量价齐升高弹性，民营火电领跑者

投资逻辑 广东省民营火电企业，发电、投资双轮驱动稳定收益。截至2021年底，公司总装机351.8万千瓦、全部位于广东省内；其中火电装机占比98.6%。公司业绩受煤价波动影响大，3Q22煤价下行且用电需求景气，剔除投资收益实现盈利1.5亿；而2Q、4Q22煤价上行叠加火电需求疲软，预计4Q22火电业务亏损。此外，公司参股投资梅州客商银行、东方富海和汕尾后湖海上风电等项目，1~3Q22投资收益占净利润的61.1%，有力缓解了经营压力。 广东用电需求修复弹性可期，电价形成机制渐趋完善体现供需。1）疫情和天气因素抑制22年广东用电需求；全面放开后广东用电需求修复弹性可期，量价齐升共助公司业绩修复。2）预计2023年广东电力供需持续偏紧。电力市场化改革持续深化逐步还原电力的商品属性，电价走势有望更贴合实际供需。 2H22广东燃煤机组核准提速,公司装机弹性行业领先。广东省电力供应依赖外受电，而“十四五”期间南网区域跨省输受电增量有限且西南水电不可预测，凸显省内自主保供紧迫性。2022年8月以来，广东省19台百万千瓦机组陆续获得核准；公司目前在建2台百万千瓦机组，预计于24年底、25年初陆续投产，并有望再获核准2台百万千瓦机组。 存量机组区位与技术优势并存，专享电量、电价政策支持。公司煤电机组均位于革命老区，电量受政策保障；其中147万千瓦煤矸石综合利用机组享有电价政策支持。2021年，公司火电利用小时数较省平均高10.8%，平均上网电价较基准价上浮32.5%。 长协煤占比提升+进口煤价下降，公司火电业绩有待边际改善。公司历史上煤炭100%来自进口市场煤，澳煤严控后以印尼煤为主。保供稳价政策支持下，公司3Q22起逐步落实电煤中长协。此外，全球煤炭生产端历时2年基本抚平疫情影响，从总量上看2022年供需已转松，但俄乌冲突导致的供需结构性失衡支撑煤价高位运行。2023年全球增速放缓预期下中国逆势复苏，有望受益于海运煤供需边际改善，公司成本端有待持续修复。 盈利预测、估值和评级 我们预测，2022/2023/2024年公司实现营业收入96.8/104.3/107.6亿元，同比+2.9%/+7.7%/+3.2%，归母净利润2.0亿/13.6亿/21.0亿元，同比-75.7%/+578.9%/+54.7%。给予公司2023年14XPE，对应目标价8.77元，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示 新项目进展不及预期、煤电需求不及预期、煤价下行程度不及预期、金融投资风险、公司管理风险等 1、广东省民营火电企业，发电、投资双轮驱动稳定收益 1.1区域性民营电企，能源+金融双轮驱动业绩增长 公司是区域性电力企业，主营业务为火力发电。公司于1997年成立并在深交所上市，2003年切入发电领域；当前主营业务包括洁净煤燃烧技术发电、可再生能源发电等，2018-2021年电力业务营收占比维持在99%左右。截至2021年底，公司总装机规模351.8万千瓦、全部位于广东省内；其中火电装机占比98.6%。梅县荷树园电厂共有6台劣质煤资源综合利用循环流化床机组，是全国规模最大的资源综合利用电厂。 图表1：公司控股装机情况 图表2：2018-1 H2 2公司营收构成（%） 公司属于民营企业，实际控制人为叶华能先生。截至3Q22，公司主要股东包括叶华能（14.4%）、张慧强（2.87%）、宁远喜（1.97%）和叶耀荣（1.6%）。其中，公司控股股东为广东宝丽华集团有限公司，持股比例为16%；叶华能先生持有广东宝丽华集团有限公司90%股权，最终持有公司14.4%股份，为公司实际控制人。 图表3：公司股权结构图（截至3Q22） 控股子公司调整，精准服务新能源电力、新金融投资两大核心主业。公司以“做大做强新能源电力，做精做优新金融投资，产融结合、双轮驱动”为发展战略，全力打造“宝新能源+宝新金融”双核心主业平台。近年来，公司先后注销了与公司核心业务相关性较低的子公司，优化了资源配置。当前公司旗下共有4家全资子公司，其中宝丽华电力、陆丰电力为发电企业，宝新售电负责宝丽华电力、陆丰电力的购售电业务；宝新资产负责公司金融板块业务，于2017年3月发起设立宝新3号私募投资基金并作为管理人。 图表4：公司控股情况 1.2电力主业营收持续增长而盈利有待修复，投资收益托底公司业绩 新机组投产+电力供需紧张+市场化改革，量价齐升驱动公司营收持续增长。2018-2021年，公司营业收入年均复合增速达34.9%，但18-19、20、21年营收增长的驱动力各不相同：2018-2019年主因公司陆丰甲湖湾电厂一期2台百万千瓦机组相继投产、生产能力扩大；2020年主要由火电电价上涨驱动；2021年主要系电力供需紧张，公司火电利用小时数大幅增加所致。 图表5：2018-2021年公司总发电量及增速（亿千瓦时、%） 图表6：2018-1~3Q22公司营业收入及增速（亿元、%） 盈利能力行业领先，近2年受进口煤价高企影响短期业绩承压。燃料成本占公司营业成本7成左右，盈利能力受煤价波动影响较大。公司毛利率、净利率多年稳定高于同业可比公司，主因：1）从事劣质煤资源综合利用，享有电价和税收优惠政策； 2）作为沿海民营电厂，煤炭采购以进口煤为主，存在价格优势。但自2H20煤价上行以来，公司2021、1~3Q22归母净利润分别同比下降54.7%、76.8%，毛利率分别为16.3%、6.5%，下降至行业中上游，主因电煤中长协覆盖率较低。近期，公司积极展开电煤中长协签订工作，叠加进口煤价下行，业绩有望迎来边际改善。 图表7： 1M18 - 12M22 印尼中低卡煤HPB基准价与国内主要城市中低卡煤车板价对比（折合标煤，元/吨） 图表8：2018-1~3Q22公司归母净利润及增速情况（亿元、%） 图表9：2018-1~3Q22公司与火电行业上市企业毛利率对比情况（%） 投资收益发挥托底作用，缓解高煤价带来的经营压力。公司结合电力行业资金充裕的特点，积极探索运用资本市场多种股权投资工具，用新金融投资贡献新力量。目前参股投资项目主要包括梅州客商银行、汕尾后湖海上风电项目和深圳市东方富海投资管理有限公司。公司2021年、1~3Q22分别实现投资收益2.5、1.2亿元，分别占净利润的25.4%、61.1%，有力缓解了经营压力。 图表10：公司金融投资业务基本情况 图表11：1H22公司投资项目营业收入、营业利润及权益法确认的投资损益（亿元） 图表12：2018-1~3Q22公司投资收益及占利润总额比例（亿元、%） 优化管理有效控本，1-3Q22管理费用及费率均下降。公司营收保持稳步增长态势，同时不断修订完善内部管理机制，管理费用率由2021年的4.4%下降至1-3Q22的2.2%，降幅达2.2pcts。职工薪酬和房屋租赁支出减少是驱动公司管理费用下降主要因素。1H22职工薪酬同比下降83.7%；房屋租赁费由1H20的1.3亿下降至1H22的10.8万元，降幅高达99.1%。 图表13：2018-1~3Q22公司与可比公司管理费用率（%） 图表14：2018-1H22年公司管理费用构成（亿元） 经营性现金流净额有望持续修复、现金余额充足且负债率较低，多渠道满足未来资金需求。受益于用电需求景气和煤价下降，公司3Q22经营性现金流净额12.7亿元，同比、环比分别增加429.7%、285.6%，且未来有望持续改善。此外，由于公司前期规模扩张计划相对缓和、资本开支压力较小，截至3Q22公司现金余额54.0亿元、资产负债率为42.8%，偿债压力远低于同业可比公司，有利于后续获取银行借款。 图表15：2018-1~3Q22公司与可比公司资产负债率（%） 图表16：2018-1~3Q22公司经营现金流量净额及同比增速（亿元、%） 图表17：2018-1~3Q22公司货币资金情况（亿元） 2.𝜷+𝜶共振推动量价齐增，火电资产的区位优势带来独特机遇 2.1广东用电需求修复弹性可期，电价形成机制渐趋完善体现供需 疫情和天气抑制2022年广东用电需求，全面放开后修复弹性可期。回顾2020-2022年，发现第三产业占GDP比重较高致使广东省受疫情影响较大，但也使其疫后复苏弹性也高于全国。2022年1-11月，广东省、全国用电量分别同比下降0.1%、增加3.5%，火电机组平均利用小时数分别同比下降326、47小时。据中电联预测，2023年全国电力需求将增加6%；假设23年广东省用电增速修复至与全国持平、外受电量恢复至1907亿千瓦时、水电机组平均利用小时数1879小时，对应火电机组平均利用小时数将增加1.4%。 图表18：2018-2025E广东省分电源发电结构（亿千瓦时） 图表19：2018-2025E广东省煤电发电量和火电机组平均利用小时数（亿千瓦时、小时） 23年广东省电力供需将延续偏紧态势，下游需求景气有利于电企成本传导。用电需求疲软导致2022年广东省电网企业代理购电价格仅4月较基准价上浮超20%，2023年广东电价仍有上行空间。全面放开叠加产业政策逐步落地，下游需求景气、盈利能力修复均有助于电力企业成本传导。 图表20：2022年1-11月广东省全社会用电量和增速情况（亿千瓦时、%） 图表21：2022年广东省月度电网企业代理购电价格情况（元/千瓦时） 现货市场反映真实供需+一次能源价格传导机制出台，电企议价能力提升。 由于现货市场限价较为宽松，成交价格更贴近真实成本和供需，为中长期市场提供指引。广东省电力现货市场自2022年起不间断运行，1H22煤机平均现货申报价格556元/兆瓦时、8月以来的月度交易综合价维持在较基准价均上浮约18%水平，为2023年电力年度交易价格提供参考。 2022年11月，广东省能源局、南方能监局发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，一方面提出可按“固定价格+联动价格+浮动费用”模式签订零售合同，浮动费用上限2元/兆瓦时；同时，明确当一次能源价格波动超出一定值时，按照一定比例对年度/月度电量进行补偿，补偿费用由工商业用户分摊，提高了电力企业的议价能力。 图表22：2022年广东省年度、月度交易成交均价及较基准价涨幅情况（元/兆瓦时、%） 图表23：3Q22部分地区省间现货市场售电量、售电均价距平率和售电收入占比情况（%） 广东省2023年度电力交易成交均价同比增长11.4%，涨幅全国领先。 2021年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(简称“1439号文”)，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过20%，高耗能企业和电力现货市场交易电价不受上浮20%限制。此后，各省组织开展2022年电力市场中长期交易，多数省份年度电力长协成交均价较基准价上浮超15%。 受行政等因素干预，广东省2022年度双边协商交易均价为497.04元/兆瓦时，仅较基准价上浮9.7%。近期广东省2023年度电力交易完成，双边协商交易均价为553.88元/兆瓦时，较基准价上浮19.6%，同比提升9.9pcts，涨幅全国领先。 图表24：2022、2023年广东省电力年度长协成交均价（元/兆瓦时、%） 图表25：部分省份2022电力年度交易成交均价及较基准价上浮情况（元/兆瓦时、%） 2.2本地电力缺口持续扩大，2H22广东省煤电机组核准提速 广东省电力供应依赖外受电，“十四五”计划年均外受电量超1800亿千瓦时。根据《“十四五”云电送粤框架协议》，“十四五”期间云南计划每年向广东输送基础电量1233亿千瓦时。贵州、广东在“十四五”黔电送粤座谈会上达成共识，“十四五”期间黔电送粤最大电力800万千瓦，每年计划送电量500亿千瓦时。此外，广东通过三广超高压、闽粤联网特高压与国网联网，输电容量分别为300、200万千瓦。 图表26：广东电网8条500kV超高压交流外部联网通道 图表27：广东电网11条高压直流外部联网通道 南方电网公司“十四五”规划中未提及新增跨区域输电