我们参考长江行业分类，以公司当前主要贡献业绩的电力业务为基础对于电力类公司进行分类，分火力发电运营、水力发电运营、新能源发电运营和电网运营 4 个板块进行分析。
1.1 2021 年三季度：风光偏弱，水火承压
虽然受到天气因素、能耗双控影响及去年基数用电基数开始修复的影响，三季度全国用电量同比增速未能保持上半年的高水平，但三季度 7-9 月依然保持稳健增长，当月同比增速分别为 12.8%、3.6%和 6.8%。
供给方面，虽然发电能力持续提升，新增发电设备容量也保持同步高速增长，但其中主要是风电和光伏装机。前三季度，全国新增发电装机容量 9240 万千瓦，同比增加 2016万千瓦，其中风电新增 1643 万千瓦、光伏新增 2556 万千瓦。
用电需求和负荷保持高速增长，风电、光伏发电功率不稳定、易受到天气等环境因素的影响，使得我国电力供需形势持续紧张，而三季度以来持续上涨的煤价也限制了火电的发电意愿。9 月份以来国家电网经营区有 17 个省份实施了有序用电，日最大规模已经超过了 3900 万千瓦。
在需求高增和成本提升的环境下，电力板块整体呈现收入增长但盈利下滑的局面：2021年三季度，电力板块实现营业收入 3997.36 亿元，同比增长 9.65%；实现归母净利润144.01 亿元，同比减少 70.43%；实现毛利率 12.25%，同比下降 15.89 个百分点。
分板块来看：
火电：高煤价压制下，虽然需求旺盛保障火电发电空间，但板块业绩依然出现明显亏损，毛利层面亦仅实现微利；
水电：三季度来水发电情况并无明显改善，虽然成本费用的下降依然是水电的增利因素，但是难以弥补发电偏弱带来的利润下滑，板块单季度收入与业绩均同比下滑；
新能源发电：三季度新能源装机依然保持较高增长，助力收入实现较高增长，但天气环境等因素影响下发电表现偏弱，板块毛利率明显下滑，业绩同比微增；
电网：用电需求增长有助于电网公司售电量提升，发电表现改善利好平均供电成本降低，电网板块延续了此前高增长表现，其中三峡水利的业绩增长是板块整体实现业绩提升的核心因素。
1.2 2021 前三季度：Q3 盈利欠佳，累计业绩增速转负
受板块三季度盈利下滑的影响，前三季度电力板块业绩由上半年的同比增长转为同比下降。2021 年前三季度电力板块实现营业收入 10669.10 亿元，同比增长 16.26%；实现业绩 720.32 亿元，同比减少 31.22%；实现毛利率 17.44%，同比减少 9.06 个百分点。（报告来源：未来智库）
其中：
火电：上半年板块业绩同比减少 13.23%，三季度业绩亏损影响下，前三季度业绩同比下滑幅度扩大到 69.28%；
水电：三季度是水电汛期，来水偏弱的影响更大，使得水电板块业绩由上半年的同比增长转为前三季度的同比减少；
新能源发电：三季度表现偏弱，单季度业绩同比微增，前三季度整体业绩同比增幅较上半年明显收窄；
电网：用电需求增长下电网公司售电规模提升，三峡水利优异业绩表现助力板块业绩延续高增长。
三季度以来电力板块估值显著修复，主因系新能源相关政策加码以及煤电电价改革推进，使得资本市场开始重估电力公用行业。从当前估值与历史估值中枢来看，截至 2021 年10 月 29 日，CJ 电力板块 PE 为 23.01，高于近 3 年 PE 均值 17.53 和近 5 年 PE 均值18.366；CJ 电力板块 PB 为 1.78，高于近 3 年 PB 均值 1.39 和近 5 年 PB 均值 1.51。
分板块来看，虽然火电估值依然处于历史低位，但较二季度已有明显修复，此外能源转型预期催化下绿色电能估值提升明显，水电已接近历史估值上四分位水平，新能源发电估值也有环比明显提升。
2.火电：煤价远超承受极限，板块亏损面近七成
2.1 2021 年三季度：高煤价导致火电亏损严重
旺盛需求带动下，三季度火电实现利用小时和发电量的同比增长，其中三季度火电发电量同比增长 7.43%，火电利用小时同比提升 53 小时。发电量的同比增长带动火电板块收入提升，2021 年三季度火电板块实现营业收入 2928.96 亿元，同比增长 13.42%。
但是成本端煤价的持续攀升使得火电企业面临极大的压力，三季度动力煤价持续上涨，动力煤(Q5500,山西产)秦皇岛市场价三季度末达到了1682.5元/吨，三季度均价1142.46元/吨。受此影响，2021 年三季度火电板块归母净利润亏损 101.64 亿元。
其中大型火电公司华能国际、华电国际、大唐发电、京能电力等单季度亏损均超过 10 亿元，35 家火电公司中仅有 11 家实现盈利，其他 24 家单季业绩亏损，亏损面近7成。
2.2 2021 前三季度：单季巨额亏损拖累,累计降幅快速扩大
受到第三季度业绩表现不佳的影响，火电板块前三季度业绩同比减少 69.28%，较上半年的同比减少 13.23%相比，前三季度业绩同比降幅快速扩大。
2.3 火电板块重点公司跟踪
福能股份：煤价上涨及投资收益下行扰动短期盈利，长期关注海风成长确定性
2021 年第三季度，在下游热力需求较为旺盛的背景下，公司完成供热量 231.25 万吨，同比增长 16.53%，“以热定电”属性带动公司热电联产机组在三季度保持较高发电量水平。或由于电厂检修安排，福能贵电发电量同比减少 36.5%，成为公司整体发电量同比下降 2.58%的主因。整体来看，发电量同比下降基础上，三季度营业收入同比增长主要来自于供热业务增长及气电机组替代电量收入同比增加。
今年三季度以来，主产地部分中小煤矿缺少煤管票停产增多，而前期批复生产的煤矿或在短期内难以完全释放全部产能，供需博弈之下，动力煤价格屡创新高。三季度秦皇岛动力煤市场均价（Q5500，山西产）为 1142.46 元/吨，同比增长 98.55%，成本压力陡增使得三季度营业成本同比增长 44.41%，从而毛利率同比下滑 9.97个百分点至 8.08%。此外，三季度投资收益同比减少 1.54 亿元亦为不可忽视的减利因素，除公司参股的煤电资产神华福能或受煤价高企扰动出现盈利下行外，我们发现公司前三季度投资收益共为 4.17 亿元，其中权益法核算的投资收益为 4.09 亿元，据此我们推测华润温州分红（成本法核算）未在今年三季度兑现，此部分差额或为投资收益减少主因。总结来看，三季度业绩同比减少 78.45%来自于煤炭价格上涨导致的燃煤发电机组供电、供热成本同比增加及投资收益同比降低。
目前公司在建海上风电机组长乐外海 C 区正在全力抢装中，短期台风或对其建设进度产生一定扰动，但长期来看，公司未来有望继续将福能集团和三峡集团的股东优势，进一步转变成为风电项目获取方面的资源“护城河”。在“碳中和”的时代浪潮之下，公司有望凭借着充沛的项目资源储备以及合作股东方的资本与资源投入，在一众地方性发电企业中率先凭借区位优势实现从“传统能源运营”向“新能源运营”赛道的切换，长期成长性值得期待。
华能国际：需求回暖支撑收入，煤价高企稀释盈利
2021 年第三季度公司新投产风电机组 583.6 兆瓦、光伏机组 278 兆瓦，带动风电、光伏单三季度售电量分别同比增长 43.97%和 31.92%。此外，1-9 月全社会用电量累计同比增长 12.9%，尤其迎峰度夏期间持续旺盛的用电需求拉动火电负荷高速增长，故公司火电机组利用小时增加较多，单三季度公司实现煤机发电量 1026.85亿千瓦时，同比增长 9.34%。整体来看，需求向好及新增风光产能拉动公司第三季度完成售电量 1151.88 亿千瓦时，同比增长 10.98%，延续上半年增长趋势。或受电力供需整体偏紧影响，市场化比例提升拉动公司平均电价上行，2021 年前三季度公司境内电厂平均上网结算电价为 417.79 元/兆瓦时，同比上升 1.28%。量价齐升之下，公司三季度实现营业收入 498.90 亿元，同比增长 16.82%。
今年三季度以来，主产地部分中小煤矿由于缺少煤管票停产增多，而前期批复生产的煤矿或在短期内难以完全释放全部产能，持续供需博弈之下，动力煤价格屡创新高。经计算，三季度秦皇岛动力煤市场均价（Q5500，山西产）为 1142.46 元/吨，同比增长 98.55%，考虑到公司目前装机容量中火电仍占主体，叠加火电发电量持续提升，煤炭成本压力陡增对公司火电盈利能力形成一定压制，三季度公司营业成本同比增长 49.09%，致毛利率同比下滑 22.25 个百分点至-2.78%。整体来看，燃料成本端压力为公司三季度业绩同比减少 203.05%的主因；前三季度公司累计实现归母净利润 7.83 亿元，亦在高煤价的拖累下同比减少 91.42%。
国投电力：燃料成本高企拖累业绩，分红比例提升彰显价值
尽管雅砻江水电旗下杨房沟电站 2 台共 75 万千瓦于 7 月投产、两河口电站 2 台机组共 100 万千瓦于 9 月投产，贡献增量发电量，但来水整体偏枯仍导致公司三季度水电发电量同比减少 1%。用电量持续增长拉动公司火电负荷率提升，从而公司三季度火电发电量增长 9.36%。此外，风电场的陆续投运及对风电光伏多个项目的并购促使公司三季度风光发电量分别增长 26.46%和 3.15%。电价方面，杨房沟电站目前暂未明确电价机制，按四川省内其他径流式水电站电量消纳方式暂估，两河口电站暂按过渡期电价结算。或受市场化电量结算价格和周期影响，雅砻江水电三季度平均上网电价同比下降 1.75%，但整体来看，公司三季度平均上网电价同比提升 2.04%。量价齐升之下，公司三季度收入端维持景气，同比增长 6.68%。
今年以来，煤炭市场供需持续趋紧，动力煤价格屡创新高。经计算，前三季秦皇岛动力煤市场均价（Q5500，山西产）同比增长 67.36%，三季度涨幅更是高达 98.55%。煤价高企叠加火电发电量增长，燃料成本压力陡增使得公司三季度营业成本同比增长 55.61%，远高于收入增幅，稀释盈利能力；亦带来参股火电企业利润同比下降，从而对投资收益形成拖累。增利因素方面，公司三季度实现其他收益 3.07 亿元，同比增长 2.79 亿元，主因系雅砻江水电收到以前年度的增值税返还。整体来看，燃料成本提升叠加投资收益下滑致三季度业绩同比减少 47.34%。（报告来源：未来智库）
公司发布 2021-2023 年股东回报计划：2021-2023 年公司拟每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的 50%，分红比例从 35%提升至 50%彰显公司长期投资价值。
3.水电：偏弱水情未见改善，盈利规模同比收缩
3.1 2021 年三季度:西南水情持续偏枯，非经难补下滑缺口
汛期全国降雨呈现北方偏多，而水电资源集中的西南地区相对不足，水电发电表现较弱，2021 年第三季度全国水电发电量同比下滑 1.25%，水电利用小时同比降低 68 小时，降幅远高上半年。受来水发电偏弱影响，三季度水电板块收入同比下滑。上半年对水电板块盈利形成有效支撑的成本降低、投资收益提升等因素依旧在三季度发挥效果，但由于三季度为水电汛期所在时期，发电量下滑带来的减利影响难以被增利因素补足。
2021 年三季度，水电板块实现营收 315.41 亿元，同比减少 11.88%；归母净利润 154.42亿元，同比减少 14.85%；毛利率 64.22%，同比下降 1.17 个百分点。其中，仅有川投能源、湖南发展、闽东电力单季度盈利高于去年同期，长江电力、华能水电等 7 家水电公司业绩均同比下滑。
3.2 2021 前三季度：汛期表现偏弱，累计业绩同比下滑
由于三季度盈利在水电公司全年盈利中比重较高，今年三季度偏弱的发电和业绩表现，也直接使得水电发电量和水电板块累计业绩从上半年的同比增长转为了前三季度的同比减少。2021 年 1-9 月，全国水电发电量同比减少 0.9%，水电利用小时数同比下降 100 小时。2021 年前三季度水电板块实现营业收入 706.28 亿元，同比减少 3.18%；实现归母净利润 297.72 亿元，同比减少 1.98%。
3.3 水电板块重点公司追踪
长江电力：来水偏弱营收压力提升，投资收益难补盈利下滑缺口
来水偏枯水电出力下滑，公司营收支撑减弱。今年三季度溪洛渡水库来水总量约531.61 亿立方米，较上年同期偏枯 29.59%，三峡水库来水总量约 2207.86 亿立方米，较上年同期偏枯 18.22%。此外，上游机组投产或也对公司下游电站来水产生一定影响。受偏枯的来水影响，公司发电量有所回落，三季度总发电量约 811.87亿千瓦时，较上年同期减少 10.83%。其中，三峡电站完成发电量 415.07 亿千瓦时，同比减少 11.57%；葛洲坝电站完成发电量 62.32 亿千瓦时，同比增加 15.50%；溪洛渡电站完成发电量 218.37 亿千瓦时，同比减少 16.22%；向家坝电站完成发电量 116.10 亿千瓦时，同比减少 8.22%。电量回落拖累营收表现，三季度公司实现营业收入 205.47 亿元，同比减少 10.46%。
营业成本持续回落，投资收益难补盈利下滑缺口。今年以来，公司营业成本下降趋势显著，三季度公司营业成本同比下滑 10.55%，使得三季度毛利率为 70.75%，同比逆势增长 0.03 个百分点。此外，近年来公司聚焦主责主业，抢抓市场机遇，围绕清洁能源、配售电、区域能源平台、产业链上下游等领域加强战略投资。在公司大力对外投资影响下，三季度公司实现投资收益 13.58 亿元，同比增加 3.93 亿元，增幅为 40.73%，投资收益的大幅增长在一定程度上降低了电量下滑的压力。综合影响下，公司三季度归母净利润同比降低 11.04%。
华能水电：水情偏弱电量下滑致业绩收窄，长期关注高度市场化下电价弹性
来水偏枯致电量下滑，整体电价未出现明显涨幅。受来水整体偏枯影响，公司第三季度完成发电量 295.28 亿千瓦时，较上年同期的 347.27 亿千瓦时下降 14.97%。根据三季度营业收入推算，公司三季度平均上网电价较去年同期基本持平。在三季度云南省交易电价中枢同比上行的背景下，我们推测公司平均上网电价并未出现大幅提升的主因或系电量消纳结构有所变动。整体来看，发电量下滑直接导致三季度营业收入同比减少 14.88%。
投资收益增长难掩电量下滑之瑜，单季度业绩不可避免下滑。公司三季度实现投资收益 3.01 亿元，同比增长 1.88 亿元。综合来看，公司三季度业绩同比减少 26.73%主因仍为电量下行。
供需持续改善，看好高度市场化下电价提升释放业绩弹性。2019 以来云南有大量水电硅、电解铝项目投入运行或者开工建设，或将持续带动用电需求提升。近年云南省弃水电量已经明显下降，未来弃水电量转换为实际电量的增量空间不大，而省内风光清洁能源的增量规模也相对有限，因此我们预计云南省内电力供需环境将持续改善，将对公司省内消纳电量的上网电价形成支撑，2021 年 1-10 月云南电力市场化交易中省内直接交易均价 0.19382 元/千瓦时，较上年同期的 0.17290 元/千瓦时提升约 2 分/千瓦时，建议关注公司在经营环境改善下的投资机会。
4.新能源发电：装机保持高速成长，资源偏弱限制业绩表现
4.1 2021 年三季度：盈利同比微增，风况限制弹性
三季度新能源发电装机总体延续了快速增长，风电、光伏和核电新增装机分别为 559 万千瓦、1255 万千瓦和 113 万千瓦，其中风电新增量虽然同比有所降低但仍处较高水平，光伏新增装机远高于上年年同期。利用小时方面，今年三季度风电光伏出力减弱，光伏同比基本持平，风电未能延续上半年的出力高增长。在装机高速增长的情况下，三季度新能源发电延续同比快速提升。
2021 年三季度，新能源发电运营板块实现营业收入 644.06 亿元，同比增长 19.94%；实现归母净利润 82.71 亿元，同比增长 0.55%；实现毛利率 34.95%，同比减少 4.34 个百分点。板块单季度业绩未能延续高速增长的原因在于：1）三季度风况同比减弱，未能延续上半年的高增长，影响风电经营效益；2）板块内兆新股份因本期处置部分光伏电站公司股权产生大额股权处置亏损，中利集团因由于专网事件影响延续业绩亏损。
4.2 2021 前三季度：上半年表现优异，助力业绩快速增长
虽然单季度表现难言理想，但在上半年业绩高增长起到的托底作用下，前三季度板块业绩依然实现较高同比增速。（报告来源：未来智库）
2021年前三季度，新能源发电运营板块实现营业收入1766.43亿元，同比增长21.09%；实现归母净利润 248.50 亿元，同比增长 16.12%；实现毛利率 37.94%，同比减少 2.20个百分点。
4.3 新能源发电板块重点公司追踪
三峡能源：风况及光照条件减弱，公司三季度业绩承压
机组投产拉动电量提升，三季度公司营收增长显著。公司 2021 年第三季度总发电量 70.95 亿千瓦时，同比增加 35.19%。其中，陆上风电完成发电量 34.80 亿千瓦时，同比增加 28.79%；海上风电完成发电量 7.58 亿千瓦时，同比增加 61.28%；光伏发电完成发电量 24.69 亿千瓦时，同比增加 39.26%；小水电完成发电量 3.88亿千瓦时，同比增加 28.05%。虽然公司发电量快速提升，但与装机增速相比仍相形见绌，截至 2021 年 6 月末，公司控股装机达 1643.7 万千瓦，即使与去年三季度末相比也增长了 38.15%，已经高于发电量增速，三季度随着公司装机继续投产，同比增速或将更高，三季度电量增速低于装机增速或系公司装机所在区域风况及光照条件减弱。在电量增长拉动下，公司三季度营业收入同比增加 32.48%。
多重减利因素共同发力，三季度业绩同比回落。在装机规模快速扩张拉动下，公司营业成本增速达 43.50%，公司期间费用也实现了快速提升，三季度公司管理费用及财务费用分别同比增加 73.20%及 34.76%，公司成本费用率均高于营收增速。此外，或系盈利结构变化，三季度公司所得税支出及少数股东损益增速均高于利润总额增速，进一步拖累了业绩表现。值得注意的是三季度公司对去年同期信用减值损失进行重述调整，去年三季度业绩较重述前增长了 17.52%。在上述减利因素综合影响下，三季度公司实现归母净利润 7.24 亿元，同比减少 1.27%。
中国核电：产能扩张携汇能并表助营收提升，成本费用增加制约盈利弹性表现
核电投产携手风光入列，电量增长助力营收增长。公司三季度核电发电量同比增长14.47%，主因系田湾 5 号机组去年 9 月投产，且去年上半年需求受疫情影响从而在上半年产生了低基数效应，三季度电量增速收窄主要系同期基数随疫情管控而有所修复，但整体来看增速依然保持相对高位。此外，在公司新能源装机快速增长拉动下，公司三季度单季新能源发电量同比增长 38.77%。综合来看，公司三季度整体发电量同比增长 15.58%，在发电量快速增长拉动下公司三季度营业收入同比增长 16.68%。
成本限制盈利弹性，费用结转或成主因。或由于机组大修及其相关费用结算时点原因，同时叠加田湾 6 号机组正式商运后带来折旧费用增加，公司三季度单季营业成本同比增长 25.79%，显著提升公司成本科目。此外，新机组投产带来的装机规模增加导致相应管理费用提升，公司三季度管理费用同比增长 26.82%；研发投入力度加大也带来三季度研发费用同比增长 30.50%。在电量增速放缓，新机组投产带来成本费用提升的影响之下，公司三季度实现归母净利润 20.33 亿元，相较上年同期增长 3.92%，增速相较上半年有所放缓，成本管控对于公司盈利能力仍产生一定影响。
中国广核：电量修复营收增长，公司业绩稳步提升
台山核电复产拉动电量提升，三季度营收大幅增长。三季度以来，随着台山 2 号机组检修完毕恢复正常发电，台山核电发电量实现了同比 31.92%的增长，此外在红沿河 5 号机组并网的拉动下，公司联营企业红沿河核电发电量同比增速达 26.73%。得益于此，公司管理运营核电机组三季度完成发电量 575.16 亿千瓦时，同比增长9.97%，其中公司控股运营核电机组发电量同比增长 6.47%。此外，或得益于工程公司对惠州核电项目、苍南核电项目和中广核风电业务的施工量增加，三季度非核电业务也实现了快速增长，从而拉动三季度公司实现营业收入 222.69 亿元，同比增加 21.10%。
资产结构持续优化，三季度业绩稳步提升。三季度以来，受低毛利的非电业务快速增长，公司毛利率同比下滑 5.09 个百分点至 34.18%，但在电力业务的支撑下，三季度实现毛利润 76.11 亿元，同比增长 5.42%。公司持续优化资产结构，截至三季度末，公司资产负债率为 62.12%，较二季度末降低 1.85 个百分点，资产结构的优化叠加贷款利率的回落，三季度公司财务费用同比降低 6.72%。综合影响下，公司三季度净利润同比增长 10.86%。或系公司盈利结构出现变化，三季度公司归母净利润同比增长 7.82%，略低于净利润增幅。
5.电网：三峡水利亮眼表现，拉动板块快速增长
5.1 2021 年三季度：需求旺盛发电改善，业绩延续高增长
2021 年三季度，电网板块实现营业收入 108.93 亿元，同比减少 35.22%；实现归母净利润 8.52 亿元，同比增长 19.42%；实现毛利率 13.68%，同比提升 5.45 个百分点。地方电网板块 2021 年三季度收入同比减少的原因在于桂东电力成品油业务收入显著减少；板块盈利实现高速增长，且同比增速远超二季度的原因在于全社会用电需求旺盛，带动地方电网公司售电量实现高增长，此外虽然全国来水不佳，但三峡水利等公司所在流域来水发电情况明显改善，起到了优化供电成本的效果。
5.2 2021 前三季度：三季度盈利优异，抬升板块成长中枢
三峡水利资产重组于 2020 年 5 月份完成，上半年并表范围变动、业绩实现高增长，是电网板块业绩提升的核心驱动力。三季度需求向好、来水改善下，三峡水利延续了业绩高增长，也带动板块整体业绩实现同比提升。2021 年前三季度，电网板块实现营业收入 338.61 亿元，同比减少 3.46%；实现归母净利润 15.57 亿元，同比增长 16.43%；实现毛利率 12.18%，同比增加 2.88 个百分点。
5.3 电网板块重点公司追踪
三峡水利：售电及电解锰业务量价齐升，公司三季度业绩表现亮眼
电力及电解锰业务共同发力，三季度营收大幅增长。今年三季度以来，全国用电需求旺盛，公司完成售电量 34.15 亿千瓦时，同比增加 17.03%，其中公司自发电上网电量为 11.93 亿千瓦时，同比增长 10.29%。此外，今年以来全国电力供需持续趋紧，多地电价应声上涨，公司前三季度售电均价为 0.4226 元/千瓦时（不含税），同比增长 1.42%。量价齐升下，电力业务或实现大幅增长。非电业务方面，三季度电解锰市场价大幅提升，长江有色市场电解锰 1#平均价达 2.66 万元/吨，同比增幅高达 143.05%，电解锰价格大幅提升将拉动公司非电业务实现快速增长。整体来看，公司三季度实现营业收入 25.67 亿元，同比增加 43.92%。
电解锰业务及公允价值变动收益拉动下，公司业绩表现亮眼。在电解锰价格及售电业务增长拉动下，三季度公司实现毛利润 5.42 亿元，同比增加 41.48%。 此外，8 月 11 日公司全资子公司电力投资公司与涪陵电力签订了《股票认购协议》，以自有资金按照 12.18 元/股的价格认购了 4 亿元的涪陵电力非公开发行的股份，而随后涪陵电力股价表现优异，公司在三季度确认公允价值变动净收益 1.56 亿元，同比增加 1.53 亿元。此外公司增持股权的联营企业实现较多利润，使公司投资收益同比增加 212.46%。整体来看，在上述多项增利因素影响下，公司三季度实现归母净利润 3.79 亿元，同比增加 110.91%。
