2Q20 归母净利+211%，维持“买入”评级

    1H20 公司实现营收/归母净利/扣非归母净利25.5/1.3/1.3 亿元，同比减少25%/48%/48%；2Q20 实现营收/归母净利/扣非归母净利13.3/1.0/0.95 亿元，同比变化-2%/+211%/+317%，疫情影响减弱。考虑到下半年发电量回升、电价下行、成本改善的综合影响，下调20-22 年归母净利预测至4.9/5.7/6.0 亿元，BPS 4.0/4.5/4.9 元，给予21 年1.1x 目标PB，目标价5元/股，维持“买入”评级。

    电量：疫情影响逐步消退，2H20 发电量有望正增长

    1H20 公司完成发电量66.8 亿千瓦时/yoy-24%，因发电量下降而减利2.4亿元，是营业利润下降主因。受疫情影响，1H20 湖北省全社会用电量/发电量分别同比下降11%/8%（长源电力20 年中报披露），加之水电水情较好，进一步压制火电出力空间。随着疫情影响逐步消退，湖北省经济活动复苏，2Q 公司发电量/售电量均同比增长1.7%，我们预计2H20 公司发电量有望保持同比增长。

    成本：煤价下行对冲电量利空，供给改善带来长期利好

    1H20 公司入炉综合标煤单价685.9 元/吨/yoy-8%，因煤价下降而增利1.2亿元，部分对冲电量下降影响。煤炭价格涨幅回落，6-7 月及8 月初至今秦港Q5500 现货价平均为557/580/556 元/吨。长期看，煤炭供应持续宽松局面不会改变，在天气趋于炎热与疫情趋缓后需求复苏等因素作用下，可能出现阶段性供应偏紧。浩吉铁路保障华中煤炭供给，伴随沿线配套煤源及集疏运设施完善，运能潜力逐渐释放，我们认为公司燃煤成本压缩的长期趋势不会改变。

    电价：让利扩大与市场化率提升，电价下行压力加大

    1H20 公司因售电均价下降而减利0.4 亿元。上半年公司上网电量按一般电量结算，执行政府批复电价/火电基准电价，下半年市场交易协议签订后按交易合同结算电量。1H20 湖北省交易电量平均让利1.2 分以内，19 年约为0.8 分（长源电力IR 档案20200709），公司披露让利幅度位于湖北省平均水平。受直接交易规模扩大、竞争力度加大和交易价格模式变化影响，公司预计20 年火电市场化率将同比提升，市场交易电价下行压力增大。

    下调盈利预测，维持“买入”评级

    考虑到下半年发电量回升、电价下行、成本改善的综合影响，下调20-22年归母净利预测至4.9/5.7/6.0 亿元（前值5.2/6.1/6.4 亿元）、归母权益至45/49/54 亿元（前值47/52/57 亿元），对应BPS 为4.0/4.5/4.9 元（前值4.2/4.7/5.1 元）。参考可比公司21 年P/B 均值0.9x（Wind 一致预期），考虑到公司煤价利润弹性可观，给予公司21 年1.1x 目标PB，目标价5 元/股（前值4.65-5.08 元/股），维持“买入”评级。

    风险提示：煤价大幅上行；电价大幅调整；用电恢复程度不及预期。