2Q20 归母净利+75%，调整盈利预测，目标价4 元/股1H20 公司实现营收/归母净利/扣非归母净利91/8.4/8.2 亿元，同比+13%/+23%/+24%，归母净利增速位于业绩预告区间内（20%~40%）；2Q20 实现营收/ 归母净利/ 扣非归母净利41/3.7/3.5 亿元， 同比+10%/+75%/+53%。发电量与供热量稳步增长，平均电价稳中有升，火电煤价弹性凸显。调整盈利预测，预计20-22 年BPS 为3.62/3.75/3.88 元，给予20 年1.1x 目标PB，目标价4 元/股，维持“买入”评级。

发电量与供热量稳步增长，煤电项目稳步推进

1H20 公司累计发电量331 亿千瓦时/yoy+7%，累计上网电量306 亿千瓦时/yoy+8%。截至20 年6 月底公司控股装机容量1,529 万千瓦/yoy+14%，在建443 万千瓦，权益装机容量1,788 万千瓦/yoy+8%。扩大供热面积、通过技改提升热电机组供热能力，1H20 公司对企业供热面积达到 1.37 亿平方米/yoy+35%，累计供热量3,301 万吉焦/yoy+29%。公司在建项目进度按时间节点稳步推进，预计2020 年内呂临发电、秦皇岛热电#2 机组、宜春热电将陆续投产。

电量市场化营销获成效，平均电价稳中有升

公司约50%的发电量通过特高压和“点对网”直送北京、天津和山东等经济发达地区。1H20 公司市场电成交151 亿千瓦时/yoy+8%，占比达到49%（1H19：47%）；平均售电单价267.99 元/兆瓦时，同比增长3.2%。目前多省已相继披露“基准+浮动”电价政策，总体与中央政策精神相承，我们判断价格机制的形成有助于驱动火电回归公用事业属性。

平均煤耗居行业领先水平，煤价更具成本优势

公司新增机组多为大型火电机组与热电联产机组，设备出力足，平均煤耗与厂用电率均处于行业领先水平。公司以坑口电站为主，约90%控股装机容量位于富煤区（内蒙/宁夏/山西），煤价具备成本优势。公司通过错峰采购和劣质煤掺烧等手段，进一步压降燃料成本。1H20 入厂标煤单价396.46元/吨，同比降低1.06%。年初至今煤炭价累计降幅明显，我们预计2020年秦港Q5500 动力末煤价格中枢约550 元/吨，进一步利好公司成本管控。

调整盈利预测，目标价4 元，“买入”评级

电力消费有望延续增长态势，调整盈利预测，预计20-22 年归母净利润为16.2/18.3/19.7 亿元（ 前值16.7/17.8/18.7 亿元）， 对应BPS 为3.62/3.75/3.88 元，PB 为0.88x/0.85x/0.82x。参考可比公司20 年Wind一致预期PB 均值0.9x，考虑到公司煤价弹性可观，给予公司20 年1.1x目标PE，每股目标价4 元（前值3.27-3.63 元）。维持“买入”评级。

风险提示：煤价降幅不及预期、利用小时数下滑、电价下降风险。