事件： 3 月 29日晚粤电力 A 发布 2023年业绩， 2023年公司实现营业收入597.08亿元，同比上升 13.38%； 实现归母净利润 9.75亿元， 实现扭亏为盈。 公司 23Q4单季度实现营业收入 145.33亿元，同比上升 10.31%，环比下降 13.67%。 由于计提 12.92亿元减值影响， 23Q4实现归母净利润-7.52亿元，同比减亏 5.32亿元。 点评： 火电板块： 降本增效成果显著，盈利能力有所恢复 1）装机及电量：继续加码煤电气电项目，用电需求持续增长。 2023年，公司在建火电规模 1267.42万千瓦。 2023年，火电板块新增投产粤华气代煤项目 66.7万千瓦， 2024年 1-3月投产肇庆鼎湖天然气项目 46万千瓦，惠州大亚湾石化区综合能源站项目 66.5万千瓦。 我们预计公司在建火电机组有望在 2024-2026年间密集投产，为火电板块电量增长带来成长空间。 同时，受益于广东用电量需求的持续增长，公司售电量稳步提升。 2023年，公司累计完成火电发电量 1141.50亿千瓦时，同比增加5.03%；其中煤电完成 956.39亿千瓦时，同比增加 2.15%，气电完成185.11亿千瓦时，同比增加 23.09%。 2）电价： 23年受益于广东电价的顶格上浮，但 24年面临电价回落压力。 公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。 2023年广东年度电力交易价格实现顶格上浮，在年度长协可锁定大部收入的背景下，助力公司收入端改善明显。 2023年公司火电上网电价为 0.58元/千瓦时（含税），同比上升 0.4元/千瓦时，同比上涨 7.41%。 然而， 根据广东电力交易中心于 2023年 12月公布的交易结果，全省 2024年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度 集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量2431.14亿千瓦时，成交均价 465.64元/千千瓦时（含税， 下同），同比上年下降 88.24元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，公司 2024年面临电价回落压力， 公司有望通过持续优化电力市场交易策略， 降低电价回落的负面影响。 3） 成本： 受益于国内外煤炭均价同比回落，燃料成本下降。 公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。 受益于 2023年国内外煤炭平均价格的同比回落，尤其是进口煤价同比较大幅度下行，公司 2023年燃料成本同比出现大幅改善。 2023年， 公司全年发电燃料成本 402.66亿元，同比下降 6.90%； 2023年实现火电度电燃料成本 0.353元/千瓦时（不含税），同比下降 11.31%。 展望 2024年，公司有望进一步严控各项成本费用、 控制燃料采购成本，带动火电度电成本的进一步降低。 绿电板块： 装机电量增长较为可观，“十四五” 后两年成长空间广阔。 1）装机电量： 2023年，公司新能源板块装机和电量增长较为可观。其中，风电装机新增 45万千瓦，同比增长 19.19%；光伏装机新增 197.3万千瓦。上网电量方面，风电完成 47.18亿千瓦时，同比增加 14.63%； 光伏完成 3.76亿千瓦时， 上年同期为 0.03亿千瓦时。 2）电价： 2023年，公司风电板块实现度电上网电价 0.70元/千瓦时（含税），同比下降4.11%；光伏板块实现度电上网电价 0.30元/千瓦时（含税），同比下降44.44%。 3）展望： 根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到 1400万千瓦。 风电方面， 广东海风资源禀赋较好。 8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值： 由于广东 24年电价回落，我们下调公司 2024-2026年的归母净利润预测至分别为 20.25亿、 27.83亿、 34.45亿，同比增速 107.8%/37.4%/23.8%；对应 3月 29日收盘价 5.17元的 PE 分别为13.40/9.75/7.88倍，维持“增持”评级。 风险因素： 国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

事件： 粤电力 A 发布 2023 年报， 报告期内公司实现营业收入 597.08 亿元，同比+13.38%， 归母净利润、 扣非归母净利润分别为 9.75、 10.94 亿元， 均同比扭亏为盈， 经营净现金流 84.66 亿元， 同比+472.03%， 全年毛利率 14.63%，同比+14.99pct。 结合经营数据， 我们点评如下：火电： 煤电业务快速修复至度电毛利 0.0632 元， 火电仍将处于大额资本开支期， 公司煤电、 气电上网电量分别为 897.35、 181.44 亿度， 分别同比+2.20%、+23.02%。 整体利用小时数同比提升 124h 至 4234h。 火电综合售电价格受 2023年煤电年长协电价同比上涨带动， 公司火电平均上网电价同比提高 0.04 元/度提升至 0.58 元/度。 营业收入端， 煤电、 气电分别同比+8.91%、 +40.47%。 成本端下降为公司利润释放的核心驱动力， 全年公司燃料成本合计 402.66 亿元， 同比-6.9%， 火电度电燃料成本为 0.3733 元/度， 同比降低 0.0484 元/度。 受此带动， 煤电毛利率同比增长 19.60pct 至+12.82%， 毛利润 56.72 亿元， 度电毛利 0.0632 元， 归母净利润 8.65 亿元， 度电归母净利 0.0096 元。 此外，公司火电预计仍将保持大额资本开支， 当前火电在建项目装机容量合计约12.67GW， 为中期内公司主要开发方向， 当前公司在建工程合计 299.91 亿元。 绿电： 绿电仍保持高速扩张， 风光合计在建装机约 6.59GW。 2023 年， 公司风电上网电量同比+14.63%， 上网电量 47.18 亿度， 而光伏则处于投产初期，全年上网电量 3.76 亿度， 两者年内合计贡献归母净利润 3.52 亿元， 同比+7.9%。 截至 2023 年底， 公司风电、 光伏并网装机容量分别为 2.80、 2.15GW，在建规模分别为 0.6、 5.99GW， 预计绿电仍将保持高速扩张。 投资建议： 维持“增持”评级。 我们调整公司 2024-2026 年归母净利润预测分别为 11.83、 14.38、 19.26 亿元， 分别同比+21.4%、 +21.5%、 +33.9%， 对应 3月 29 日收盘价 PE 估值分别为 22.9x、 18.9x、 14.1x。 风险提示： 动力煤价格大幅上行、 市场化交易导致电价波动风险、 宏观经济风险、 煤炭进口量波动

第三季度营收微升， 归母净利润大幅增长。 2023年前三季度， 公司实现营收451.75亿元（+14.41%） ， 归母净利润 17.27亿元（+201.15%） ， 扣非归母净利润 17.11亿元（+198.49%） 。 其中， 第三季度单季营收 168.34亿元（-0.24%） ， 归母净利润 8.70亿元（+359.40%） ， 扣非归母净利润 8.62亿元（+352.27%） 。 前三季度公司营业收入同比增长的原因在于电力市场需求稳步回升以及公司新能源项目有序推进投产， 发电量、 上网电量同比增加，2023年前三季度公司发电量 914.52亿千瓦时（+6.47%） ， 上网电量 864.56亿千瓦时（+6.68%） ； 公司归母净利润实现扭亏为盈主要系煤价下降及电价上浮影响。 新能源建设持续推进， 在建项目规模较大， 项目资源储备较为充足。 2023年前三季度， 公司新增新能源装机 43.32万千瓦， 均为光伏发电项目， 截至2023年 9月， 公司风电、 光伏等新能源累计投运装机容量为 295.47万千瓦，其中海上风电、 陆上风电、 光伏分别为 120、 114.5、 60.98万千瓦。 在建项目方面， 截至 2023年 6月， 公司在建阳江青洲一、 二海上风电项目、 新疆莎车光伏项目等合计装机容量超 4GW； 同时， 公司持续拓展新能源项目资源，截至 2023年 6月， 公司取得备案及核准的新能源项目 1180万千瓦。 公司在建项目规模较大， 且新能源项目资源储备较为充足， 未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 电改持续推进， 火电盈利有望趋于稳定。 新一轮电改启动， 主要聚焦于加快新型电力系统建设， 随着电改持续推进， 火电将逐步由主体电源转为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价收入将成为火电重要的收入来源， 火电盈利受煤价波动的影响变小， 盈利更加稳定。 风险提示： 用电量下滑； 电价下滑； 新能源项目投运不及预期； 煤价上涨； 行业政策变化。 投资建议： 上调盈利预测。 由于煤价同比下降， 上调公司盈利预测， 预计2023-2025年公司归母净利润分别为 24.7/32.8/41.1亿元（原预测值分别为20.6/29.2/40.7亿元） ， EPS 为 0.47/0.62/0.78元， 当前股价对应 PE 为11.4/8.6/6.8x。 给予公司 2024年 10-11倍 PE， 对应 6.24-6.78元/股合理价值， 较目前股价有 16%-28%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

事件： 10 月 30 日晚粤电力 A 发布 2023 年三季报业绩， 2023 年一至三季度公司实现营业收入 451.75 亿元，同比上升 14.41%； 实现归母净利润 17.27亿元，同比增长 201.15%； 其中，单三季度实现营业收入 168.34 亿元，同比下降 0.24%，环比增加 10.06%；实现归母净利润 8.70 亿元，同比增长353.14%，环比增长 13.28%。 点评： 火电成本大幅下行而电价维持高位， 助力公司三季度业绩持续修复。 1）成本端： 公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。 受益于 5 月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本三季度同环比均出现大幅改善。 公司前三季度发电燃料成本 304.21 亿元，同比下降4.85%；单三季度发电燃料成本 106.27 亿元，同比下降 22.93%。 2023 年三季度公司实现火电度电燃料成本 0.316 元/千瓦时，同比下降 18.01%，环比下降 12.25%。 2） 收入端： 广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位， 带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。 2023 年一至三季度公司售电均价为 583.19 元/千千瓦时（含税，下同），同比上升 40.25元/千千瓦时，同比上涨 7.41%。 成本收入两端实现此消彼长，助力公司三季度业绩持续修复。 电力消费需求有望持续增长， 公司售电量稳步提升。 2023 年前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量 914.52 亿千瓦时，同比增加 6.47%；其中煤电完成 724.02 亿千瓦时，同比增加 2.47%，气电完成 146.74 亿千瓦时，同比增加 28.30%，风电完成 33.87 亿千瓦时，同比增加 13.59%，水电完成 2.97 亿千瓦时，同比增加 1.02%，生物质完成 5.18 亿千瓦时，同比减少 1.33%，光伏完成 1.74 亿千瓦时，去年同期为 0。展望四季度及明年， 经济有望持续平稳恢复， 电力消费有望持续增长， 公司售电量有望持续提升。 同时，由于广东电力负荷持续增长， 5 月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比 5 个百分点， 煤电装机规模调增超 1000 万千瓦。公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。目前公司在建煤电规模 800 万千瓦， 我们预计有望于 2024-2025 年逐步投产；在建气电规模 545.6 万千瓦， 我们预计有望今年投产约 500 万千瓦。 绿电“十四五” 成长空间广阔，风电增长助力火绿协同。 根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到 1400 万千瓦。 风电方面， 广东海风资源禀赋较好。 8 月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。 光伏方面， 公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行， 公司光伏装机规模有望加速提升。同时， 公司火电板块盈利及现金流的大幅改善， 或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值： 公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续； 绿电板块规划体量可观，火绿协同发展有望打开成长空间。 由于火电燃料成本端价格降幅不及预期， 我们下调公司 2023-2025 年的归母净利润预测分别为 26.70 亿、 38.85 亿、 50.56 亿， 同比增速188.88%/45.50%/30.14%； 对应 10 月 30 日收盘价 5.42 元的 PE 分别为 10.66/7.33/5.63 倍， 维持“增持”评级。 风险因素： 国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

事件：2023 年 8 月 30 日，公司发布《2023 年半年度报告》，23H1 公司实现营收283.41 亿元，同比+25.34%，实现归母净利润 8.57 亿元，同比+162.44%，实现扣非归母净利润 8.49 亿元，同比+160.8%，业绩符合预期。 Q2 业绩高增，降本增效促费用率下降单季度来看，公司 2023Q2 实现营收 152.95 亿元，同比+36.29%，实现归母净利润 7.68 亿元，同比+183.21%，实现扣非归母净利润 7.74 亿元，同比+182.57%，主要系发电量&上网电价提升，同时煤价逐季下行。 23H1 公司实现毛利率 11.23%（同比+13.45pct），实现净利率 4.13%（同比+13.52pct），销售费率/管理费率/财务费率分别为 0.13%/1.95%/4.05%，分别同比变化为 0pct/-0.16pct/-0.73pct，精细化管理推动费率降低。 电量&上网电价提升促营收增长，煤价下行改善利润23H1 公司上网电量同比+15.34%，售电均价为 591.86 元/kWh（含税），同比提升 49.12 元/kWh（同比+9.05%），分类型来看，燃煤/燃气/风电营收分别同比+21.37%/56.13%/10.12%，电量&电价双提升促进业绩增长。 我们以广州港 Q5500 印尼煤计算，2023 年 Q1/Q2 均价分别为 1117/1037 元/吨（Q2 相对 Q1 下降 7.15%），我们统计 7 月 1 日至今均价为 923 元/吨（相对 Q2 下降 11.02%），煤价逐季下降促煤电业绩逐季释放。 广东高负荷地区用电需求高，绿电项目充沛增成长性公司电站资产主要位于广东地区，依据广东电力交易中心数据，2023 年 1-6 月，广东全社会用电量同比+7.5%，广东省最高统调负荷同比+10.4%，高用电量+高负荷保障地区电站高利用小时数。 23H1 公司新增光伏项目 6.75 万千瓦，在建项目合计 442 万千瓦，取得备案及核准新能源项目约 1180 万千瓦，公司阳江青洲一、二海上风电项目有望 23 年底、24 年底建成并网，新能源成本下降有望促公司装机提速。 盈利预测、估值与评级我们预计公司 2023-25 年收入分别为 612.1/692.4/878.2 亿元，对应增速分别为 16.23%/13.13%/26.83%，归母净利润分别为 30.96/35.09/45.42 亿元，对应增速 203.1%/13.31%/29.47%，EPS 分别为 0.59/0.67/0.87 元/股，PE 分别为 10.8/9.5/7.4。鉴于公司区位优质，“火+绿”协同发展，我们给予公司 24 年 12 倍 PE，目标价 8.04 元，维持“买入”评级。 风险提示：电站建设不及预期，煤价波动，电力市场改革

事件：8月30日晚粤电力A发布2023年半年报业绩，2023年上半年公司实现营业收入283.41亿元，同比上升25.34%；实现归母净利润8.57亿元，同比增长162.44%；其中，单二季度实现营业收入152.95亿元，同比增长36.29%，环比增加17.24%；实现归母净利润7.68亿元，同比增长182.94%，环比增长772.73%。 点评：分板块来看，火电盈利大幅改善，新能源利润同比下滑。2023H1公司煤电板块实现营收208.38亿元（同比上升7.70%），毛利率7.70%（同比增加16.79pct），实现归母净利润2.07亿元；气电板块2023H1实现营收54.04亿元（同比上升56.13%），毛利率12.27%（同比增加11.54pct），实现归母净利润2.54亿元；火电板块合计实现归母净利润4.61亿元，同比大幅增长123.52%。同时，2023H1公司风电板块实现营收15.35亿元（同比上升10.12%），毛利率49.68%（同比下降9.28pct）；光伏板块实现营收0.20亿元，毛利率70.83%，新能源板块2023H1合计实现归母净利润3.01亿元，同比下滑6.81%。 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司扭亏为盈。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本二季度以来同比出现大幅改善。2023年上半年公司实现火电度电燃料成本0.392元/千瓦时，同比下降5.71%。我们预计下半年火电的度电燃料成本有望进一步下行。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年上半年公司售电均价为591.86元/千千瓦时（含税，下同），同比上升49.12元/千千瓦时，同比涨幅9.05%。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年上半年，公司实现上网电量534.81亿千瓦时，同比+15.36%。其中煤电421.46亿千瓦时，同比+13.13%；气电84.00亿千瓦时，同比+28.73%；风电24.94亿千瓦时，同比+17.24%。展望下半年，疫后经济复苏助力电力消费回暖，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。 公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。 目前公司在建煤电规模800万千瓦，预计于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，预计今年投产约500万千瓦。绿电“十四五”装机成长空间广阔。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好，公司已参与广东省海上风电项目竞争配置，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展打开成长空间。我们维持公司2023-2025年的归母净利润预测分别为37.83亿、46.09亿、52.17亿，同比增速225.93%/21.85%/13.17%；对应8月30日收盘价6.36元的PE分别为8.83/7.24/6.40倍，维持“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

广东最大省属发电企业，从“以火为主”到“火绿协同”。公司为广东省国资委控股的最大省属发电企业。截至2023年Q1，公司拥有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。公司现有资产以火电机组为主，“十四五”以来火绿协同发展。截至2022年末，公司煤电机组2055万千瓦，占比达69.20%。目前公司主要在建的火电机组1345万千瓦，其中煤电机组800万千瓦，气电机组545万千瓦；新能源在建项目合计装机容量422.8万千瓦，已核准备案的新能源项目规模约1100万千瓦。煤电收入占比高，电价与成本改善驱动公司实现扭亏。公司煤电售电收入占比较高，风电售电收入占比增长较快。近两年燃料成本上升使得公司经营性净现金流有所下降，同时资产负债率上升至79%。 2023Q1以来，公司火电板块盈利和现金流逐步修复，且融资渠道通畅，后续持续投资能力有所保障。 火电“量价本”三重因素共振，盈利改善可期。根据我们研究，成本端：煤炭长协比例较低，进口占比较高，煤电成本端改善弹性较大。公司电煤长协占比较低，进口煤占比较高。展望年内，2023年上半年以来，国内外煤价大幅下行。在当前煤炭供给增量有限，迎峰度夏强力电煤保供背景下，我们预计下半年煤价将在当前价格区间内震荡企稳，全年均价有望较去年中枢下移，煤电板块成本端改善弹性较大。收入端：广东作为电改前沿省份，23年电价上浮明显，后续收入仍有望增厚。电力年度长协占比较高，年度长协可定价大部电量。2022年广东省年度长协电价仅上浮9.71%，电价疏导成本能力有限。2023年广东省年度长协电价较基准价上涨19.63%，几乎实现顶格20%上浮。我们认为，受益于电力长协电价提升，公司收入端有望大幅改善。成长性：缺电背景下广东加码传统电源建设，火电有望迎来新周期和价值重估。电力尖峰负荷持续高增长，云南开年干旱情况延续至今，广东外来电情况或将不及预期。南方电网区域已开始迎峰度夏，我们认为省内局部区域电力供需矛盾或将再度激化。在缺电背景下，公司“十四五”火电装机规划已有所调整，加码煤电气电项目。 绿电成长空间广阔，持续关注规划落地节奏。广东海风资源禀赋较好，省补接力国补助力装机增长，2022年至2024年并网的海上风电项目可获得1500/1000/500元/kW的省级补贴。公司现有绿电资产以海上风电为主，我们认为省补退坡前有望加速推进。据我们估计，在2025年省补完全退坡前，公司风电装机有望实现较快增长。光伏装机从零开始，立足广东布局全国。公司光伏业务自“十四五”初起步发展，粤新青贵四省区广泛布局。硅料产能逐步释放导致组件价格加速下降，国内光伏装机有望实现加速放量。我们预计随着硅料产能释放，后续组件价格有望继续下降，公司光伏装机有望实现快速发展。 盈利预测与投资评级：成本端燃料价格弹性较大，港口海外煤价下行公司直接受益。公司年长协煤占比较低，海外进口煤占比近半。在当前全球能源价格趋势重新回归基本面的情况下，公司成本端有望直接受益。营收方面，省内高电力消费需求叠加电改持续推进，售电量价有望长期向好。广东经济较为发达，电力消费需求有望持续增长，且广东电改推进较快，电价疏导机制较为成熟完备。我们认为，公司售电量和电价均有望实现进一步增长，量价两端长期向好。未来火绿协同发展，绿电业务进一步打开成长空间。我们预测公司2023/2024/2025年归母净利润为37.83/46.09/52.17亿元，EPS为0.72/0.88/0.99元，对应7月14日收盘价的PE分别为10.40X、8.53X、7.54X，首次覆盖给予“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

事件: 粤电力 A 发布 2022年年报：2022年公司实现收入 526.61亿元，同比增长 18.5%；实现归母净利润-30.04亿元，上年同期为-29.28亿元（调整后）。2022Q4公司实现收入 131.75亿元，同比增长 12.9%；实现归母净利润-12.84亿元，上年同期为-29.3亿元。 投资要点: 电价上浮及风电电量高增拉动公司 2022年收入同比+18.5%。2022年公司收入同比+18.5%，主要是因为整体平均上网电价（含税）同比+16.8%。分业务来看，煤电/气电/风电业务收入分别同比增长15.1%/27.3%/94.3%。风电收入高增，主要是因为公司 2021年新增并网 1GW 海风项目，拉动风电发电量同比+86.4%。 至暗时刻已过，煤电业绩有望迎来反转。2022年公司归母净利润-30.0亿元，其中，煤电/气电/新能源/本部投资业务归母净利润分别为-39.5/1.9/3.3/10.4亿元，煤电是公司亏损的主因。2022年公司煤电度电净利-4.5分/千瓦时。展望未来，我们认为一是 2023年进口煤价格中枢有望回落叠加广东煤电市场化交易电价上浮，公司煤电业绩有望改善；二是公司规划“十四五”煤电新增装机 8GW，当前火电（含气电）在建 7.46GW，项目陆续投产有望为煤电业务注入成长动力。 台风侵袭或影响 2022年业绩，风光在手项目充足保障业绩高增。 2022年公司新能源业务收入 26.7亿元（风电 26.6亿元），归母净利润 3.3亿元，公司阳江风电部分资产受台风侵袭而无法正常运行，或影响 2022年新能源业务业绩。截至 2022年底，公司风电装机2.35GW(含海风 1.2GW)，光伏装机 0.18GW，2022年新增装机0.37/0.18GW，在建 1.0/2.3GW。“十四五”公司规划新增装机陆风1.6GW、海风 2.8GW、光伏 9.6GW，远超当前装机量。公司在手项目充足，截至 2022年底，公司新增核准备案的光伏项目已达 9.4GW，较 2021年的 2.6GW 大幅提升。 投资需求增加拉动资产负债率同比 +6.8pct，财务费用率同比+1.0pct。2022年公司期间费用率同比+1.7pct 至 8.8%，主要是因为财务费用率和研发费用率增加。2022年公司财务费用率同比+1.0pct 至 4.1%，主要是公司投资和周转资金需求增加，债务融资 规模扩大，拉动公司资产负债率同比+6.8pct 至 78.2%。2022年公司研发费用率同比提升 1.0pct 至 2.3%，主要是公司及下属单位加大研发投入和完善研发费用归集管理所致。 盈利预测和投资评级：展望 2023年，公司火电业绩有望改善，新能源有望注入成长动力。我们预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 15.0/24.8/31.9亿元，对应 PE 分别为 22/13/10倍。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：政策变动风险；电力需求不及预期；电价下滑；煤价大幅上涨；政策执行力度不及预期；装机不及预期。

收入稳步增长，净利润大幅下滑。2022年前三季度，公司实现营业收入394.86亿元（+20.42%），归母净利润-17.20 亿元（-597.48%），扣非归母净利润-17.50 亿元（-323.71%）。2022 年第三季度单季度，公司实现营业收入168.75亿元（+38.36%），归母净利润-3.44 亿元（+40.02%），扣非归母净利润-3.50亿元（+48.52%）。公司收入增长主要系发电量和电价增加。前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量858.96 亿千瓦时，同比增加2.76%；完成上网电量810.44 亿千瓦时，同比增加2.31%；上网电价方面，截至2022 年9月30 日，公司平均上网电价为542.94 元/MWh（含税），同比增加84.15 元/MWh。净利润出现大幅下降主要系燃料成本增加影响，公司前三季度发电燃料成本319.72 亿元，同比增加63.09 亿元，增幅24.58%。 公司火电业务有望迎来盈利修复。国家政策推动煤炭保供调价，煤炭长协覆盖率、执行率和履约率提升，公司火电燃料成本有望下行；同时，受供需格局影响，预计未来下水煤价格或出现下行，促进公司火电盈利改善。煤电市场化交易电价上浮，以及广东省出台一次能源价格传导机制，将有助于公司对冲燃料成本压力，促进公司火电盈利修复。 十四五期间新增装机规模大，贡献增量业绩。根据公司十四五规划，十四五期间，公司将新增新能源装机1400 万千瓦，其中新增陆上风电项目装机规模约160 万千瓦，新增海上风电项目装机规模约280 万千瓦，新增光伏发电项目装机规模约960 万千瓦。截至21 年，公司新能源装机规模为1.97GW，意味着2022-2025 年新增装机容量12GW，年均新增装机容量为3GW 左右。此外，十四五期间，公司力争分别新增煤电、气电装机600、1000 万千瓦，推动公司业绩进一步增长。 风险提示：行业政策不及预期；用电量下滑；煤价持续高位；电价下滑；新能源项目投运不及预期。 投资建议：预计归母净利润分别为-19.0、15.6、21.2 亿元，EPS 为-0.36、0.30、0.40 元，当前股价对应PE 为-14.3、17.4、12.8x，对应PB 为1.3、1.2、1.1x。公司火电业务盈利修复有望持续，且风光新能源装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。由于公司目前装机仍以火电为主，考虑到火电的重资产属性，对公司合理价值测算采用PB 估值法。给予公司2023 年1.4-1.5倍PB，对应6.20-6.64 元/股合理价值，较目前股价有20%-29%的溢价空间，首次覆盖，给予“买入”评级。

煤电业务2022年有望改善。煤价高企导致公司2021年前三季度发电燃料成本上涨至227亿元。增幅达95.46%，根据公司业绩预告，预计2021年归母净利润亏损29-35亿元。预计今年煤价中枢有望在相对高位企稳，测算结果表明，在基准价770元/吨、电价上浮10%的情况下，公司煤电度电净利润为0.015元/kwh，煤电业务有望扭亏。 市场化交易占比较大，受益价差“由负转正”。公司2020年市场化交易电量比例高达83.85%，在省内市占率接近24%。2022年广东年度交易成交均价达497.04元/兆瓦时，较基准价溢价9.72%，公司有望受益。 “以大代小”+“以气代煤”，传统业务优化进行时。公司煤电业务正通过“以大代小”+“以气代煤”进行优化，“十四五”期间公司气电计划新增6GW，通过大机组运行降低供电煤耗，也可带来稳定的增量现金流，不会给公司转型新能源带来额外的负担。 2021年新能源装机放量，即将贡献业绩。2021年，公司新增控股装机661.72万kw 中，海风100.35万kw、陆风35.77万kw、光伏0.4万kw，风光新增占比超20%，尤其是新增的百万千万海上风电，将在2022年为公司带来显著的业绩增量。 从大湾区到全国，“十四五”新增新能源装机14GW。公司计划“十四五”期间新增14GW 新能源（初步预计风电约7GW，含海上风电约2.8GW，光伏约7GW），2022-2025年的4年CAGR 为63.18%，凸显了公司大力转型新能源的雄心。海风方面，公司已经投产1.2GW、在建1GW，进度超预期。公司2021年加大了在新疆、青海、贵州和广西等地布局新能源的力度，已经锁定近10GW 的新能源储备资源。 盈利预测。预计2021/2022/2023年实现营收为465.52/542.6/540.32亿元，归母净利润为-30.86/24.4/33.55亿元，EPS 为-0.588/0.465/0.639元，对应PE 为-7.52/9.51/6.92倍。考虑到煤电业务有望扭亏、新能源业务今年贡献增量业绩且“十四五”期间保持高速增长，给予公司2022年14-17倍PE，对应股价为6.5-7.9元，维持公司“推荐”评级。 风险提示：新能源装机不及预期，用电量不及预期，煤价大幅波动。

事件 公司发布2018年报:全年营收274亿元,同比增2.87%;归母净利润4.74亿元,同比减36.16%;EPS为0.09元/股,同比减35.71%。资产减值损失2.52亿元,同比增加72.68%。Q1-Q4归母净利润为:0.06、4.43、4.90、-4.64亿元,同比变化分别为:104.98%、81.49%、-25%、-1094.29%,公司下半年业绩同比明显下滑。18年利润分配方案为:每10股派发红利0.6元(含税)。 18年售电量同比增长,电价下滑、煤价高企拖累公司业绩 公司18年售电量709.84亿千瓦时,同比增4.4%;其中,H1售电量363.11亿千瓦时,同比增12.61%;H2售电量346.73亿千瓦时,同比降2.96%,拖累全年增速。广东省H1用电量增速高达9.28%,下半年受贸易战等影响增速下滑,全年增速降低至6.11%;全年西电送广东电量同比增长8.5%;叠加新增核电、限煤等因素,公司电量增长受到严重挤压。未来随着广东经济增长,省内用电量提高有望带动公司发电量提升。 市场化交易价差扩大,公司售电均价持续下降,煤价拖累公司业绩。公司全年售电均价为441.99元/兆瓦时,同比降2.17%;H1售电均价为439.58元/兆瓦时;下半年市场化折价收窄,全年电价高于上半年电价。从2018开始,广东的月度集中竞价价差持续走低,2019年4月统一出清价为-28.8元/兆瓦时,相比1-3月的-35.05、-37.2、-34.05元/兆瓦时大幅收窄,是广东自开展月度竞价交易以来的历史最低值。我们认为在广东省双控政策管控下,省内电力市场供需格局逐步改善,市场化折价将持续收窄。18年煤价居高不下、公司发电量增长,公司燃料成本同比增0.92%。 清洁能源占比逐渐提高,电价、煤价促进19年Q1业绩预增1466%-1988% 公司18年关停沙角A厂1号机组(21万千瓦)并计提减值损失,19年将关停2、3号机组,23年将关停4、5号机组。18年-19年Q1惠州天然气发电二期#4、#5、#6机合计140万千瓦装机投产,18年徐闻风电共计9.35万千瓦投产;至19年Q1,公司可控装机2143万千瓦,煤机、气电、风电水电分别为1714、374、55万千瓦。公司将大力发展海上风电,18年新核准海上与陆上风电共计175.7万千瓦。 19年Q1公司发电量144.93亿千瓦时,同比减10.10%;受装机减少、省内统调煤电减少影响,公司煤电发电量121.49亿千瓦时,同比减18.16%;受装机增加、省内统调增加影响,公司气电、风电、水电发电量分别为20.40、2.22、0.82,同比增89.16%、44.98%、83.06%。一季度煤价下降、市场电让利幅度同比收窄,公司发电毛利同比增加,归母净利0.9-1.2亿元,同比大幅增长1466%-1988%。 盈利预测:公司18年业绩不达预期,19Q1在清洁能源电量提升、电价提升、煤价下降的影响下,公司业绩表现良好,因此我们调整对公司以上参数预测及盈利预测。我们将公司19-20年归母净利润从12.56、15.82亿元调整到8.81、10.31亿元,对应EPS从0.24、0.30元调整到0.17、0.2元。 风险提示:煤价高企,发电量不及预期,市场化折价过高,火电厂关停

事件 粤电力A发布2018年年报及2019年一季度业绩预告 粤电力A发布2018年年报,报告期内公司实现营业收入274.09亿元,同比增长2.87%;实现归属于上市公司股东的净利润4.74亿元,同比下降36.16%,对应EPS为0.09元。公司加权平均ROE为2.02%,同比下降1.14个百分点。另外,公司发布了2019年一季度业绩预告,公司一季度归母净利润预计为9000万元-1.2亿元,同比上升1466%-1988%。 简评 市场化折价扩大叠加高煤价,公司18年利润有所下滑 根据公司年报,2018年公司实现上网电量709.87亿千瓦时,同比增加4.4%,但由于广东省电力市场竞争加剧导致市场化折价扩大,公司平均电价下滑0.98分/千瓦时,报告期内公司售电收入同比增速为2.7%,低于上网电量增速。另一方面,2018年广东煤炭价格维持高位,广东电煤价格指数全年平均为633.02元/吨,同比提升2.6%,公司燃料成本同比上升5.4%达到170.2亿元,对公司利润形成压制。另外,沙角A电厂折旧年限调整使得19年公司折旧增加了1.74亿元,2020-2023年每年将增加约0.49亿元。 19年一季度煤价回落,成本压力有望减轻 2019年1-2月,广东省电煤价格指数平均为589.8元/吨,相比于去年同期下降64.8元/吨,下降幅度9.9%。从目前公司的装机容量构成来看,公司控股装机容量为2095万千瓦,其中燃煤机组1714万千瓦,占比达到81.8%,因此煤价仍然是决定公司盈利最主要的因素。我们认为,虽然今年1-2月内蒙以及陕西的矿难以及安全生产检查导致全国煤炭出现阶段性的供给紧张,但全年来看国内煤炭供需格局仍有望小幅反转,19年全年秦皇岛港5500大卡动力末煤平仓价中枢有望围绕600元/吨波动,煤价中枢下移将使得公司火电板块盈利能力明显改善。 清洁能源有望成为公司新的利润增长点 截至2018年底,公司LNG发电可控装机容量326万千瓦,风电、水电等可再生能源可控装机容量55万千瓦,清洁能源占比合计达到18.2%,同比17年提高了4.3个百分点。2018年4月,公司决定投资建设珠海金湾海上风电项目,项目规划装机30万千瓦,年等效负荷小时数为2389小时,预计年上网电量约为7.17亿千瓦时。根据公司规划,到2020年公司清洁能源占比有望提升至29%左右,未来将大概率成为公司新的利润增长点。 维持“增持”评级 根据我们的测算,在全国用电量增速5%的假设下,随着国内煤炭有效供给的释放,我国煤价中枢有望逐步向绿色区间靠拢。考虑到电力市场化交易未来将逐步趋于理性,让利空间有望收窄,我们判断公司火电板块的盈利将迎来底部反转。另外,清洁能源装机未来将成为公司新的利润增长点,同时也将弱化公司业绩对于煤价的敏感性。我们预计,2019-2021年公司营业收入将分别达到277.95亿元、288.08亿元、302.10亿元,归母净利润分别为7.05亿元、10.92亿元、14.02亿元,对应EPS0.13元、0.21元、0.27元,维持“增持”评级。

售电量总体增长,售电均价持续下降,营业收入小幅上涨。受发电资产减值影响,归母净利润同比大幅下降。2018年公司售电量709.84亿度,同比增长4.4%。因市场电交易占比提升,售电均价同比下降2.18%,营业收入整体仅增长2.87%。同期煤价居高不下,燃料成本占营业成本约74%,增幅0.92%。因沙角A厂1号机组于2018年11月关停,云南临沧水电公司连续三年亏损,两项发电资产分别计提资产减值准备4039.54万元、3079.87万元。惠州LNG电厂二期投产后,两台油气双燃料供热锅炉需同步关停,影响公司归母净利润减少1601万元。2018年度公司整体计提资产减值准备合计2.52亿元,导致全年归母净利润下滑幅度较大。 市场电折价幅度收窄,煤价下跌,一季报预告大幅增长。广东省2019年年度双边协商成交价差为4.51分/度,较2018年的7.43分/度折价幅度收窄了近3分/度。一季度月度集中竞价平均折价幅度为3.54分/度,较2018年同期均值4.15分/度收窄了0.61分/度。1-2月广东省电煤价格指数590元/度,较上年同期下降约10%。受煤价下跌、市场电让利幅度同比收窄影响,公司发电毛利同比增加,预计实现归母净利润9千万至1.2亿元,同比增长1466%~1988%。 顺应能源清洁化大势,持续加码气电和风电项目,2020年公司风电将会盈利业绩爆发期。广东省当前能源清洁化转型果断,未来新增机组将以气电及风电等清洁能源为主。截至2018年末,公司控股煤电1714万kW,LNG发电326万kW、风电等可再生能源55万kW。公司近年来持续加码风电项目开发,2018年新增珠海金湾等核准项目共计175.7万kW。2020年我们预计公司将会投产63万千瓦的风电项目,其中包括50万千瓦的海上风电。2020年底公司风电装机将会达到125万千瓦,较目前增长237%。根据广东省十三五规划,到2020年底,广东省开工建设海上风电装机容量约1200万千瓦以上,其中建成200万千瓦以上。公司作为区域电力龙头,未来有望进一步加码海上风电开发,将海上风电打造为公司新的利润增长点。 盈利预测与评级:考虑到19年初以来区域用电供需格局有所变化,我们下调公司19-20年归母净利润预测为8.25亿和14.25亿(之前预计预计14.08、20.05亿元),新增21年归母净利润预测16.72亿,当前股价对应PE分别为30、18和15。考虑到后续广东区域外来电冲击有可能扩大,下调评级至“增持”。

事件: 粤电力A发布2018年年报。2018年,公司营业收入274亿元,同比增加2.9%;归母净利润4.7亿元,同比减少36.2%;扣非归母净利润4.1亿元,同比减少42.7%。EPS0.09元。此外,公司发布2019Q1业绩预告,预计2019Q1归母净利润0.9-1.2亿元。 点评: 电力业务“量增价减”: 2018年公司全年发电量751亿千瓦时,同比增长4.3%,高于广东省火电发电量增速(4.2%)。我们认为,公司发电量增长的主要原因为装机净增长(惠州天然气二期等新机组投产及沙角A部分机组关停)及区域用电需求提升。另一方面,2018年公司市场交易电量353.8亿千瓦时,同比增长36.3%;市场电量占公司上网电量的比例约50%。受公司市场电规模扩张及折价幅度扩大影响,公司含税售电均价0.44元/千瓦时,同比降低0.01元/千瓦时(降幅2.2%)。 2018Q4亏损,拖累全年业绩: 公司2018Q4归母净利润-4.6亿元,同比亏损幅度增长(2017Q4业绩-0.4亿元),业绩环比由正转负(2018Q3业绩4.9亿元)。我们认为,公司2018Q4亏损的原因包括电量下滑、计提减值等。受经济增速放缓、广东能耗“双控”等因素影响,公司2018Q4上网电量环比下滑8.8%,毛利环比减少4.7亿元。此外,基于沙角A部分机组关停、临沧公司持续亏损等因素考虑,公司2018Q4计提资产减值2.5亿元。受2018Q4拖累,公司2018年全年业绩同比下滑36.2%,业绩增速较前三季度由正转负(2018年前三季度业绩同比增长20.0%)。 2019Q1业绩回暖,关注煤价及市场电折价幅度: 根据公司发布的2019Q1业绩预告,预计2019Q1业绩同比增长0.8-1.1亿元,业绩环比由负转正。我们认为,除市场电折价幅度同比收窄外,煤价下行亦是公司2019Q1业绩回暖的关键要素。2019年1、2月广东电煤价格指数同比分别下降7.9%、11.9%,环比分别下降2.0%、3.5%。公司燃料成本占比较高(2018年燃料成本占营业成本比例约74%),煤价下行时业绩弹性突出。期待煤价下行、市场电折价幅度收窄,进而促进公司盈利持续修复。 盈利预测与投资评级 考虑到公司经营情况变化、以及沙角A电厂折旧调整对公司业绩的影响,我们下调2019、2020年的盈利预测,预计公司2019、2020年的归母净利润分别为12.2、15.3亿元(调整前分别为15.8、18.0亿元),新增2021年的预测归母净利润17.3亿元。预计公司2019~2021年的EPS分别为0.23、0.29、0.33元,当前股价对应PE分别为21、17、15倍,对应PB分别为1.0、1.0、0.9倍。我们看好煤价中枢下行带来的业绩弹性,维持“增持”评级。 风险提示: 市场电折价幅度增加导致综合上网电价超预期下行,电力需求超预期回落,煤价上涨的风险,机组投产慢于预期等。

事件 公司对沙角A电厂部分固定资产折旧年限进行调整 近日公司发布公告称,考虑到沙角A电厂2、3号机组预计于2019年底前关停,4、5号机组预计于2023年底前关停,公司对沙角A电厂部分固定资产折旧年限进行调整,2019年1月1日起开始实施。折旧政策调整之后,公司2019年固定资产折旧预计将增加1.74亿元,2020-2023年固定资产折旧预计每年将增加0.49亿元。 简评 折旧年限调整对公司利润有一定影响 目前,公司沙角A电厂账上尚有固定资产净额10.20亿元,主要为在运机器设备以及房屋建筑物,其中2、3号机组发电及供热设备资产净额1.50亿元,4、5号机组发电及供热设备3.03亿元。本次折旧政策调整后,2、3号机组折旧年限缩短至12个月,4、5号机组折旧年限缩短至60个月。根据公司公告,本次固定资产折旧年限调整预计将减少公司2019年的归母净利润1.74亿元,2020-2023年归母净利润每年将减少0.49亿元。在本次调整前,我们预计2019年公司归母净利润将实现11.76亿元,影响金额占比14.8%,因此本次调整对公司利润有一定影响。 2019年煤价有望回落,公司业绩将迎底部反转 从目前公司的装机容量构成来看,公司控股装机容量为2066万千瓦,其中燃煤机组1735万千瓦,占比达到84%,因此公司的盈利水平主要由煤电决定。2018年,国内煤价持续高位运行,广东省电煤价格指数平均为633元/吨,同比提升2.6%。在国内煤炭有效产能逐步释放以及发电增速下滑带来的影响下,我们判断2019年全国煤炭均价有望回落10%左右,公司火电板块利润也将迎来底部反转。 维持公司“增持”评级 另外,公司公司还积极发展布局风电、气电、水电等清洁能源,不断优化电源结构,2020年清洁能源占比有望提升至29%左右。同时考虑到煤价下滑为公司带来的业绩弹性,我们预计2018-2020年公司营业收入将分别达到269.18亿元、275.42亿元、281.73亿元,归母净利润分别为4.81亿元、10.91亿元、16.98亿元,维持“增持”评级。