Q3 上网电量同比+3.73%，电价同比-4.7%
2019 年7-9 月，公司境内控股企业完成发电量491.63 亿千瓦时，上网电量478.15 亿千瓦时，同比分别增加3.88%和3.73%；2019 年1-9 月，公司境内控股企业完成发电量1216.72 亿千瓦时，上网电量1180.59 亿千瓦时，同比分别增加8.17%和8.10%。
2019 年7-9 月，公司境内控股企业平均上网电价0.289 元/千瓦时，同比减少4.70%；2019 年1-9 月，公司境内控股企业平均上网电价0.303 元/千瓦时，同比下降3.86%。
增值税调整对冲含税电价下滑，预计Q3 业绩小幅增长Q3、前三季度水电上网电量分别增长0.06%、4.04%。水电电量同比增长的主要原因：雅砻江水电来水虽然较去年同期偏枯，但弃水量减少；国投小三峡来水较去年同期偏丰；国投大朝山受益于上游电站去库容的影响，前三季度整体来水偏丰。
Q3 公司水电含税电价同比下降超过8%，上半年降幅为6.29%，降幅增大，但考虑到增值税税率调整的影响，不含税电价降幅据我们测算约为6%。增值税今年由16%降为13%后，7 月起，非市场化的水电电量的降价空间（含18 年17%降为16%），将用于让利下游。Q3 雅砻江水电电价同比下降7.72%，除了伴随增值税下调的电价调整外，我们认为市场化交易的规模可能继续扩大。Q3 大朝山电价大幅下降的原因，我们推测是支付了政策性让利，据我们测算额度约为1 亿元，我们认为19 年度大朝山的电价风险已得到明显释放。Q3 小三峡电价降幅较大的主要原因，我们认为可能的原因是甘肃汛期来水充沛，从而影响供需关系带来正常波动。
Q3、前三季度火电上网电量分别增长9.08%、12.51%。火电电量同比增长的主要原因：北疆二期2×100 万千瓦机组于去年6 月份投产；甘肃省外送电量增加，火电机组利用小时同比增加较多；广西、新疆区域社会用电量增速较快，火电机组利用小时数增加。Q3 公司火电电价同比下降3.41%，上半年降幅为3.37%，降幅基本持平，预计全年火电含税电价降幅为3.4%左右。我们认为火电电价下降的主要原因是市场化交易规模的扩大，以及区域供需关系改变带来的波动。
虽然含税电价同比下降，增值税调整或将有效对冲度电收入的损失。我们预计，得益于上网电量同比上升，前三季度营收或将小幅增长；预计公司Q3 业绩21 亿元，同比+4.4%；前三季度业绩43.9 亿，同比+22%。
盈利预测：我们预计公司2019-2021 年归母净利润为48.02、53.98、54.85亿元，对应EPS 为0.71、0.80、0.81 元/股。维持“买入”评级。
风险提示：宏观经济波动，电价下降，煤价上涨，用电需求不足