事件概述
2019 年10 月22 日，公司发布2019 年第三季度报告：公司2019 年前三季度实现营业收入1272.32 亿元，同比增长0.99%；归属于上市公司股东的净利润为53.89 亿元，同比增长170.95%。基本每股收益0.32 元，同比增长166.67%。
分析判断:
量减价增致收入微增，二季度发电量降幅收窄公司2019 年前三季度发、售电量分别为3021.87、2879.89 亿度，分别同比下降7.52%/6.44%。但前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为417.69 元/兆瓦时，同比增0.14%，在量减价增背景下，公司前三季度实现营业收入1272.32 亿元，同比增长0.99%。公司前三季度发电量相较去年共减少246 亿度电，其中Q1/Q2/Q3 同比去年少发电量分别为4.72、123.2、96.77 亿度电，三季度发电量降幅有收窄趋势。二季度火电机组发电量发生较大降幅的省份包括河南省、江苏省、广东省和上海市，三省一市合计减发量占二季度总减发量的59%；三季度火电机组发电量发生较大降幅的省份包括山东省和河南省，二者分别占二季度减发总量的69.6%和13.28%。以上省份中除河南省外，都属于近年来外送电输入较多的省份，在此冲击下，本地火电发电机组发电量降幅明显。
以山东省为例，2018 年该省电网全年接纳外电700 亿千瓦时，占全网总用电量的15%左右，这一比例在今年还在进一步提高，受此影响，公司在山东的燃煤机组，今年三季度少发67 亿度电，对上市公司总体发电量增速形成拖累。
电煤成本下行致利润大增，公司装机结构不断优化公司前三季度营业收入微增0.99%的情况下，归母净利同比增长170.95%，主要原因为成本端动力煤价格的下行。前三季度公司煤电占总发电量的比例为84%，国内前三季度煤炭平均价格（秦皇岛港口5500 大卡动力煤）为598.18 元/吨，较去年同期均价654.13 元/吨下降8.56%，成本端因电煤价格下行而得到了较好的控制。再加上公司利用自身规模优势而拥有较好的议价权，长协占比及兑现率高，公司火力发电成本同步降低，直接导致毛利率和净利率等盈利指标上升明显。年底煤电定价谈判进入预热期，在电价改革的大背景下，电力企业向下压价意愿强烈，从需求端向供应端传导价格压力，煤价下降预期较强，公司盈利有望继续增厚。报告期内，公司全资拥有的华能辽宁营口热电风电场合计12.5 兆瓦、持股60%的华能河 南渑池风电场部分项目合计6 兆瓦以及持股96.52%的华能河南甄窑风电场部分项目合计14 兆瓦分别投产。截至2019 年9月30 日，公司可控发电装机容量为106169 兆瓦，权益发电装机容量为93766 兆瓦，其中天然气、水电、风电、太阳能和生物质发电等清洁能源装机占比约16.1%，公司向装机结构不断优化的目标加速迈进。
电力交易市场化稳步推进，优质发电资产稀缺性凸显
公司前三季度结算市场化交易电量1464.71 亿千瓦时，交易电量比例为51.23%，比去年同期增加10.87 个百分点，市场化比例进一步提高。9 月底国务院常务会议决定，从2020 年1 月1 日起，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。从影响程度来看，受此影响最直接的应属火电行业。在当前全社会用电量需求增速下降，火电装机容量过剩的大背景下，全面推行火电市场化交易，将在一定程度上推动电价下降，短期来看，火电企业的利润空间将被压缩。拥有横跨火电、水电、风电等多个领域的综合性发电企业的竞争优势明显，同时成本优势强的大型火电企业优势明显，电厂盈利会分化将加大，这或许将是一场电力行业的供给侧改革，看好龙头企业的规模优势和控成本优势。
投资建议：
公司作为行业龙头，在发电量增速二三季度持续下滑的情况下，通过控制燃料成本等手段，取得了前三季度归母净利同比170.95%的快速增长。虽然火电行业有全面推行市场化交易的预期，但公司作为清洁能源装机占比超16%，并且能够较好的控制动力煤采购成本的龙头企业，在未来竞争中依然优势明显。我们预计2019-2021 年公司EPS 分别为0.45、0.57、0.63 元/股，对应PE 分别为13、10、9 倍，首次覆盖，给予“增持”评级。
风险提示：
1）动力煤价格趋势反转；2）全社会用电量增速不及预期；3）电力市场化推进过程中结算价格大幅下降。