投资环境。

应对策略： 公司应密切关注宏观经济走势，灵活调整经营策略，并通过多元化业务和国际化布局，分散单一市场风险。

7.6 抽水蓄能项目建设进度不及预期

公司批准了河南巩义后寺河抽水蓄能电站项目，计划2029年三季度首台机组同步发电 [1]。如果项目建设进度不及预期，可能影响公司未来的容量收益和调节能力。

应对策略： 加强项目管理，确保抽水蓄能电站按计划建设和投产，以增强公司在新型电力系统中的调节能力和盈利空间。

综上所述，长江电力面临的水文、政策、市场和运营风险不容忽视。公司需要建立健全的风险管理体系，通过优化调度、多元化发展、技术创新和精细化管理，有效应对这些不确定性，确保可持续发展。

8. 中短期投资价值评估与建议

综合以上对中国长江电力2025年三季度发电量完成情况、公司利润表现、行业趋势、政策法规及市场反应的分析，本节将对其进行中短期投资价值评估并提出具体建议。

8.1 投资价值评估

8.1.1 核心优势与增长潜力

• 全球领先的水电资产： 长江电力拥有世界前12大水电站中的5座，境内运营管理六座梯级电站，在长江干流水电装机容量达7169.5万千瓦，全球排名第一 [77]。这些优质资产是公司稳定现金流和盈利能力的基础。
• 清洁能源属性与政策支持： 在中国能源转型和碳中和目标下，水电作为清洁、可调度的基荷电源，具有重要的战略地位，并持续获得政策支持 [28]。碳排放交易市场的扩围和碳价上涨，将进一步提升水电的相对竞争力 [50]。
• 稳健的财务状况与高分红： 公司财务稳健，融资渠道畅通，且承诺高分红（2026-2030年不低于归母净利润的70%现金分红），对长期投资者具有吸引力 [74]。
• 梯级调度优势： 长江电力通过对长江干流梯级电站的联合优化调度，能够有效应对水文波动，提高水资源利用效率，平滑发电量波动 [5]。
• 多元化发展与新增长点： 公司积极布局抽水蓄能、新能源、智慧综合能源等业务，如河南巩义后寺河抽水蓄能电站项目，为未来增长提供了新的动力 [1]。

8.1.2 挑战与不确定性

• 水文条件波动： 气候变化导致的极端天气事件频发，长江流域干旱加剧趋势，可能对公司发电量和盈利能力造成持续影响 [65]。
• 电力市场化改革风险： 电价形成机制的市场化可能导致平均上网电价波动，增加经营不确定性 [23]。
• 市场竞争加剧： 新能源的快速发展和装机规模的扩大，可能加剧电力市场的竞争。
• 宏观经济下行风险： 用电需求增长不及预期可能导致电力供需宽松，影响公司业绩 [76]。

8.1.3 分析师预期与市场情绪

分析师普遍对长江电力持“强力买入”评级，12个月平均目标价为32.18元人民币，较当前股价有约15.38%的上涨空间 [70]。这表明市场对公司未来业绩和价值增长持乐观态度。尽管三季度发电量同比下降，但前三季度累计发电量基本持平，且公司在成本控制和电价提升方面表现良好，使得分析师对Q3业绩预测仍保持积极 [71]。

8.2 投资建议

综合考虑长江电力的核心优势、面临的挑战以及市场预期，本报告提出以下中短期投资建议：

投资评级： 持有/逢低买入

理由：

1. 防御性与稳定性： 在当前宏观经济不确定性增加、市场风格可能向价值回归的背景下，长江电力作为公用事业板块的龙头，具有较强的防御性和稳定性，其稳定的现金流和高分红政策能够为投资者提供相对确定的回报 [74]。
2. 长期增长潜力： 尽管短期发电量受水文影响波动，但公司在新型电力系统中的战略地位日益凸显，其在抽水蓄能、新能源等领域的布局将为长期增长提供动力 [1]。水电作为灵活调节电源，在支撑新能源消纳和系统稳定运行方面具有不可替代的价值 [28]。
3. 估值吸引力： 分析师普遍给予“买入”评级和可观的目标价，表明当前估值仍具备吸引力 [70]。公司通过成本控制和电价优化，有望维持健康的盈利水平。
4. 风险可控： 公司拥有强大的风险管理能力和央企背景，能够有效应对水文、政策和市场风险。

操作建议：

• 对于已持有投资者： 建议继续持有。公司稳健的经营和高分红政策适合长期配置。
• 对于未持有投资者： 建议在股价因短期水文或市场波动出现回调时，考虑逢低买入。
• 关注关键指标： 投资者应密切关注长江流域的水文条件预测、公司发电量月度/季度数据、电力市场化改革的最新进展（特别是水电参与市场交易的细则）、平均上网电价的变化以及公司在新能源和抽水蓄能项目上的投资进展。

8.3 风险提示

• 来水不及预期风险： 若未来长江流域来水持续偏枯或出现极端水文事件，可能导致发电量低于预期，影响公司业绩。
• 电价波动风险： 电力市场化改革的深入可能导致电价波动加剧，影响公司盈利稳定性。
• 政策不确定性风险： 尽管政策支持清洁能源，但具体政策的调整（如容量电价机制、碳市场配额分配等）仍可能对公司产生影响。
• 项目建设与投资风险： 抽水蓄能等新项目建设进度不及预期或投资回报不达预期，可能影响公司未来增长。

9. 数据附录

本附录提供中国长江电力2025年三季度发电量、关键财务数据及历史股价等详细数据，以支持报告分析。

9.1 2025年三季度发电量数据

数据来源：公司公告及相关研究报告 [16]

9.2 2025年三季度来水情况

数据来源：公司公告及相关研究报告 [1]

9.3 历史财务数据回顾 (部分)

数据来源：公司年报及半年报 [17][74]

9.4 分析师预测与目标价

数据来源：富途牛牛、Investing.com、东吴证券等分析师报告 [55][70]

9.5 2025年全国电力行业关键数据 (部分)

数据来源：中电联、国家能源局、碳中和发展研究院等 [11][19][22][50]

免责声明： 本报告所载资料和意见仅供参考，不构成任何投资建议。投资者应根据自身情况独立判断并做出投资决策。

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