2019 年前三季度，公司实现营业收入为人民币674.6 亿元，比上年同期增加3.68%；营业成本为人民币578.7 亿元，比上年同期增加3.0%；归属于母公司股东的净利润为人民币25.1 亿元，较上年同期增加59.97%；基本每股收益为人民币0.217 元。
评论：
煤价下行和电价提升，增强盈利能力。公司第三季度毛利率为13.8%，同比提升0.7pct。毛利率提升主要得益于：1、煤价下跌，燃料成本减少。2019Q3，全国电煤平均价格488 元/吨，较去年同期下跌7.1%；2019Q3 公司入炉标煤单价（不含税）预计约为670 元/吨，同比下降9.0%，基本与全国电煤价格趋势保持一致。煤价下跌减少营业成本约9 亿元，2、增值税率下调叠加新能源比例提高，提升税前电价。2019Q3，含税电价为0.4118 元/千瓦时，较去年同期提高2.7%。2019 年4 月1 日企增值税率由16%下调至13%，税前电价为0.3644元/千瓦时，较去年同期提升1.86 分/千瓦时。税前电价提升增加公司营业收入约10 亿元。
山东火电受挤压，公司发电量显著下滑。2019Q3，公司发电量571 亿千瓦时，同比下滑3.8%。公司装机占比较高的山东、安徽、河南等地电量火电利用小时大幅下滑。1、2019Q3，山东火电利用小时下滑11.3%，主要由核电和外来电挤压所致：山东海阳1、2 号机组投产，核电贡献增量；扎鲁特-青州、上海庙-山东特高压投运以后，三季度山东接收外购电量较去年同期增加107 亿千瓦时，同比增长59%，对当地火电发电量产生挤压。2、安徽火电利用小时数下滑10.4%，主要由外来电增加所致，三季度安徽接收外购电量较去年同期增加51 亿千瓦时，同比增长633% 。3、河南火电利用小时数下滑9.3%，主要因为用电需求下滑所致，三季度河南用电量同比下滑4.8%。电量减少公司营业收入13 亿元，减少营业成本7.5 亿元。
煤价回落，煤炭销售盈利和投资受益减少。在电量下滑和增值税下调的双重影响下，公司发电业务营业收入减少约3 亿元；在电量和煤价下滑的双重影响下，发电燃料成本减少约16.5 亿元。根据公司三季度经营数据我们预测，2019Q3，公司煤炭销售收入同比增加约9 亿元，销售成本增加约16.5 亿元，煤炭销售盈利能力进一步下滑。在煤价持续下行的大环境中，煤炭销售业务可能拖累公司业绩。2019Q3，公司投资收益同比减少1.95 亿元，主要受煤价回落的影响。
煤价持续回落叠加浮动机制提升火电估值。1-9 月份，原煤产量27.4 亿吨，同比增长4.5%；进口煤炭2.5 亿吨，同比增长9.8%；火电发电量量同比仅增长0.5%，煤价供需向宽松发展。发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》取消煤电标杆电价，实行“基准价+浮动”机制，有助于推得动火电有助于推得动火电板块提升议价权，恢复合理收益率，火电盈利能力趋于稳定，资产转优，估值提升。
盈利预测、估值及投资评级：由于电量下滑幅度较大，我们调整公司2019-2021年归母净利润预测至29.1、43.7、51.4 亿元（原预测36.3、49.3、55.3 亿元），同比增长71.9%、49.9%、17.7%，对应EPS 为0.30、0.44、0.52 元/股，对应PE 为12.4、8.3、7.0 倍，对应PB 为0.8、0.7、0.7 倍，参考CS 火电板块可比公司2019 年平均P/B 为1.1 倍，给予公司19 年1.1 倍PB，维持目标价为5.04元，维持“强推”评级。
风险提示：全社会用电需求下滑，煤价快速上涨，电价下调。