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　　新能源装机规模提升+水电站新投产+澜沧江梯级调度+省内用电需求提升带动Q1发电量高增长。截至2024年底，公司已投产装机容量达3100.85万千瓦，其中水电2730.58万千瓦，新能源370.27万千瓦。公司2024年发电量1120.1亿千瓦时，同比+4.6%，其中大型水电站976.7亿千瓦时，同比+2.1%，中小型水电站102.6亿千瓦时，同比+6.84%，新能源40.8亿千瓦时，同比+127.1%。公司2025Q1发电量212.9亿千瓦时，同比+31.2%，其中大型水电站182.4亿千瓦时，同比+36.2%，中小型水电站14.9亿千瓦时，同比-13.8%，新能源15.6亿千瓦时，同比+41.6%。2025Q1发电量同增主要原因：1）新能源装机规模大幅提升，TB电站全容量投产；2）年初澜沧江水电梯级蓄能同比增加，梯级优化调度释放蓄能；3）云南用电需求增加，西电东送电量同比增加。

　　TB+硬梁包电站贡献25年增量，远期装机成长性可期。截至2024年底，TB水电站全部机组顺利投产，总装机容量140万千瓦，每年发电量约62.3亿千瓦时。硬梁包水电站5/4/3号相继于2025.01.30/2024.12.31/2025.01.09投产发电，已投产装机容量57.6万千瓦，硬梁包水电站总装机容量111.6万千瓦，设计多年平均发电量51.81亿千瓦时。2024初，公司拟募集资金总额不超过60亿元，用来建RM水电站（260万千瓦，资本金收益率8%）和托巴水电站（140万千瓦，资本金收益率8.54%），项目经济效益前景较好，长期价值凸显。

　　电价短期承压，费用段持续优化稳定盈利增长。24年公司电力营业收入占总收入99.15%，以此比例计算25Q1电力营收/上网电量的平均上网电价为0.253元/kwh，同比降近2分。电价下滑可能由于：1）云南新能源装机大幅增加，光伏弃光率可能提升，新能源电价承压；2）西电东送电量约占总发电量50%，其中市场化电量电价受到广西、广东2025年电力中长期交易电价下滑影响。公司持续优化债务融资结构，2024年财务费用同比减少2.04%，25Q1本期带息负债融资成本率降低，财务费用同比减少，全年费用段有望持续优化。