公司服务区域电力需求旺盛及去年 7 月标杆电价上调，量价齐升带动收入增长。由于燃料成本增速低于收入增速及部分机组计提完折旧，上半年毛利率同比上升 3.59 个百分点至 12.40%。公司费用控制良好，上半年期间费用率基本持平，其中财务费用率 6.40%，同比降低 0.2 个百分点。
    需求旺盛带动发电量同比增长 8.18%，重点区域增速较快 
    上半年，公司发电量 958.21 亿千瓦时（+ 8.18%），售电量 894.69 亿千瓦时（+ 8.01%）；一季度公司发电量同比增长 6.33%，二季度同比增长 9.75%，增速环比上升 3.42 个百分点。受益用电需求旺盛，公司利用小时触底反弹（+85 小时），其中燃煤机组利用小时同比增加 113 小时。主要服务区域中，湖北、安徽、山东发电量同比增长 28.46%、13.38%、5.12%；宁夏发电量同比下滑 13.28%。山东火电利用小时据测算同比上升约 23 小时，远高于全省水平（-197 小时），表现超预期。
    单位燃料成本同比上涨 3.1%，成本控制持续改善 
    上半年，公司税前平均上网电价 408.22 元/兆瓦时，同比上升 2.92%，主要受益于去年 7 月燃煤标杆电价上调、煤价高位致市场电价差收窄。二季度单季税前平均上网电价约 403.26 元/兆瓦时，同比增长 2.40%，而环比下降 2.4%。上半年秦港 5500 大卡动力煤均价同比上涨 8.78%%、全国电煤价格指数上涨 5.36%，公司上半年火电度电燃料成本同比上涨 3.09%，燃料成本控制持续改善。
    公司业绩触底反弹，给予“买入”评级 
    预计公司 2018-2020 年 EPS 为 0.19、0.34、0.50 元，按最新收盘价计算对应 PE 为 19、11、7 倍。上半年受益量价齐升公司业绩触底反弹，进入旺季后沿海电厂煤炭日耗上涨乏力、库存维持高位，煤价承压，公司燃料成本有望环比持续改善，带动盈利能力修复，给予“买入”评级。
    风险提示 
    煤炭价格上涨风险；电力需求不及预期；电价下调风险；新机组投产不及预期。