火电作为逆周期行业,具备强防御性:火电业绩正处于历史底部,业绩向上空间大,向下风险较小。今年迎峰度夏期间,动力煤旺季不旺,预示着煤炭供需形势正逐步向好,火电盈利状况处于改善通道。火电现金流好,在政府严控新增装机的背景下,新的资本开支小,持续性分红有保障。公司承诺每年现金分红不少于可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元,进一步凸显其防御功能。宏观经济后期如果保持稳中偏弱态势运行,届时煤炭需求会逐步走弱,而煤炭产能的陆续释放和煤炭进口的放松限制会使煤价加快回归绿色合理区间,届时火电的盈利状况有望显著改善。    多重要素趋势向好,盈利大幅改善:据公告,公司在2018年上半年实现归母净利润21.29亿元,同比增长170.3%。煤价总体平稳,电价上调+利用小时数增加,共同推动公司盈利大幅改善。2018年上半年,虽然煤价尚处于高位,但进口煤和年度长协煤部分分担了燃料成本压力,单位燃料成本同比上涨5.84%;境内电厂平均上网电价同比提高11元/兆瓦时(含税)(+2.72%);全社会用电量增长接近10%,在政府严控火电装机、来水总体平稳的背景下,公司存量机组的利用效率显著提升,火电利用小时数同比增加超过100小时。装机结构持续优化。截至2018年上半年,公司可控发电装机容量为104425兆瓦。火电机组中装机超过50%是60万千瓦以上的大型机组,包括14台百万千瓦等级的超超临界机组,天然气和风电发电装机容量分别达10419兆瓦和4578兆瓦,海上风电已投产302兆瓦。此外,公司有接近三分之二的机组布局在东南沿海地带,距离负荷中心较近,且具有采购海外低价进口煤的优势,燃料成本优势显著。未来看好三要素(煤价、电价和利用小时数)的变化,业绩增长值得期待。    推进电力市场化,电价折扣有望逐步缩窄,长期利好大型火电企业:近日,国家发改委和能源局联合发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》。通知规定,电价将由协商价、输配电价(含损耗)和政府性基金及附加三部分组成。在自主自愿、平等协商的基础上,约定建立多种形式的市场价格形成机制。目前电力消费量大增,发电企业在与大用户之间协商电价的话语权提升。火电上网电价与煤价关联度提升,有助于改善发电企业的盈利状况,减小业绩波动,进一步修复ROE。随着电力市场化交易从四大行业逐步扩大到更大范围,市场竞争趋于白热化。届时装机容量高、环保和能耗达标且报价低的大型机组具有核心竞争力。在政府严控新增装机的背景下,龙头企业有望通过整合小企业来进一步提高行业话语权和定价权。    煤价走弱叠加利用小时数提升和市场化电价折价缩窄,稀缺型、高业绩弹性标的具备较大估值修复空间。公司作为火电龙头,是市场上难得的低PB+高业绩弹性标的,目前PB仅为1.45,业绩弹性在火电企业处于较高水平。煤炭供给侧改革彰显成效,政府出台系列措施促使煤价逐步回归绿色合理区间。从煤炭供需基本面看,目前六大电厂库存和港口库存仍处于高位,日耗偏低,煤价有望继续走弱。2017年7月起上调火电标杆电价,今年市场化电价折价也有望进一步缩窄。未来在煤价走弱、利用小时数稳中有升、市场化交易电价折价缩窄的基础上,公司业绩复苏趋势和幅度有望优于行业平均水平。    投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价8.0元。我们预计公司2018年-2020年的收入增速分别为10.9%、5.1%、4.9%,净利润分别为50.3亿、69.3亿、94.2亿元,看好公司业绩的持续改善。    风险提示:全社会用电量增长不及预期;煤炭持续高位运行;上网电价下行风险。

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