Q3 上网电量同比下降2.8%（剔除转让项目影响后同比上涨4.7%），上网电价同比上涨1.5%

    2020 年7-9 月，公司境内控股企业累计完成发电量476.29 亿千瓦时，上网电量465.02 亿千瓦时，同比分别减少了3.12%和2.75%，若剔除已转让项目对电量的影响，则同比增长了4.73%、4.72%。2020 年1-9 月，公司境内控股企业累计完成发电量1122.64 亿千瓦时，上网电量1094.06 亿千瓦时，同比分别减少了7.73%和7.33%，若剔除已转让项目对电量的影响，则同比分别增加了2.59%、2.55%。

    2020 年7-9 月，公司境内控股企业平均上网电价0.293 元/千瓦时，与去年同期相比增价了1.47%；2020 年1-9 月，公司境内控股企业平均上网电价0.30元/千瓦时，与去年同期相比减少了0.77%。

    分电源看，火水风光Q3 上网电量分别同比上涨-15.7%、3.8%、32.1%、30.9%

    2020 年7-9 月，公司境内火电完成上网电量147.77 亿千瓦时，同比下降15.43%，若剔除转让项目影响，则同比上涨5.06%；水电完成上网电量305.62 亿千瓦时，同比上涨3.74%；风电完成上网电量8.36 亿千瓦时，同比上涨32.06%；光伏完成上网电量3.28 亿千瓦时，同比上涨30.90%。火电发电量同比下降的主要原因为公司对四个火电企业股权的转让退出；水电发电量同比上升的原因为雅砻江水电来水较去年同期偏丰；风电得益于国投广西龙门风电二期项目20 年5 月起逐步投运以及烟墩及景峡风场新机组在19 年6 至8 月陆续投运的利好发电量实现同比上涨；光伏发电量同比上涨则得益于公司对托克逊光伏、湖州光伏、定边光伏、恒能光伏、永能光伏的收购。

    电价方面：2020 年7-9 月，公司境内火电平均上网电价为0.371 元/千瓦时，同比上涨了4.49%；水电平均上网电价为0.242 元/千瓦时，同比上涨0.81%；风电平均上网电价为0.471 元/千瓦时，同比下降0.69%；光伏平均上网电价为0.866 元/千瓦时，同比上涨4.64%。受疫情影响，本年各省区市场化交易开展程度不一，电价结算方式较同期差异较大，此外受结算价格调整及结算周期影响各电厂上网电价有所波动。

    卡拉电站获得核准，两河口、杨房沟即将投产，中游成长空间可期

    据公司公告，雅砻江卡拉水电站建设获得核准。卡拉水电站为雅砻江中游水电规划中的最后一级。电站总装机容量102 万千瓦，单独运行时多年平均年发电量39.97 亿千瓦时，与上游两河口水库电站联合运行时多年平均年发电量45.24 亿千瓦时。预计工程静态投资133.88 亿元，总投资171.21亿元。项目资本金约为34.24 亿元，占工程总投资的 20%。

    雅砻江已完成下游梯级水电开发，发电能力提升至1470 万千瓦，形成现代化流域梯级电站群雏形。中游列入规划的电站共7座，总装机容量1186.5万千瓦，相当于已投产装机的81%；其中已在建的两河口、杨房沟电站（合计450 万千瓦）将于2021 年起投产。两河口水库库容超百亿立方，具有多年调节能力，是四川规模最大的调节电站，其调节价值主要体现在：（1）充分利用超大库容，通过流域综合调度大幅减少弃水甚至实现不弃水；（2）灵活调节枯水期和丰水期的电量比例，枯水期电量比例有望大幅提高，由于枯水期电价高于丰水期电价，有望使全年平均电价有所提升。

    四川目前电力供给虽相对宽松，但新增发电产能审批仍未放松，随着用电量逐年较快增长，未来存量机组有望提升产能利用率。今年电价较为平稳，未出现大幅折价，体现了供需关系的边际改善。在未来愈发复杂的电力市场交易中，雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。

    煤价走弱提振火电表现，有效平滑水电业绩波动

    2020 年前三季度，煤炭供需形势经历“总体偏紧-平衡-偏紧”的变化过程。

    中国沿海电煤采购价格指数（CECI 沿海指数）显示，今年前三季度各期5500 大卡现货成交价波动范围为468-590 元/吨，反映电煤采购综合成本的综合价波动范围为489-566 元/吨。我们预计2020 年全年动力煤价在需求相对偏弱、供给逐步释放的背景下仍将维持同比低位、窄幅震荡。随着低效火电的置出，公司火电资产质量显著提升，度电煤耗有望改善，我们预计公司全年标煤单价在600-610 元/吨区间，火电板块业绩有望持续向好。

    盈利预测：我们预计公司2020-2022 年归母净利润为60.4、63.2、71.3 亿元，对应EPS 为0.89、0.93、1.05 元/股。维持“强烈推荐”评级。

    风险提示：用电需求不足，来水不及预期，煤价下降不及预期，电价下滑