顺水可推舟：水火电盈利普遍增长，全年业绩可期

细分行业看：各行业3Q23迎来不同程度改善 （1）火电：中长期电价滞后于煤价下降，Q3业绩高增。Q3用电旺季火电发电量环比高增16.2%，且去年同期高基数下今年仍实现同比+2.7%的正增长，主因宏观经济弱复苏。3Q23来水情况好于去年同期挤压火电发电空间、叠加电力供需形势改善，发电量增速下滑致使火电营收增幅收窄；而迎峰度夏煤价保持在800元/吨上下，燃料成本下降后火电企业集体兑现业绩弹性、1~3Q23火电行业如期大面积扭亏。 （2）新能源：装机放量平抑自然资源扰动影响，新能源运营商业绩稳健增长。3Q23风电、光伏利用小时数同比下行，发电量增长靠装机增长驱动，二者Q3发电量分别同比提升10.3%、27.6%。装机增长、发电设备成本下行驱动行业营收及净利润持续增长，但Q3自然资源转弱、平价和市场化进程推进使业绩增速有所放缓。 （3）水电：来水改善+电价上涨，3Q23量利齐升。3Q23来水改善，水电发电量、利用小时数分别同比增加10.7%、8.7%。1~3Q23全国水电累计发电量同比下降10.1%，但在来水改善和新机组并表的基础上，水电大省用电供需偏紧带动水电市场化电量价格上浮，使得行业业绩稳健增长，上市公司营收、归母净利润同比分别+17.9%、+10.9%。 （4）环保：1~3Q23水处理/节能环保利润增速领先。1~3Q23环保节能板块盈利高增，其中双良节能主业节能节水产品与硅片业务均实现增长，公司归母同比+69%；固废治理板块新业务打开成长空间，部分标的积极把握时代风口，转变为ToB的商业模式，开拓酒糟资源化、电池回收利用等资源再生业务，获得增量。 细分主要标的看：分化格局更显竞争优势 （1）火电：煤价下行贡献业绩弹性，3Q23火电行业业绩亮眼。以3Q23净利增速最高的浙能电力为例，3Q23实现营收、归母分别277.8亿元、31.8亿元，同比分别+11%、+5460%；毛利率和净利率环比2Q23分别+3.9pct、+2.9pct。 （2）绿电：3Q23绿电利用小时数下行，运营商业绩增长承压。例如三峡能源1-3Q23营收同比+11%，净利润同比-12%，自然资源扰动的负面影响抵消了装机增长驱动，使得公司Q3发电量仅稳步同增10.3%，同时因会计准则调整、安全生产费计提导致净利润承压。 （3）核电：机组投产、运营情况为影响业绩的主要因素。如中国核电虽3Q23无新核电机组投产，但大修优化下Q3完成发电量492亿千瓦时，同比增长2.2%、环比增长8.9%，促进公司1-3Q23营收、归母分别+6%、+16%。 （4）水电：来水修复节奏不一，部分企业仍受来水偏枯影响。如长江电力3Q23乌东德和三峡水库来水总量分别同比偏丰15.4%、35.8%，公司1-3Q23营收、净利润同比分别+9%、+4%；而黔源电力Q3来水改善力度不足，发电量不足以弥补上半年减量，导致1-3Q23营收、净利润分别同比下滑36%、50%。 （5）环保：节能环保板块受益于低碳要求下的产品需求扩大，固废处置板块受益于疫后复苏、处理需求量回升。以双良节能为例，公司“节能节水”与“光伏新能源”双轮驱动，1~3Q23实现营收、归母净利润增长分别达115%、69%。 火电：建议关注火电资产高质量的龙头企业华能国际，以及积极承担省内保供任务的皖能电力。新能源发电：建议关注新能源龙头龙源电力。核电：建议关注电价市场化占比提升背景下，核电龙头企业中国核电。环保：建议关注节能设备+光伏制造双轮驱动龙头双良节能（电新组覆盖）。 新增装机容量不及预期；下游需求景气度不及预期；电力市场化进度不及预期；环保需求及政策释放不及预期等。 概览——电力行业： 量：22年客观因素造成用电需求偏弱、加之入夏以后西南来水偏枯引发部分省市限电，带来较低的基数水平，23年同期用电同比增速扩大。1~3Q23分电源类型看，伴随装机量扩大、风/光电量分别同比+19.8%、24.2%；上半年来水较差使得水电出力不足，进入7月以来逐月改善（1~3Q23电量同比-10.1%）；火电定位逐步转变但仍起到支撑性作用，电量同比+5.8%；今年以来防城港3号机组投运贡献装机增量，核电电量同比+6%。电力行业营收增速高于电量增速主因市场化电价上浮。 利：火电电量占比超70%，在电力板块权重较大。受上半年进口煤价格下行影响、以及长协履约率增多影响，Q2采购煤价持续下行，考虑平均1个月的电厂库存水平，Q3火电企业燃料成本普遍较低，度电利润大幅回升，引领电力板块1~3Q23利润增速扩大。 概览——环保行业： 1~3Q23呈现营收增速持平，利润增速下降的趋势。继续关注需求具有确定性的细分板块如固废处理，以及转型发展，以“环保+”走向更优商业模式、获得更好盈利能力的环保设备企业。 图表1：1~3Q19至1~3Q23全国发电总量（左轴）及同比增速（右轴） 图表2：1~3Q19至1~3Q23电力、环保行业营收（左轴）及同比增速（右轴） 图表3：1~3Q19至1~3Q23电力、环保行业归母净利润（左轴）及同比增速（右轴） 电力行业逐季追踪：利润环比稳步扩大。行业历年单季度利润增速峰值出现在Q1，主因需求淡季、煤价处于低点。在Q5500煤价跌至1000~1200元/吨区间后多数火电转型绿电企业在火电板块实现接近盈亏平衡、并在绿电板块贡献利润增量。进入Q2以后煤价下跌趋势维持，而 5~6M23 来水偏枯，火电旺盛需求支撑电价，带来利润空间扩大。进入Q3以后煤价逐渐企稳，但在高库存支持下火电度电利润仍实现了大幅改善，电量端受7 ~9M23 来水转好影响有所压制。 环保行业逐季追踪：业绩呈现季节性特点，每年Q3为全年业绩确认的高峰期，3Q23利润端基本于Q2持平，相比22同期有所下降。 图表4：电力行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 图表5：环保行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 2.1火电板块：中长期电价滞后于煤价下降，Q3业绩高增 用电旺季火电发电量环比高增；但高温不及去年同期极端，火电发电量同比增速下滑但仍为正。1~3Q23火电累计发电量同比+5.8%，其中3Q23火电发电量同比+2.7%，增速下滑主因去年同期华东及西南地区持续极端高温天气导致用电需求基数较高，叠加干旱导致来水极端偏枯、水电减量火电补位保供。而高基数下仍实现正增长，主因宏观经济弱复苏。 迎峰度夏煤价保持在800元/吨上下， 9M23 煤价翘尾。3Q23山东滕州动力煤坑口价均值为791.6元/吨，环比2Q23下降10.4%；同期秦皇岛动力煤平仓价均值为864.5元/吨，环比下降5.7%。受澳煤进口重启、欧洲能源定价回归理性等因素影响，今年以来进口煤大量涌入致使港口煤价大幅下行，且降幅大于坑口煤价。而 7M23 以来国内煤炭生产安监趋严、供应收紧；国外澳煤价格随国内LNG罢工消息等因素的影响，较内贸煤经济性下降。供应端收紧叠加非电需求回升， 9M23 市场煤价翘尾致使3Q23煤价降幅环比收窄。迎峰度冬渐行渐近，预计国内生产端将再次转向保供驱动，市场煤价有望重回下行通道。 图表6：3Q21-3Q23火电发电量（左轴）及同比、环比增速（右轴） 图表7： 10M18 - 10M23 山东滕州坑口煤价走势 图表8： 10M18 - 10M23 海外港口煤价走势 3Q23发电量增速下滑致使火电营收增幅收窄。1~3Q23火电营收延续增长态势，但增幅有所收窄。在电量和电价双双高基数的情况下，火电行业1~3Q23累计营收实现同比+6.1%；其中3Q23营收同比小幅下降0.9%，主因：1）3Q23来水情况好于去年同期挤压火电发电空间；2）电力供需形势改善，供需转松+成本下行致使中短期市场电价中枢下移。 燃料成本下降，火电企业集体兑现业绩弹性。煤价自2H21大幅上行起到今年5月前一直维持在1000元/吨以上的高位运行，燃煤机组上网电价纷纷顶格上浮却仍不足以覆盖成本，火电企业经营持续承压。而煤价从 11M22 开启下行通道，再到5 ~6M23 期间的大幅下行，煤价高位回落至低点时突破长协价格上限、迎峰度夏期间则稳定在800元/吨左右。2023年以来煤炭供需格局由紧转松、市场价格下行、长协履约良好，火电企业库存可用天数多数维持在20天左右，因此6月以来的低煤价主要反映在3Q23的业绩中，1~3Q23火电行业如期大面积扭亏、上市公司亏损面进一步下降至14.8%。 3Q23火电行业归母净利润同比大幅增长1001.4%，而增幅环比收窄。从绝对量上看，3Q23火电行业归母净利润环比2Q23增长194.8%，是今年以来单季业绩最高的一季； 然而增幅却环比收窄，主因3Q22在水电缺位、火电保供、高温刺激下用电需求旺盛，省间及省内现货交易需求旺盛；而去年同期省间现货价格上限为10元/吨，不少火电净送出省份机组的平均上网结算电价实现了超20%的上浮，因此在高煤价下仍然实现盈利。而今年水电修复、电力供需格局改善以及省间现货价格上限下调的因素的作用下，3Q23火电行业归母净利润在高基数的影响下增幅环比收窄。 图表9：1~3Q19-1~3Q23火电行业营收及同比增速 图表10：1~3Q19-1~3Q23火电行业归母净利及同比增速 图表11：3Q18-3Q23火电行业营收及同比增速 图表12：3Q18-3Q23火电行业归母净利及同比增速 3Q23火电行业毛利率及净利率继续改善。高库存影响下 5~6M23 市场煤价大幅下行主要反映在3Q23业绩上，而 9M23 以来的煤价翘尾对火电3Q23业绩影响较小。在各省普遍顶格上浮的年度长协价格铆定中枢的电价下，火电点火价差持续走阔。总体而言，电价滞后于煤价下行带来火电行业盈利实质性改善，1~3Q23毛利率与上轮煤价上涨周期的高点2018年同期水平的差距进一步收窄至1.2pct，而净利率已修复至超2019年同期水平。 经营性现金流净额同比提升，研发、销售费用率上行。3Q23火电行业业绩同、环比均大幅改善，剔除可再生能源补贴发放的非经常性因素的影响后，3Q23火电行业经营性现金流变化幅度和方向与经营情况一致，筹资性现金流同比基本持平、投资性现金流支出同比增加，而资产负债率同比小幅下降、环比小幅上升。随着电力市场化改革步入深水区，电力市场化交易规模，以及电力现货市场试点范围均逐步扩大，使得发电企业作为市场参与者面临的量价风险扩大。考虑到燃煤发电量全部进入市场，火电企业为应对电力市场竞争风险增加研发和销售费用投入。 图表13：3Q19-3Q23火电行业毛利率及净利率 图表14：1~3Q19~1~3Q23火电行业销售、管理及研发费率 图表15：1~3Q19-1~3Q23火电行业资产负债率和营收增速 图表16：3Q19-3Q23火电行业现金流净额（亿元） 2.2新能源板块：装机放量平抑自然资源扰动影响，新能源运营商业绩稳健增长 3Q23风电淡季利用小时数环比、同比均下滑，发电量同比增长靠装机增长拉动。 1-3Q23风力发电量同比增长19.8%，其中3Q23发电量同比、环比分别+10.3%、-26.6%。 从风电利用效率来看，1H23风资源转好、风电利用小时同比提升83小时，但3Q23风电进入淡季后，利用小时数同比、环比分别下滑7.4%、31.2%，导致前三季度风电利用小时数增幅收窄至49小时。 从新增装机量来看，1-3Q23风电装机累计增加值同比+74%，其中3Q23新增装机量同比提升66.5%，疫情放开后风电项目开工进度同比22年有所提速。 1-3Q23光伏装机增长平抑利用小时下行的影响、发电量稳健增长，3Q23随利用率提升、发电量增速环比提升。 1-3Q23光伏装机量高增驱动发电量稳健增加。1-3Q23年光伏新增装机容量12894万千瓦、同比增长145.1%；其中分布光伏式依然是光伏装机增长的主要引擎，1-3Q23新增6714万千瓦、同比增长90%，增量贡献率52.1%，驱动1-3Q23光伏发电量同比提升24.2%。 聚焦3Q23，光伏发电量同比增长27