2020上半年实现营业收入174.7亿元，同比减少21.4亿元或10.91%（若剔除项目转让的影响，则同比增加1.63%）；营业成本92亿元，同比降低26.4亿元或22.3%（若剔除项目转让的影响，则同比减少3.84%）。实现归母净利润30.76亿元，同比增长35.14%；扣非归母净利润24.55亿元，同比增长9.09%。EPS 为0.438元/股，同比增长36.7%。实现净资产收益率7.85%，同比提高2.11个百分点。报告期末资产负债率 66.42%，较上年期末降低0.47个百分点。半年报利息费用21.9亿元，较上年同期（24.3亿元）减少2.4亿元，主要源于部分火电项目转让使得负债规模下降。 上半年实现投资净收益9.71亿元，同比增加5.45亿元；其中，对联营/合营企业的投资收益为3.98亿元，较上年同期减少0.28亿元；投资收益增加的主要原因是向中煤集团转让国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权，于2020年完成交割，确认投资收益5.43亿元。 在子公司及参股公司经营层面：雅砻江水电净利润同比增加7.62%，主要源于电量同比增加6.42%，弥补了电价小幅下滑的影响；国投钦州、国投北疆、国投湄洲湾净利润分别同比增加68.15%、40.15%、31.42%，主要源于煤价同比下降及区域电力市场好转；国投大朝山净利润同比降低25.62%，主要源于来水偏枯致发电量下滑33%；璞石公司净利润741万元，上年同期为1.1亿元，主要原因为投资收益大幅减少，若剔除上述因素，万丹项目经营预计基本平稳。 上半年发电量实现同口径正增长，水电、火电电价降幅显著收窄2020年上半年，公司境内控股企业累计完成发电量645.35亿千瓦时，同比下降10.86%（若剔除项目转让的影响，则发电量同比增长1.06%）。水电发电量同比增加1.66%，其中雅砻江水电同比增加6.42%；火电发电量同比下降1.71%（同口径）。 电价方面，上半年公司境内控股企业平均上网电价 0.306元/千瓦时,与去年同期相比下降 2.04%。水电电价同比降低2.9%，其中雅砻江水电同比下降3.07%；火电电价同比下降2.05%。水电、火电的电价降幅较19年都有明显收窄。随着电力体制改革的逐步推进，各省区市场化交易开展程度不一，同时受结算价格及结算周期影响，各电厂上网电价有所波动。公司2019年市场化电量占比为37%，同比增加8个百分点，预计2020年全年市场化电量占比仍将有所上升，但形成的电价降幅有望显著收窄。 卡拉电站获得核准，两河口、杨房沟即将投产，中游成长空间可期据公司公告，雅砻江卡拉水电站建设获得核准。卡拉水电站为雅砻江中游水电规划中的最后一级。电站总装机容量 102万千瓦，单独运行时多年平均年发电量 39.97亿千瓦时，与上游两河口水库电站联合运行时多年平均年发电量 45.24亿千瓦时。预计工程静态投资 133.88亿元，总投资171.21亿元。项目资本金约为 34.24亿元，占工程总投资的 20%。 雅砻江已完成下游梯级水电开发，发电能力提升至1470万千瓦，形成现代化流域梯级电站群雏形。中游列入规划的电站共7座，总装机容量1186.5万千瓦，相当于已投产装机的81%；其中已在建的两河口、杨房沟电站（合计450万千瓦）将于2021年起投产。两河口水库库容超百亿立方，具有多年调节能力，是四川规模最大的调节电站，其调节价值主要体现在： （1）充分利用超大库容，通过流域综合调度大幅减少弃水甚至实现不弃水； （2）灵活调节枯水期和丰水期的电量比例，枯水期电量比例有望大幅提高，由于枯水期电价高于丰水期电价，有望使全年平均电价有所提升。 四川目前电力供给虽相对宽松，但新增发电产能审批仍未放松，随着用电量逐年较快增长，未来存量机组有望提升产能利用率。今年电价较为平稳，未出现大幅折价，体现了供需关系的边际改善。在未来愈发复杂的电力市场交易中，雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 煤价走弱提振火电表现，有效平滑水电业绩波动2020年上半年，煤炭供需形势经历“总体偏紧-平衡-偏紧”的变化过程。中国沿海电煤采购价格指数（CECI 沿海指数）显示，今年上半年各期5500大卡现货成交价波动范围为468-569元/吨，反映电煤采购综合成本的综合价波动范围为489-564元/吨。二季度煤炭消费快速上升，国内煤炭产量以及煤炭进口量下降，当季电煤供需形势从平衡转为偏紧。我们预计2020年全年动力煤价在需求相对偏弱、供给逐步释放的背景下仍将维持同比低位、窄幅震荡。随着低效火电的置出，公司火电资产质量显著提升，度电煤耗有望改善，我们预计公司全年标煤单价在600-610元/吨区间，火电板块业绩有望持续向好。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为60.4、63.2、71.3亿元，对应EPS 为0.89、0.93、1.05元/股。维持“强烈推荐”评级。 风险提示：用电需求不足，来水不及预期，煤价下降不及预期，电价下滑

中报归母净利润同比增长43.49%，燃料成本降低释放业绩弹性。2020年上半年，公司实现营业收入415.31亿元，同比减少5.91%；营业成本345.7亿元，同比减少9.45%；归属于母公司股东的净利润为23.86亿元，同比增长43.49%；经营活动产生的现金流量净额为115.49亿元，同比增加23.28%；EPS为0.198元/股，同比增加35.62%。 受疫情及山东区域外购电增长的影响，公司发电量明显下滑；但受益于煤炭价格下降改善燃料成本，公司业绩仍然取得大幅增长。上半年公司燃料成本为185亿元，同比减少16.24%或35.9亿元。燃料成本受发电量及电煤价格双重因素影响，在电价基本平稳、电量明显下滑的条件下，电煤价格走低仍然在成本端释放了很强的业绩弹性。随着疫情影响的边际效应逐渐减弱，用电需求有望逐渐回暖，带来电量复苏、营收端修复。若后续电煤价格保持同比低位或继续下探，公司的业绩表现有持续超预期的可能。 市场化电量比例升高，电价基本平稳、略有下降。上半年公司累计发电量为929.76亿千瓦时，同比降低8.66%；上网电量完成870.62亿千瓦时，同比降低8.53%。电量同比降低的主要原因是新冠肺炎疫情及山东区域外购电增长的影响。分季度来看，Q1、Q2上网电量降幅分别为10.67%、6.29%，Q2已有明显改善的趋势。 据我们测算，上半年公司的市场化交易电量比例为50.4%，较上年同期提高1.7个百分点；其中Q1、Q2的比例分别为46.69%、54.46%，呈扩大趋势。受市场化交易电量比例增加的影响，公司Q2平均电价（406.84元/兆瓦时）较Q1（412.13元/兆瓦时）略有下降。 看好煤价下行驱动业绩改善，现金流充沛、高股息彰显投资价值。公司的火电机组质量远高于全国平均水平，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中600兆瓦及以上的装机比例约占60%。 单位能耗较低，在节能发电调度中竞争力较强，在行业中始终保持领先水平。上半年的用电需求受疫情影响显著下滑，但我们认为负面影响主要集中于一季度，二季度已有明显的边际改善。随着各行业生产运行逐渐复苏，部分之前被压抑的用电需求（主要是工业用电需求）有望在年内形成一定的补偿效应。整体判断，我们预计公司全年发电量有望同比基本持平。 我们预计燃料成本的改善将成为2020年公司业绩增长的主要动力。当前动力煤价格较前期高点虽已有一定幅度下调，但仍运行于历史高位。目前，随着煤矿的环保、安全生产水平提高，煤炭供应逐渐增加。我们预计年内的煤炭供需基调仍以宽松为主，动力煤价格重心有望维持相对低位甚至进一步下移，将成为公司释放业绩弹性的关键要素。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利分别为48.25、52.62、56.45亿元，对应PE为8.8、8.0、7.5倍，对应PB为0.87、0.81、0.76倍。 风险提示：用电需求下滑，疫情反复，电价降低，煤价上涨。

受疫情影响公司售电量减少，上半年归母净利润同比下降12.84%2020上半年，公司实现营业收入11.58亿元，同比下降8.09%，主要原因是疫情期间用电需求减少、公司发电量下滑。煤炭价格同比有所回落，带来营业成本同比下降14.04%，仍未能完全对冲新型冠状病毒疫情及市场环境所带来的负面影响。公司实现归母净利润1.63亿元，同比下降12.84%。但从分季度表现来看，Q2单季度实现毛利率31%，较Q1（22%）大幅提高；反映出随着疫情影响逐渐减弱，公司盈利能力显现出较高弹性。 上半年发电量同比下降8.88%，火电市场化比例达到63%上半年公司总发电量323,499万千瓦时，较上年同期下降8.88%，虽在一定程度上受疫情影响，但总体生产经营态势平稳；其中，丰电二期上半年发电量306,857万千瓦时，约占总发电量95%。公司结算上网电量309,699万千瓦时，其中丰电二期基础上网电量108,638万千瓦时，市场化交易电量184,657万千瓦时，市场化比例为63%，同比大幅提高；水电厂上网电量16,404万千瓦时。公司营收降幅与电量降幅接近，反映公司整体电价水平较为平稳。 丰电三期已恢复建设，投产后公司装机规模将大幅增长133%丰电三期扩建项目是由公司投资建设的江西省电力建设重点工程，是设计装机容量为2×100万千瓦的超超临界发电机组。受“11·24”特大安全事故影响，该项目于2016年11月24日停工。2020年4月，丰电三期扩建工程正式恢复建设。公司目前总装机容量为150万千瓦，丰电三期投产后，公司装机容量将增加133%。江西省电力供需相对紧张，对新增电力需求强，有望为丰电三期投产后的机组利用小时提供坚实保障。 盈利预测：我们预计2020-2022年公司归母净利润为3.2、3.6、4.0亿元，EPS为0.33、0.37、0.41元/股。 风险提示：煤价上涨，电价下调，用电量下滑，丰电三期建设不及预期

Q2单季归母净利同比大增，中报业绩降幅较Q1明显收窄。2020上半年，公司实现营业收入25.45亿元，同比下降25.21%。实现归母净利润1.33亿元，同比下降47.74%；但相较一季度，降幅明显收窄。上半年业绩同比变动的主要因素为：燃煤价格同比下降增利约1.24亿元，二是财务费用同比下降增利约0.25亿元，三是发电量同比下降减利约2.42亿元，四是售电均价同比下降减利约0.41亿元。 Q2单季度实现营收13.27亿元，同比降幅仅为1.94%（Q1单季度降幅40.58%）。主要受益于燃煤价格同比下降，Q2单季度实现归母净利润1.02亿元，同比增加210.5%（Q1单季度下滑86.05%）。 受疫情影响，上半年发电量大幅下滑，但Q2单季度增速已转正。上半年湖北省经济受疫情影响较严重，全社会用电量同比下降11.06%、全省发电量同比下降7.64%；公司电力、热力业务受到较大负面影响。此外，湖北今年入梅时间早，梅雨期降水量大，水电出力明显增加，影响了火电机组发电出力。公司上半年完成发电量66.82亿千瓦时，同比下降24.44%；其中，Q1单季度同比下降40.68%，Q2单季度同比增长1.71%电力业务毛利率小幅下降，热力业务毛利率有所上升。上半年，公司实现电力业务毛利率13.18%，较上年同期下降1.66个百分点；热力业务毛利率0.15%，较上年同期上升2.96个百分点。电力业务毛利率下降的主要原因是发电量及售电均价下滑；热力业务毛利率上升的主要原因是燃料成本同比下降。上半年，公司累计入炉综合标煤单价685.9元/吨，同比下降8.18%。 盈利预测：我们预计公司2020~2022年归母净利润为5.3、6.5、7.3亿元，对应市盈率8.3、6.8、6倍，对应市净率0.97、0.88、0.8倍。 风险提示：宏观经济波动，用电需求低于预期，电价下滑，煤价高于预期