燃料成本、财务成本下行带动Q3 归母净利高增117%。公司Q1-3 实现营收1218 亿元，YOY-4%；归母净利91 亿元，YOY+69%；其中，Q3 实现营收427 亿元，YOY-3%；归母净利34 亿元，YOY117%。Q3 归母净利上升主要由于燃料成本下行带来的营业成本下降约30 亿元（YOY-8%），以及带息负债减少和利率下行带来财务费用下降约10 亿元（YOY-32%）。

    　　Q3 电量增速略低于全国， 市场电比例大幅上升， 预计全年电价下降1.5%-2%。公司Q3 发电量1104 亿千瓦时，YOY3.3%，略低于Q3 全国火电发电量增速（3.5%）；发电量增速环比Q2 微降0.4pct，主要是由于汛期来水较好及清洁能源装机增加，挤占火电发电空间。我们认为Q4 枯水期水电出力减小、供暖季热电联产机组优先发电或将带来电量增速反弹。公司Q1-3市场化电量1562 亿千瓦时，YOY+6.6%（Q3 单季YOY+22.4%）；Q1-3 市场电累计占比57%，同比上升11pct。市场电比例大幅提升导致综合电价承压，公司Q1-3 平均上网电价413 元/兆瓦时，YOY-1.2%；其中Q3 电价YOY-2%。我们预计Q4 市场电比例或仍将提升，全年上网电价同比下降1.5%-2%。

    　　Q3 煤价同比微降3%，Q4 同比或小幅上行。Q3 秦皇港煤价为570 元/吨，同比微降3%或15 元/吨；煤价降幅小于Q1（YOY-7%）、Q2（YOY-15%）。

    　　我们认为Q3 内蒙古严查煤管票以及进口限制导致供给下滑，公司营业成本降幅超过煤价跌幅主要是由于采购管理及结算因素导致。截至10 月27 日，Q4 秦港煤价均价604 元/吨，YOY+5%。我们认为随着制造业的回暖和供暖季到来，冬季需求情况或向好；供给端，内蒙等地开启冬季保供，煤炭生产有所恢复，因此，我们认为煤炭供给或将在11 月起趋于宽松，煤价可能维持高位震荡，但上涨空间有限。

    　　盈利预测和估值。公司2019 计提资产减值58 亿元，导致19Q4 归母净利为负。我们认为2020 年燃料成本下行带来经营情况大幅好转，且2019 年减值计提较为充分的背景下，公司大规模减值计提的概率较小。我们预计公司2020-2022 年实现归属母公司所有的净利润93、99、107 亿元，对应EPS分别为0.59、0.63、0.68 元/股。参考可比公司2020 年估值（PE12x，PB0.8x），我们认为，作为火电第一龙头，将显著受益未来煤价下行，且承诺分红（2018-2020）70%，领先多数公司，公司龙头地位以及2019 年以来战略及管理上的转变值得给予估值溢价，给予公司20 年12-14 倍PE 估值，对应合理价值区间7.08-8.26 元，维持“优于大市”评级。

    　　风险提示。电力体制改革下市场电让利进一步扩大；煤价下行的时点存在不确定性。