广东民营火电龙头，量价齐升成本优化

投资要点 推荐逻辑：1）煤价调控叠加广东电价上涨，盈利能力持续修复。一次能源价格传导机制发布，2023年广东省电价有望持续保持高位，火电企业盈利水平改善空间较大；2）火电利用率领跑全省，2025年公司火电装机量有望大幅提升至5.47GW，产能保持高速增长；3）公司货币资金及应收款稳中有增，2022Q3分别大幅增至54.6亿/11.1亿元，账期总体较短，有利于后续业务扩张，投资公司业绩良好，收益稳步提升。 煤价调控叠加广东电价上涨，盈利能力持续修复。保供政策下，煤价已从高位震荡逐步回落，有望继续下行，缓解煤电成本压力，为煤电企业业绩修复打开空间。2022年广东省电力缺口为1561亿KWh，显著高于其他省份，11月广东月度电价成交均价达到峰值548厘/KWh，并有7个月电价成交均价超过540厘/KWh，广东2023年电价有望保持高位，火电企业盈利水平改善空间较大。 电量利用行业领先，火电装机量未来有望大幅提升。公司旗下电厂均位于政策扶持区域，享受增加年度电量计划政策红利。2021年公司火电利用小时数为5305小时，远超广东省及全国平均水平，装机量增长迅速并在2018年后保持稳定，2021年公司火电装机量为3.47GW，占总装机量的98.6%，预计2025年梅县荷树园电厂和陆丰甲湖湾电厂装机量达5.47GW。公司2021年平均上网电价为0.6元/KWh，显著高于广东省其他火电企业。 货币资金充足，有序推进金融投资业务。2017-2022Q3公司货币资产资金充沛，由21.4亿元增至54.6亿元，同时拥有1.2亿交易性金融资产，应收款由2.6亿元增至11.1亿元，其中90%以上为1年内到期，账期总体较短，可在短时间内回收较多现金流，有利于后续业务扩张。2018-2022H1公司长期投资收益稳步提升，由19.6亿元逐步增至26.0亿元。目前分别持有梅州客商银行、东方富海和中广核新能源海风（汕尾）公司股权30%/29%/8%。 盈利预测与投资建议。预计公司22-24年归母净利润分别为2.0/13.8/18.7亿元，CAGR达31.4%；考虑到公司火电集中于广东省，电价有望提升，盈利对煤炭价弹性较大，且未来新增装机增速较高，给予公司2023年1.6倍PB，对应目标价8.27元，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险；电力价格波动；投资业务盈利不及预期。 指标/年度 1立足电力能源主业，双轮驱动稳健发展 1.1专注电力能源发展，双核业态引领企业成长 专注电力能源20余年，广东民营电力企业龙头。广东宝丽华新能源股份有限公司于1997年1月在广东注册成立，同月在深圳证券交易所上市，为广东宝丽华集团有限公司下属控股公司，2003年从服装领域转型至综合利用新能源电力领域，2006年更名为宝新能源，逐步发展为以“新能源电力+新金融投资”为双核心业务的大型民营电力企业，2022年确定“立足能源电力主业，拓展金融投资领域，构建绿色崛起格局”的发展战略。公司拥有广东省首家采用先进循环硫化床洁净燃烧技术及全国规模最大的资源综合利用电厂，重点打造大型节能环保绿色能源基地陆丰甲湖湾电厂，致力于成为中国电力智造走向世界的新标杆。 图1：公司发展历程 控股结构稳定多元，员工持股计划赋能发展。广东宝丽华集团有限公司为宝新能源第一大股东，持有16%股份，叶华能为宝丽华集团实际控制人。公司主要业务布局电力能源和金融投资领域，截至2022年9月30日，公司下设有陆丰宝丽华新能源电力有限公司、广东宝丽华电力有限公司、宝新融资租赁有限公司等八家全资子公司。2015年公司提出《员工持股计划管理办法》，至2021年共完成七期，尚在存续期内的第六、七期员工持股计划合计持有公司股票2681.25万股，占公司总股本的1.23%。 图2：公司股权架构 管理团队企业管理经验丰富，专业跨度多元。公司的管理团队成员于电力能源、公司治理等方面拥有丰富经验及多层次专业知识结构，核心管理层成员，包括董事长邹锦开先生、总经理刘沣先生服务建设宝新能源公司逾十年，其他经验丰富的核心管理层成员均将为公司实现可持续、高质量增长提供指引。 表1：公司管理层 1.2业务涵盖两大领域，营收平稳利润承压 聚焦能源电力领域，两大基地并驾齐驱。公司以做强做大能源电力核心主业为核心，已形成资源综合利用发电、可再生能源发电两大核心电力能源业务。目前已全面建成梅县荷树园电厂资源综合利用基地，并将重点打造陆丰甲湖湾清洁能源基地。其中梅县荷树园电厂以火力发电为主，总装机容量147万千瓦。陆丰甲湖湾清洁能源基地以风力发电和火力发电为主，规划建设5大项目：陆丰甲湖湾陆上风电场、陆丰甲湖湾海上风电场、广东陆丰甲湖湾电厂、陆丰甲湖湾煤电及通用码头、陆丰东湖一级公路项目，规划总装机容量达到950万千瓦。 电力业务营收超九成，火电营收为核心电力业务。从营收结构来看，2021年电力/发电副产品/销售原材料业务营收占比分别为98.2%/0.4%/1.4%，其中，电力业务营收显著高于其余业务，占比超过九成。从电力业务营收结构来看，2021年火力发电/风力发电业务营收占比分别为99.7%/0.3%，火电业务为核心营收。 图3：2021年公司电力业务占总营收98.2% 图4：2021年公司火力发电占电力业务营收99.7% 图5：梅县荷树园电厂资源综合利用基地 图6：陆丰甲湖湾清洁能源基地 公司营收稳中有增，归母净利润短期承压。17-21年公司营收从25.2亿元增至94.1亿元，5年CAGR为39.1%，营收增长稳健；22Q1-Q3公司实现营业收入69.5亿元，同比上升1%。17-21年公司归母净利润从1.0亿元增至8.2亿元，5年CAGR为68.2%；22Q1-Q3公司实现归母净利润1.9亿元，同比下降77%，2022业绩预告显示报告期内公司实现盈利约1.6亿元-2.4亿元，同比下降约71%-81%，利润下滑核心原因是2021-2022年燃煤价格大幅上涨导致公司成本增加。未来随着燃煤价格回落，业绩有望得到改善。 图7：2022Q1-Q3公司营收达129.4亿(+1%) 图8：2022Q1-Q3公司归母净利润2.03亿元(-77%) 1.3债务水平改善，财务运营稳健 综合净利率承压下滑，盈利水平波动较大。近五年公司盈利状况有一定起伏，2020年后出现下滑，2022Q1-3毛利率为6.5%，净利率为2.7%。资产回报率和净资产收益率与净利率变化趋势保持一致，ROE和ROA从2017年的1.2%、2.0%变为2022Q1-3的1.7%和1.6%。由于燃料成本保持高位，且近期受欧洲能源短缺的影响，国际煤价上行，公司盈利水平在短期内仍然承压。 图9：2022Q1-Q3公司净利率为2.7% 图10：2022Q1-Q3公司ROE为1.7% 期间费用率大幅下降，负债水平显著改善。2017年到2022年Q1-Q3公司期间费用率从22.9%下降至4%，整体下降18.9pp，其中管理费用率、财务费用率和销售费用率分别下降11.1pp/7.6pp/0.3pp，报告期内公司进一步聚焦核心主业，有效减轻了财务费用负担，通过科学有序的运作实现了降本增盈的效果。2017-2022Q1-Q3公司资产负债率由51.2%下降至42.8%，下降8.4pp，公司资产负债率保持在较低区间，表现出良好的偿债能力和抗风险能力。基于稳健财务状况，公司综合授信额度充足，按时完成了16宝新债的本息兑付工作。 图11：2022Q1-Q3公司期间费用率降低至4.0% 图12：2022Q3公司资产负债率降至42.8% 2电力业务：电价电量双轮驱动，资产盈利能力突出 2.1煤价调控叠加广东电价上涨，盈利能力持续修复 市场交易加快，交易电量首次超5万亿。国内市场交易电量保持高速增长，从2020年的31663亿KWh增长至2022年的52543亿KWh，首次超过5万亿大关。2022Q1-Q3市场交易电量占全社会用电量比重为60.8%，综合来看，伴随《省间电力现货交易规则(试行)》、《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》等行业重大政策发布，国内市场化交易电量逐渐提高。未来随着售电侧市场化程度的不断提高，中国市场化交易电量将保持上升趋势. 图13：2022年市场交易电量超过5万亿KWh 图14：2022年市场交易电量占全社会用电量比重为60.8% 火电投资加速，火电利用小时数回升。2021年后国内火电投资逐步回暖,2022年1-11月火电投资金额为736亿元，同比增长38%，火电投资同比快速提升。而在2022年6月后火电利用小时数开始回升，从最低点-134小时增长到-40小时，其他电力对火电的替代效逐步减弱，火电发展势头较好。 图15：2022年1-11月火电交易额为736亿元 图16：2022年6月后火电利用小时数回升 火电核准速度加快，广东核准量领先。自2021Q4开始，火电核准装机速度明显加快。 2022Q4火电核准装机规模为29.4GW，增势较为强劲。2022年全国火电核准量为226.8GW，广东火电核准量领跑全国，共计15.5GW，占比约15%，大幅领先其他省份。 图17：2022Q4全国火电核准量为29.4GW 图18：2022年广东省火电核准量为15.5GW 社会总需求旺盛，广东电力缺口大。我国新能源装机占比较高，但稳定性不足，导致全国多个地区电力供应紧张并出现电力缺口，2017年至2022Q3，我国发用电缺口从318亿KWh增长到2064亿KWh，其中广东省电力缺口为1561亿KWh，显著高于其他省份。而全社会用电量2021年为83128亿KWh，在2022年后，随着国内经济发展和疫情逐渐缓解，国内电力需求预计将保持稳定增长。 图19：2022Q1-Q3月发用电缺口为2064亿KWh 图20：预计2025全社会用电量达到95000亿KWh 图21：2022年广东电力缺口为1561亿KWh 煤价回落合理区间，支撑火电盈利修复，2022年以来，受国际俄乌冲突、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响，煤炭出现供求紧张。随着国家出台煤炭稳价保供政策，煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间，2023年1月3日秦皇岛Q5500动力煤市场价已降至1190元/吨。在保供政策下，煤价有望继续下行，缓解成本压力。电力市场化改革、容量电价补偿等政策有望加速推出，为煤电企业业绩修复打开空间。 预计2023-2024年国内煤炭均价将位于900-1000元/吨。近日国内煤价持续性下跌，近一周全球海运煤至国内的数量环比回落3.8%，同时海外煤价目前需求疲软，价格下行，受通胀压力影响，海外主流矿山经营费用、人工成本逐年增加，且澳大利亚、印尼矿山的政府特许经营费征收近1年增长1-3倍，IEA最新数据显示2021年全球炼焦煤主流矿山开采成本增至150美元/吨。预计2023-2024年国内煤炭均价将位于900-1000元/吨。 图22：2023年1月3日煤价为1190元/吨 表2：上网电价&标煤成本对火电业务净利润的影响 一次能源价格传导机制发布，火电业务盈利能力有望显著改善。2022年11月，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，文件指出2023年广东电力市场规模为5500亿KWh，年度交易规模上限3000亿KWh，零售市场交易按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式，浮动费用上限2分/KWh；当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本超过允许上浮部分，按照一定比例对年度/月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。在此背景下，火电业务盈利能力预计将显著改善。 图23：一次能源价格传导机制 电价优势明显，盈利水平有望改善。2021年10月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将煤电交易价格浮动范围扩大为上下浮动均不超过20%，且高耗能企业市场交易电价不受限制，电价上涨趋势明显。2022年11月广东月度电价成交均