火电与水电的业绩分化是2024年三季报电力行业最显著的特征。国金证券研报数据显示，3Q24火电归母净利润同比-26.2%，而水电同比+20.5%。高温天气推动用电需求高增，但来水边际转枯改变了水火电源的出力格局——火电发电量同比+2.6%、环比+24%，水电增速环比回落但仍同比+10.6%。然而，煤价降幅收窄+电价下行侵蚀火电利润，来水偏丰+电价上涨助力水电量利齐升。本文将深度解析火电水电业绩分化的驱动因素与投资含义。
供需格局逆转：高温干旱触发水火电源切换
3Q24水火电源的出力格局因天气因素发生显著变化。进入迎峰度夏旺季后，受持续极端高温天气影响，3Q24全社会用电量同比增长7.7%、增速环比回升1.6pcts。然而，8月起来水情况出现边际转枯迹象。8-9月四川、重庆、湖北等地经历旱涝急转，降水从严重偏多到严重偏少。水电出力下降，火电支撑性作用凸显，3Q24火电发电量同比+2.6%、环比+24%；水电利用小时数同比+5.9%，增速环比回落。高温干旱天气触发水火电源切换，火电电量增长但未带来利润增长，水电电量增长则转化为利润释放。
表：3Q24火电水电核心业绩指标对比| 指标 | 火电 | 水电 |
|---|
| 发电量同比 | +2.6% | +10.6% |
| 归母净利润同比 | -26.2% | +20.5% |
| 核心驱动 | 煤价降幅收窄+电价下行 | 来水偏丰+电价上涨 |
| 典型代表 | 长源电力Q3净利+76% | 长江电力Q3净利+17.3% |
火电利润承压：煤价降幅收窄+电价下行形成剪刀差
火电利润承压的核心在于成本端与收入端的“剪刀差”效应。3Q24秦皇岛动力煤平仓价均值为847.5元/吨，同比下降仅17元/吨，环比2Q24基本持平；坑口煤价同比下降约22元/吨。煤价同比降幅大幅收窄，而2024年综合平均上网电价同比有所下降。以华能国际为例，1-3Q24平均上网结算电价较上年同期下降约0.013元/kWh。基于供电煤耗300g/kWh测算，坑口煤价降幅150元/吨可节省度电燃料成本0.045元，但3Q24降幅收窄后节省效果大幅减弱。部分火电企业燃料成本下行幅度不足以弥补电价降幅，3Q24火电归母净利同比-26.2%。区域分化同样显著，长三角、川渝及湖北高温中心火电电量高增，但利润表现受制于燃料成本结构。
水电利润释放：来水改善+电价上涨+固定成本摊薄三重共振
水电利润释放来自来水改善、电价上涨和固定成本摊薄的三重共振。来水端，1-3Q24全国水电累计发电量同比增长17.0%。水电行业上市公司营收同比+9.0%，增速低于全国电量增速，因上市水电资产以大型坝式电站为主，径流式中小电站电量增速或更高。电价端，以长江电力为例，3Q24营收增速（+17.3%）高于发电量增速（+15.1%），反映平均上网电价同比上涨。成本端，水电固定成本占比高，发电量增加摊薄度电固定成本。1-3Q24水电行业筹资性现金流净额由正转负，各公司积极优化债务结构、偿还高息债务，进一步降低综合融资成本。三重共振下水电机组盈利能力显著提升。
投资启示：水电确定性优于火电，关注区域火电α
水火电源的分化格局为投资提供了清晰的方向。水电方面，来水改善的持续性+电价稳定+降息环境下的财务费用优化，水电运营商业绩确定性较高，推荐长江电力。火电方面，行业整体利润承压但区域α存在：高温地区火电电量高增，坑口煤价降幅大于港口煤价降幅的地区成本优势更明显。长源电力3Q24营收同比+32.8%、归母净利同比+76.2%，充分体现区域火电α。建议关注供需偏紧区域、积极承担省内保供任务且资产优质的地方龙头火电企业。
