公司发布2020年半年度报告：报告期内公司实现营业收入415.31亿元，较上年同期减少5.91%；营业成本为345.7亿元，较上年同期减少9.45%；归属于上市公司股东的净利润23.86亿元，同比上期增长43.49%，基本每股收益0.198元，较上年同期增长35.62%。
分析判断:量缩价跌致上半年营收下滑，公司加速布局清洁能源发电。
受新冠病毒影响和山东区域外购电增长对山东本地机组的发电量的冲击，2020年上半年公司累计发电量为929.76亿千瓦时，比2019年同期降低约8.66%；上网电量完成870.62亿千瓦时，比2019年同期降低约8.53%；2020年上半年本集团的平均上网电价为409.48元/兆瓦时，较上年同期下降约0.54%。量缩价跌，2020年上半年公司实现营收415.31亿元，同比降低5.91%。截至2020年6月底，本公司已投入运行的控股发电厂共计62家，控股装机容量为5,695.33万千瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量为4,323.5万千瓦，占总装机规模的76%，包括燃气发电、水力发电、风力发电和太阳能发电在内的清洁能源发电装机容量约占24%。2020年上半年，公司新建发电机组388兆瓦，其中风力发电机组190兆瓦，水力发电机组124兆瓦，太阳能发电机组70兆瓦，燃气发电机组4兆瓦。截至2020年6月底，公司在建机组共4034.8兆瓦，其中风力发电机组1716.5兆瓦，水力发电机组168兆瓦，太阳能发电机组11.3兆瓦，燃气发电机组1629兆瓦，在建清洁能源发电机组容量占比达87.36%，公司清洁能源发电布局加速。
二季度煤价回升利润增幅收窄，七月以来成本端继续受益。
2020年一季度，受疫情影响，全国对煤炭的消费需求下降，煤炭价格低迷，导致公司成本端煤价下跌，且大于收入端跌幅，公司一季度的归属于母公司股东的净利润为人民币11.89亿元，同比增加54.44%。二季度复工复产，进入用煤高峰期，煤价开始回升，但仍未涨至年初价位。因此上半年煤价先下行后回升，但整体有所下滑。2020年上半年，公司售电单位燃料成本为212.52吨/兆瓦时，同比减少7.65%，叠加发电量同比下降影响，上半年公司燃料成本为185.02亿元，同比减少16.24%，大于营收降幅。受二季度煤价回升影响，上半年公司实现归属于上市公司股东的净利23.86亿元，同比上期增长43.49%，增幅较一季度略有收窄。2020年7月以来，随着降雨增多，水电出力增加，非化石能源发电挤占火电市场，电厂对煤炭的采购需求持续疲软，煤炭价格仍保持下降趋势，公司成本端继续受益。
市场化比例大受政策影响小，电价所受影响较可为控。
2016年3月，国家能源局发布《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》，提出要加快推进电力市场建设试点工作，积极开展竞争性市场试点，扩大直接交易电量规模，拟在2020年实现商业用电量的全部放开。2020年6月，国家发展改革委和国家能源局签批了《电力中长期交易基本规则》，进一步推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构。2020年上半年，公司总上网电量929.76亿千瓦时，市场化交易电量约为438.6亿千瓦时，交易电量比例为50.4%，较上年同期数据48.7%增加1.7个百分点。公司本身市场化比例过半，受市场化政策影响较小。2020年受制于国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，火电电价将继续承压。6月28日，国家发展改革委发布关于《延长阶段性降低企业用电成本政策的通知》，再次提出延长降低用电成本。但由于下半年煤炭价格或将继续保持低迷，公司的电价下行影响将转移至成本端，且电价受到市场化政策影响较小，预计公司2020年电价所受影响基本可控。
投资建议受疫情影响，公司营收小幅下跌，但利润依旧保持较高增幅。预计公司2020年全年发电量为2000-2100亿千瓦时，较2019年小幅下滑。考虑到短期内公司燃料成本仍将维持低位，且电价所受影响基本可控，我们看好公司2020年下半年的业绩回升，略微上调公司盈利预测。2020-2022年营业收入分别从889.72亿元、945.91亿元和955.37亿元上调至918.47亿元、960.25亿元和981.24亿元，同比增速分别为-1.9%、4.5%和2.2%；归母净利润分别从34.20亿元、44.10亿元和44.22亿元上调至42.72亿元、50.62亿元和54.33亿元，同比增速分别为25.4%、18.5%和7.3%；EPS分别为0.43/0.51/0.55元，当前股价对应PE为7/6/6倍，维持“增持”评级。
风险提示1）市场化结算电价折价幅度高于预期；2）动力煤事件性上涨；3）公司新装机建设投产不及预期。
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