核心观点

2025 年前三季度，公司实现营业收入893.45 亿元，同比减少1.82%；归母净利润67.12 亿元，同比增长51.48%。我们认为公司营业收入减少主要系上网电价下降的影响。同时，得益于燃煤价格的下行，公司煤电利润持续改善，助力经营业绩增长。在期间费用方面，2025 年前三季度，公司销售费用率、管理费用率和财务费用率分别为0.11%、1.78%和3.74%，同比变化+0.01、+0. 05和-0.69 个百分点。截至2025 年9 月末，公司控股装机容量达8270万千瓦，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别为4847.4、818. 5、920.5、1034.5、649.4 万千瓦。2025 前三季度，公司实现上网电量约2062.4 亿千瓦时，同比变化+2.0%，其中煤机、燃机、水电、风电、光伏分别实现上网电量1428.9、145.8、273.3、154.3、60.2亿千瓦时，同比变化-1.2%、-5.9%、+6.5%、+28.9%、+36.8%。

事件

大唐发电发布2025 年三季报

2025 年前三季度，公司实现营业收入893.45 亿元，同比减少1.82%；归母净利润67.12 亿元，同比增长51.48%；扣非归母净利润66.88 亿元，同比增长52.69%；单季度归母净利润21. 33 亿元，同比增长61.18%；实现加权净资产收益率16.92%， 同比增加5.46 个百分点；实现基本每股收益0.30 元/股， 同比增长66.02%。

简评

煤价下行助力业绩增长，资产减值影响当期利润2025 年前三季度，公司实现营业收入893.45 亿元，同比减少1.82%；归母净利润67.12 亿元，同比增长51.48%。我们认为公司营业收入减少主要系上网电价下降的影响。同时，得益于燃煤价格的下行，公司煤电利润持续改善，助力经营业绩增长。在期间费用方面，2025 年前三季度，公司销售费用率、管理费用率和财务费用率分别为0.11%、1.78%和3.74%，同比变化+0.01、+0. 05和-0.69 个百分点。得益于融资成本的持续压降，公司财务费用率同比下降。资产减值方面，2025Q3 公司计提资产减值损失12. 06亿元，主要系收购安徽电力股份有限公司所产生的商誉减值、所　　属企业固定资产报废减值、部分火电及风电机组固定资产减值以及在建工程减值。

火电售电量同比下降，新能源电量同比提升

截至2025 年9 月末，公司控股装机容量达8270 万千瓦，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别为4847.4、818.5、920.5、1034.5、649.4 万千瓦。2025 前三季度，公司实现上网电量约2062.4 亿千瓦时，同比变化+2.0%，其中煤机、燃机、水电、风电、光伏分别实现上网电量1428.9、145.8、273.3、154.3、60.2 亿千瓦时，同比变化-1.2%、-5.9%、+6.5%、+28.9%、+36.8%。单三季度来看，公司实现上网电量约822.5 亿千瓦时，同比变化+3.2%，其中煤机、燃机、水电、风电、光伏分别实现上网电量555.3、61.8、138.8、42.0、24.6 亿千瓦时，同比变化-0.5%、-2.2%、+11.7%、+23.1%、+40.1%。前三季度，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%。2025 年前三季度，公司市场化交易电量约1785.95 亿千瓦时，所占比例约为86.60%。

2025 煤电盈利能力有望维持，维持“买入”评级目前，动力煤供需情况整体宽松，叠加可再生能源上网电量的增长对火电需求的挤压，我们预计燃煤价格上涨空间有限。在此情况下，尽管25 年上网电价有所下降，我们认为公司煤电盈利能力仍有望维持。同时，公司积极推进绿色能源转型，新能源装机规模及上网电量快速提升，持续增厚经营业绩。近期出台的绿电新政有望加速绿电环境价值兑现，保障新能源项目盈利能力。在火电盈利持续改善，可再生能源利润持续增厚的趋势下，我们预计公司经营业绩有望实现增长。我们预期公司2025~2027 年归母净利润分别为74.20 亿元、76.01 亿元、78.23 亿元，扣除永续债利息后公司归属普通股股东净利润为56.20、58.01 和60.23 亿元，对应EPS 为0. 30 元/股、0.31 元/股、0.33 元/股，维持“买入”评级。

风险分析

煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。

新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。

区域利用小时数下滑的风险：受经济转型等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。

电价下降的风险：在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。