事项：
2019 年，公司所属各发电企业累计完成发电量188.61 亿千瓦时，同比增长10.3%；上网电量177.15 亿千瓦时，同比增长10.4%.预计2019 年度归属于上市公司股东的净利润5.52-6.14 亿元,同比增长164.51%-194.22%；EPS 为0.498-0.554 元。
评论：
用电高增叠加来水偏枯，火电超发。2019 年，公司发电量同比增长10.3%。
主要得益于：1、湖北省用电需求高增，2019 年1-11 月，湖北省用电量增速为7.4%，高于全国平均水平2.9pct。11 月，湖北省电子通信设备、汽车制造、石油煤炭及燃料加工、交运、信息服务、批发零售、公共服务等行业累计用电增速分别为32.3%、7.3%、10.1%、7.3%、18.7%、7.8%、12.2%，带动第二、三产业用电量分别高增4.9%、9.3%；2、长江干流和湖北省内清江、汉江等流域来水大幅下滑，水电出力降幅较大。用电量高增与水电发电量下滑产生的电量供应缺口需要火电扛鼎补齐。
电量增长、煤价及增值税率下调是公司业绩提升主因。2019 年，公司业绩的增长主要归因于电量大幅增长、燃料成本下降及增值税率下调。1）公司全年累计上网电量为177.15 亿千瓦时，同比增幅为17.68 亿千瓦时；2）2019 年4月1 日增值税率下调3pct，公司不含税电价增加0.9 分/千瓦时；3）2019 年1-11月，湖北省电煤平均价格为579.3 元/吨，同比下降7.4%，下降幅度为47.8 元/吨，下降幅度位列全国各省第八。
市场化让利相对温和，汉川一发、长源一发仍执行核准价。2019 年，湖北省内市场化交易合同电量623.62 亿千瓦时，市场化占比约30%，较2018 年提升10pct；2019 年，交易电量平均降价幅度为0.75 分/千瓦时，2018 年平均降价幅度1.5 分/千瓦时；2019 年，综合度电让利0.225 分/千瓦时，较2018 年减少0.075 分/千瓦时。虽然市场化比例在提高，但是折价收窄的幅度更大，使得含税综合电价有所提升。2019 年12 月31 日，湖北省发改委发布《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》，明确2020 年非标杆电价燃煤发电机组非市场化电量，在执行同期政府核定上网电价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。即，汉川一发、长源一发仍执行核准价，不会降低到基准价。
浩吉铁路运价存在博弈空间，预期煤价持续回落。浩吉铁路到湖北运价较为0.2024 元/吨公里，较预期偏高10%，下游对浩吉铁路运量需求减弱，后续运价博弈仍会持续，运价有下行空间。全国来看，10 月，动力煤供需缺口-0.16亿吨，连续2 个月动力煤供需缺口为负，供需持续宽松，预期煤价持续回落。
盈利预测、估值及投资评级：由于第四季度电量同比下滑，我们调整公司2019-2021 年实现归母净利润预测至5.7 亿元、7.2 亿元、8.6 亿元（原预测值5.9 亿元、6.8 亿元、8.8 亿元），同比增长172.6%、26.2%、20.2%，对应PE为9.3、7.4、6.1 倍，参考CS 火电板块可比公司2020 年平均PE 值为11 倍，给予公司2020 年11 倍PE，对应目标价为7.12 元，维持“强推”评级。
风险提示：煤价大幅上涨；电价下调；发电量不及预期。
事項：
2019 年，公司所屬各發電企業累計完成發電量188.61 億千瓦時，同比增長10.3%；上網電量177.15 億千瓦時，同比增長10.4%.預計2019 年度歸屬於上市公司股東的淨利潤5.52-6.14 億元,同比增長164.51%-194.22%；EPS 為0.498-0.554 元。
評論：
用電高增疊加來水偏枯，火電超發。2019 年，公司發電量同比增長10.3%。
主要得益於：1、湖北省用電需求高增，2019 年1-11 月，湖北省用電量增速為7.4%，高於全國平均水平2.9pct。11 月，湖北省電子通信設備、汽車製造、石油煤炭及燃料加工、交運、信息服務、批發零售、公共服務等行業累計用電增速分別為32.3%、7.3%、10.1%、7.3%、18.7%、7.8%、12.2%，帶動第二、三產業用電量分別高增4.9%、9.3%；2、長江干流和湖北省內清江、漢江等流域來水大幅下滑，水電出力降幅較大。用電量高增與水電發電量下滑產生的電量供應缺口需要火電扛鼎補齊。
電量增長、煤價及增值税率下調是公司業績提升主因。2019 年，公司業績的增長主要歸因於電量大幅增長、燃料成本下降及增值税率下調。1）公司全年累計上網電量為177.15 億千瓦時，同比增幅為17.68 億千瓦時；2）2019 年4月1 日增值税率下調3pct，公司不含税電價增加0.9 分/千瓦時；3）2019 年1-11月，湖北省電煤平均價格為579.3 元/噸，同比下降7.4%，下降幅度為47.8 元/噸，下降幅度位列全國各省第八。
市場化讓利相對温和，漢川一發、長源一發仍執行核準價。2019 年，湖北省內市場化交易合同電量623.62 億千瓦時，市場化佔比約30%，較2018 年提升10pct；2019 年，交易電量平均降價幅度為0.75 分/千瓦時，2018 年平均降價幅度1.5 分/千瓦時；2019 年，綜合度電讓利0.225 分/千瓦時，較2018 年減少0.075 分/千瓦時。雖然市場化比例在提高，但是折價收窄的幅度更大，使得含税綜合電價有所提升。2019 年12 月31 日，湖北省發改委發佈《深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》，明確2020 年非標杆電價燃煤發電機組非市場化電量，在執行同期政府核定上網電價的基礎上，繼續執行現行超低排放電價政策。即，漢川一發、長源一發仍執行核準價，不會降低到基準價。
浩吉鐵路運價存在博弈空間，預期煤價持續回落。浩吉鐵路到湖北運價較為0.2024 元/噸公里，較預期偏高10%，下游對浩吉鐵路運量需求減弱，後續運價博弈仍會持續，運價有下行空間。全國來看，10 月，動力煤供需缺口-0.16億噸，連續2 個月動力煤供需缺口為負，供需持續寬鬆，預期煤價持續回落。
盈利預測、估值及投資評級：由於第四季度電量同比下滑，我們調整公司2019-2021 年實現歸母淨利潤預測至5.7 億元、7.2 億元、8.6 億元（原預測值5.9 億元、6.8 億元、8.8 億元），同比增長172.6%、26.2%、20.2%，對應PE為9.3、7.4、6.1 倍，參考CS 火電板塊可比公司2020 年平均PE 值為11 倍，給予公司2020 年11 倍PE，對應目標價為7.12 元，維持“強推”評級。
風險提示：煤價大幅上漲；電價下調；發電量不及預期。
