火电盈利修复弹性十足，新能源转型稳步推进

广东电力龙头企业，装机容量全省第一。公司是广东省能源集团境内发电资产整合的唯一上市平台，享有母集团在境内电源项目开发、资产收购等优先权。 截至2022年末，公司可控股装机容量3144万千瓦，包括控股装机2970万千瓦，参股权益装机175万千瓦。控股装机中，煤电机组2055万千瓦，气电机组639.2万千瓦，风电机组234.5万千瓦，光伏机组17.64万千瓦，水电机组13.3万千瓦，生物质机组10万千瓦。控股及受托管理装机容量合计约占广东省统调装机的23.38%，是广东省规模最大的电力上市公司。 火电：电煤改善、电价提升，盈利修复反转可期。成本方面，公司燃料结构中长协煤占比较低、海外煤占比较高。年初以来国产煤价中枢回落、进口煤价格下行，公司成本端改善弹性十足。叠加长协兑现率的提升，2023年整体燃料成本下行趋势清晰。电价方面，2023年广东省年度交易电价近乎顶格上浮，公司年度长协电量约占七成，预计上网电价将因此显著同比提升。此外，广东作为全国电力紧缺大省，十四五期间用电量预计年均增速为4.9%，电力紧缺仍将持续，这也使得广东转变政策口径，加快煤电的核准进程。据绿色和平统计，广东省全年累计新核准10个煤电项目，合计1818万千瓦，在全国18个省份中位列第一。公司火电装机具备高成长空间，在建煤电8GW，在建气电5.46GW，有望在十四五期间加速投产。 绿电：低碳转型积极，大力发展新能源成长空间广阔。截至2022年末，公司拥有风电、光伏等新能源装机2.52GW，其中海上风电1.2GW、陆上风电1.15GW、光伏发电0.18GW。在建的阳江青洲一、青洲二海上风电项目合计100万千瓦，在省补退坡前有望落地。成本方面，今年2月至今，硅料价格持续下跌，截至6月28日硅料价格下跌至64元/kg。长期来看随新增硅料产能投放以及硅料价格下行趋势，产业链成本上行空间有限，公司光伏装机有望加速投产释放业绩。 投资建议。公司为广东省龙头电力运营商，可控及受托管理装机约占广东统调装机四分之一，2022年售电规模居全省第一。火电装机规模大市场煤比例高，同时积极寻求清洁能源转型，受市场煤价中枢回落及长协覆盖比例进一步提升影响，叠加电力体制改革深入利好释放，具有盈利修复较高弹性和高增长空间。预计公司2023-2025年营业收入分别为601/642/712亿元，同比增长14%，7%和11%；归母净利分别25.28亿元、35.02亿元和44.21亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.48/0.67/0.84元，对应2023-2025年PE分别为12.40/8.95/7.09，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：电源装机速度不及预期；电价降价风险；上游原料涨价。 财务指标 财务报表和主要财务比率 资产负债表（百万元） 现金流量表（百万元） 1.广东电力龙头企业，火绿协同前景广阔 1.1公司为广东电力龙头企业，股东实力雄厚 广东省电力龙头企业，立足火电积极发展新能源。公司全称为广东电力发展股份有限公司，成立于1992年，是广东省最早的股份制改制企业和中国首批电力上市公司之一，在1993、1995年分别发行A股、B股。目前公司专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，除大型燃煤电厂外，还拥有天然气发电、风力发电和水力发电等清洁能源项目。 十四五期间，公司立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。 公司股东实力雄厚，实控人为广东省国资委。公司控股股东是广东省规模最大的发电企业——广东省能源集团，旗下设财务公司，融资渠道充足。公司是广东省能源集团境内发电资产整合的唯一上市平台，享有母集团在境内电源项目开发、资产收购等优先权，2022年公司总资产和营业总收入分别占广东能源集团的57.85%和71.34%。 图表1：粤电力发展历程 图表2：粤电力股权结构 1.2公司电源结构以煤电为主，新能源装机容量快速增长 装机容量全省第一，规模优势凸显。从装机结构来看，公司电源结构以煤电机组（69.2%）为主，截至2022年末，公司可控股装机容量3144万千瓦，包括控股装机2970万千瓦，参股权益装机175万千瓦。控股装机中，煤电机组2055万千瓦，气电机组639.2万千瓦，风电机组234.5万千瓦，光伏机组17.64万千瓦，水电机组13.3万千瓦，生物质机组10万千瓦。此外，公司受托管理装机容量885万千瓦，控股及受托管理装机容量合计约占广东省统调装机的23.38%，是广东省规模最大的电力上市公司。新能源方面，近两年公司光伏、风电的装机容量及占比大幅提升，截至2023Q1，风光合计装机252万千瓦，装机容量占比由2020年的2.34%提升至8.5%。从机组质量来看，目前公司60万千瓦及以上的火电机组占比约59.68%，热电联产机组占火电装机约34.80%，高参数、大容量机组具有效率高、煤耗低、运行稳定以及环保性能优越等优势。 图表3：公司装机结构变化 图表4：公司光伏、风电装机容量及比例变化（万千瓦） 1.3煤电收入占绝对比重，电价和煤价主要影响公司盈利 装机及发电量增长支撑公司营收上行。随着煤电及新能源机组大幅投产，公司过去两年发电量及营收保持高速增长。2020-2022年，发电量从737.5亿千瓦时提升至1140.6亿千瓦时，增幅达54.7%；营收从283.3亿元提升至526.6亿元，增幅达85.9%。营收拆分看，2022年公司售电业务收入518.9亿元，同比增长19.1%，其中煤电营收406.3亿元，同比增长15.1%；气电营收81.1亿元，同比增长27.3%；风电营收26.6亿元，同比增长94.3%。2022年，山东高唐分布式光伏项目、山西洪洞项目等光伏项目投产，光伏发电首次创收0.1亿元。 图表5：2018-2022年公司总营收情况（单位：亿元） 图表6：公司售电业务收入拆分 图表7：2018-2022年公司发电量（单位：亿千瓦时） 图表8：2018-2022年公司上网电量（单位：亿千瓦时） 电价与煤价主要影响公司盈利，2021-2022年公司业绩承压。公司电源结构中煤电机占比69.2%，所以电价与煤价是影响公司盈利的主要因素。由于燃料价格高位运行叠加电价传导不顺，公司过去两年业绩承压，2021-2022年毛利率和净利率均落至负区间，归母净利润亏分别亏损31亿元、30亿元。2023Q1，公司实现归母净利润0.88亿元（上年同期亏损4.5亿元），毛利率回正至7.6%，净利率回正至0.67%。 图表9：2018-2022年公司归母净利润情况（单位：亿元） 图表10：2023Q1毛利率、净利率回正 图表11：2023Q1公司火电平均上网电价较2022年提升6.4% 图表12：2023Q1公司火电度电燃料成本较2022年下降4.2% 债务规模不断攀升，资产负债率已达79%。2022年以来，电价的提升及税费返还使得公司经营活动现金流小幅增长（截至2023Q1为2.99亿元），但与历史较好水平仍有差距。同时，近两年公司投资活动现金流保持高位，且需要对外筹资来支持新项目的投资，致使债务规模大幅攀升。截至2023Q1，公司总负债达1085亿元，其中短期借款、长期借款分别为189.3亿元、472.3亿元，占总负债的17.4%、43.5%，总资产负债率为78.97%。 图表13：2018-2022年公司现金流情况（单位：亿元） 图表14：公司负债结构变化（单位：亿元） 2.火电：量价齐升叠加成本改善，火电资产或迎来底部反转 2.1火电盈利修复空间巨大 2.1.1煤价中枢理性回落，长协煤落实力度加强，燃料成本下行可期 23年国内外煤价中枢下行，全年火电成本改善可期。年初以来动力煤的供给相对充足、需求相对疲软。国内产量方面，2023年1-8月全国原煤产量为38.6亿吨，同比增长4.4%，继续保持平稳较快增长；进口煤方面，上半年进口煤量实现超预期增长，2023年1-6月累计进口动力煤1.67亿吨，同比增长98.1%。上述情形造成动力煤价格的大幅回落，6月中旬市场煤价触底至751元/吨，截至7月20日，秦皇岛山西产动力煤（Q5500）市场价格为882元/吨，较年初（1月3日）的1169元/吨下跌24.6%；印尼煤（Q5500）库提价为916元/吨，较年初（1月3日）的1224元/吨下跌25.2%。8月份以来，进口煤价格倒挂引起淡季不淡，但后续缺乏支持动力，长期来看仍会下行至合理区间。 长协煤保障力度持续加强，进一步支持盈利修复空间。国家发展改革委先后发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，其中，1439号文明确放开全部燃煤发电量上网电价和“基准价+上下浮动不超过20%”的机制，303号文规定秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格范围为每吨570-770吨（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区的出矿环节中长期交易价格合理区间。今年长协落实力度再加强，2022年10月发改委发布《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，提出对动力煤资源签订量不低于75%要求，并确定2023年基准价格675元/吨，较2022年度下调25元，并强调履约严格执行否则进行惩戒措施。 图表15：2023年1-8月全国原煤产量同比增长4.4%（万吨） 图表16：2023年7月秦港煤炭库存仍处于历史较高水平（万吨） 图表17：印尼煤、澳洲煤价（单位：元/吨） 图表18：秦皇岛港平仓价:动力煤(Q5500):山西产(单位：元/吨) 2.1.2广东长协电价顶格上浮20%，现货市场亦有上浮空间 2023年广东省年度交易电价近乎顶格上浮，涨幅领先全国。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》，提出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。2022年度广东双边协商交易均价为497.04元/兆瓦时，较基准价仅上浮7.4%。2023年度广东省双边协商交易均价为553.88元/兆瓦时，较基准价上浮19.6%，逼近顶格线。2023年公司年度长协电量约占七成，2023年综合上网电价预计将因此显著同比提升。 现货市场仍有上浮空间，零售侧浮动费用有望增厚盈利。《广东省能源局国家能源局南方监管局关于2022年电力市场交易有关事项的通知》中提出一次能源价格传导机制，以及可按“固定价格+联动价格+浮动费用”模式签订零售合同，浮动费用为可选项（0-0.02元/千瓦时），电价无法覆盖的成本可向下游用户侧疏导，使电厂加深市场化电价受益空间。 图表19：广东2023年度交易成交均价同比大幅上涨10.3% 2.1.3广东现有装机以火电为主，高温催化供需矛盾 广东省发电装机中火电占比60.1%，中长期仍是省内主力电源。2022年广东省发电装机容量171.03GW，其中煤电68.58GW（占比40.1%）、气电34.23GW（占比20.0%）、水电9.44GW（占比5.5%）、核电16.14GW（占比9.4%）、并网风电13.54GW（占比7.9%）、并网太阳能14.81GW（占比8.7%），另有生物质发电等其他电源装机14.30GW（占比8.4%）。今年高温极端天气下，南方区域电力供需形势趋紧。 7月11日南方电网电力负荷达2.272亿千瓦，创历史新高。据南方电网预计，今年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达2.45亿千瓦，同比增长10%。火电具备调峰和容量支持特性，在负荷高峰期的保供价值将再次凸显。 十四五期间广东用电量年均增长4.9%，电力紧缺仍将持续。广东是全国电力紧缺大省，2022年广东全社会用电量7870.3亿千瓦时，发电量6102.2亿千瓦时，电力缺口1768.1亿千瓦时。据《广东省能源发展“十四五”规划》，预计2025年，广东全社