煤價同比降幅顯著，火電經營持續改善三大核心因素共同影響火電盈利的變化，煤價、電價和電量。首先從電價維度而言，從各省代理購電價格來看，三季度各地區電價普遍有所回落，青海、廣西、重慶等地區表現相對強勢。

從煤價角度而言，三季度煤炭價格有所回升，但同比仍保持較大降幅，三季度秦港Q5500 大卡煤價中樞同比降低175.63 元/噸，年度長協煤價均值同比下降29.33 元/噸。按電企長協及現貨煤各占一半假設，三季度綜合煤價降幅將帶來火電燃料成本約0.035 元/千瓦時的同比下降，考慮到部分北方電廠扣稅后電價降幅低于成本端回落，火電經營改善趨勢有望延續。最后從電量的表現來看，7-8 月火電電量增速持續改善，但整體仍然偏弱。綜合電價、煤價、電量三個維度，雖然同比來看火電利用小時數以及電價均有所回落，但煤炭價格的顯著回落或仍將使得火電經營維持穩定，尤其北方電廠及華東部分省份火電電廠電價降幅相對更小，華中部分省份火電利用小時相對堅挺，預計火電經營業績仍有望實現同比改善。

電量偏弱限制水電業績，“兩核”表現或有分化水電方面，三季度以來，去年同期基數偏高疊加降雨分布不均，7-8 月我國水電發電量同比下降9.95%。9 月三峽（14 點）入庫及出庫流量均值分別同比增長93.73%、142.58%，9 月來水的顯著改善部分緩解三季度水電電量壓力，但7-8 月主汛期電量的明顯偏弱預計仍將限制主要水電公司三季度的業績表現。

核電方面，得益于裝機規模較去年同比增長且機組檢修天數相對穩定，7-8 月核電發電量同比增長7.09%。對于兩核而言，由于江蘇及兩廣等地市場化電價有所回落，對核電參與市場化部分的電量也會存在一定影響，其中：中國核電受市場化電價影響程度相對較小，但由于新能源板塊受股比降低以及經營偏弱的共同影響或延續明顯承壓，預計三季度整體業績增長有限；而中國廣核由于受市場化電價沖擊面相對偏大，三季度業績或將延續承壓。

綠電表現或延續偏弱，區域主導業績分化

得益于新增裝機維持高位，7-8 月份風電和光伏發電量分別同比增長11.85%、22.09%；但7-8 月風電和光伏利用小時分別同比下降12 小時、11 小時。各省利用小時表現存在差異，福建、廣東等東部沿海省份以及寧夏、青海等西北地區的風電利用小時明顯提升。整體來看，新增裝機高速增長拉動電量保持較高增速的同時，也帶動折舊等各項成本費用的同比增長，且考慮電價延續偏弱，預計新能源運營商三季度業績整體或有所承壓，但得益于區域來風顯著改善，中閩能源及福能股份等東部沿海新能源運營商或將實現優異的業績表現。

投資建議

考慮年初以來部分省份火電相對更強勢的業績表現，推薦關注優質轉型火電運營商華能國際、大唐發電、國電電力、華電國際、中國電力、華潤電力、福能股份和部分廣東地區火電運營商；水電板塊推薦優質大水電長江電力、國投電力和華能水電；新能源三重底部共振下，行業投資長夜將明，推薦龍源電力H、新天綠色能源H、中國核電和中閩能源。

風險提示

1、電力供需存在惡化風險；

2、風況、光照資源與來水不及預期風險。

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轉自長江證券股份有限公司 研究員：張韋華/司旗/宋尚騫/劉亞輝