公司归母净利润同比大幅增长的主要原因是发电业务量价齐升，毛利率同比提升2.1  pct，投资收益增长以及资产减值减少。前三季度公司投资收益约8  亿元（参股煤矿收益增加），较去年同期的4.2  亿元增加约3.8  亿元。Q3  单季公司总营收约228  亿元，同比/环比分别增长6%/19.5%；归母净利润为5.4  亿元（环比+2.4  亿元）。
        Q3  单季价稳量升，合同煤比例或下降。前三季度，公司完成发电量1552  亿千瓦时，同比+8.8%。Q3  公司完成发电量594  亿千瓦时，环比Q2+24.4%。前三季度公司平均电价为0.406  元/千瓦时，同比+2.2%。Q3  单季平均电价为0.401  元/千瓦时，同比+0.93%，环比Q2  略降0.51%。Q3  单季营业成本为198  亿元，环比增加约32  亿元。由于折旧及其他成本环比基本持平，则增加的32  亿元基本均为燃料成本，Q2  燃料成本按103  亿元计，则Q3  单位燃料成本环比+5.3%。而秦港5500  大卡动力煤Q3  均价为633  元/吨，与Q2基本持平（wind），在市场煤价格持平的情况下单燃成本上升，我们估计这可能是合同煤比例下降所致。我们还可以通过投资收益的变化来印证：公司Q3投资收益环比Q2  增长2  亿元，主要来源于参股煤矿收益增加，那么在市场煤价格持平的情况下，只有市场煤比例上升（市场煤比合同煤贵），才能导致收益显著增加。因此，我们认为Q3  业绩环比改善得益于电量增长，而合同煤比例下降引发煤炭成本上升。
        前9月煤炭供给增速超5%，行业有望持续改善。据我们测算（10  月21  日《前9  月供给增速超5%，煤价上涨乏力》），考虑进口，前9  月煤炭供给增速约为5.6%，而需求增速不及4%，整体处于供给宽松格局。由于上半年全国在产产能较2017  年底已增加1.55  亿吨（增幅5%），下半年产量有望进一步释放，供给宽松格局将进一步延续。此外，下游需求明显减弱。上周（10.22-10.26  日）沿海六大电厂平均日耗51  万吨，同比下降13%；平均库存1580  万吨，同比+47%，可用天数平均31  天（wind）。长期看，我们认为煤价将有较为明显的下跌，电力企业盈利将有望进一步改善。
        盈利预测与估值。由于18  年公司煤炭成本依然较高，故对公司18  年业绩进行小幅下调。我们预计18~20  年公司归母净利润为21.22/31.68/34.43  亿元（8  月30  日《利空或已出尽，再次看好华电国际》中预计为24.74/31.74/34.48亿元），对应EPS  分别为0.22/0.32/0.35  元。10  月31  日可比公司18  年PE平均23  倍，我们保守给予公司18  年20~22  倍PE，合理价值区间4.40~4.84元，维持“优于大市”评级。
        风险提示。煤价上涨；电价下调；用电量增速不及预期。