公司发布《2023 年年度报告》， 2023 实现营收 102.75 亿元，同比+9.13%，实现归母净利润 8.89 亿元，同比+385.17%， 2023Q4 实现营收 25.75 亿元，同比+4.48%，实现归母净利润 2.43 亿元，同比扭亏为盈， 业绩符合预期。 成本改善促进业绩修复， 用电需求提振上网电量受益煤价下行， 2023 年广州港 Q5500 印尼煤/山西优混分别同比降低20.7%/25.5%， 促进火电业绩修复， 2023 年公司电力业务实现毛利率13.56%，同比提升 8.14pct。2023 年广东全社会用电量增长 8%， 公司电厂均在广东省内， 公司火电业务实现上网电量 195.6 亿千瓦时，同比增长 11.47%，实现机组利用小时数5955 小时，同比增长 620 小时。 展望 2024， 用电量高增叠加煤价中枢下行依据南方电网数据， 2024 年 1-2 月广东全社会用电量增速为 14.7%，超全国平均，其中制造业用电量增速为 16.3%，高用电量增长保障本省火电利用小时数提升。煤炭方面，以广州港数据来看， Q5500 印尼煤/山西优混 1-3月均价分别为 1008/931 元/吨，同比分别降低 9.7%/25.5%， 受益煤价下行，同时公司煤炭采购方式及比例灵活， 动态优化煤炭成本。 新机组有望投产，分红方案超预期公司在建陆丰甲湖湾电厂二期（2X1000MW）有望 2024Q4-2025Q1 陆续投产，贡献 2025 年业绩。 电价方面，广东 2M-4M 月度交易电价接近年度长协电价， 月度&现货电价仍承压，但高用电量增速及进入夏季，月度、现货电价有望回暖。 公司 2023 年分红方案为 0.3 元/股， 2022 年为 0.03 元/股，以4 月 9 日收盘价计算，股息率达 5.5%， 高分红方案提振股东信心。 盈利预测、估值与评级我们预计公司 2024-2026 年营业收入分别为 86.48/132.47/133.79 亿元，同 比 增 速 分 别 为 -15.83%/53.18%/0.99% ， 归 母 净 利 润 分 别 为9.09/12.22/13.81 亿元， 同比增速分别为 2.29%/34.41%/13.07%， EPS 分别为 0.42/0.56/0.63 元/股， 3 年 CAGR 为 15.81%。鉴于公司位于广东用电高增速地区，火电利用小时数较高， 煤价下行成本改善， 参照可比公司估值，我们给予公司 2024 年 15 倍 PE，目标价 6.3 元，维持“买入”评级。 风险提示： 现货市场电价波动，煤价波动，机组投产不及预期

4 月 8 日晚间公司发布 2023 年年报， 2023 年实现营收 102.7 亿元，同比+9.1%；实现归母净利 8.9 亿元，同比+385.2%。 2023 年度计划现金分红 0.30 元/股（上年为 0.03 元/股），分红比例约 73.5%（同比+37.8pct），当前股价对应股息率 5.8%。经营分析受阶段性来水偏枯和高温影响，公司 2023 年发电量同比+11.6%。2023 年广东省用电需求持续景气， 全社会用电量同比+8.0%； 受 1H23西南来水偏枯和华南阶段性高温影响， 广东省内火电承担保供责任， 2023 年发电量同比+11.5%。 公司火电发电量同比+11.62%， 略高于省平均水平， 利用小时数达 5955 小时， 同比+620 小时； 风电发电量同比基本持平。燃料成本下行+电力供需转松，广东 2024 年电力年度及月度交易价格呈下行趋势。 2023 年广东省电力年度交易成交均价为 0.554 元/千瓦时（含税， 下同）， 同比+11.5%； 而公司火电平均上网电价为 0.57元/千瓦时、 同比下降 0.02 元/千瓦时， 或因不享受煤矸石综合利用发电环保电价的陆丰甲湖湾电厂一期 2 台常规火电机组发电量结构性增加。 未来陆丰甲湖湾电厂二期投产后， 常规火电机组发电量占公司火电发电总量的比重将持续提升， 广东省电力年度及月度成交均价对公司火电平均上网电价的影响将增强。 2024 年广东电力年度交易成交均价约 0.466 元/千瓦时， 同比-16.0%， 且 1~4M24 月度电价均低于年度电价， 24 年公司仍面临电价下行压力。分红方案重视股东回报， 当前股价对应股息率约 5.8%。 公司 2023 年度计划现金分红 0.30 元/股， 分红比例达约 73.5%。 伴随市场煤价下行及在建项目陆续投产， 未来公司业绩有望持续增长而资本开支需求下降， 高比例分红有望延续。盈利预测、估值与评级市场煤价下行、 甲湖湾电厂二期 3、 4 号机组分别计划于 24 年底、1Q25 投产， 未来 2 年公司业绩有望持续增长。我们预计公司 24~26年 分 别 实 现 归 母 净 利 润 9.4/11.3/14.2 亿 元 ， EPS 分 别 为0.43/0.52/0.65 元。 给与 2025 年 12XPE， 对应目标价 6.22 元， 维持“买入” 评级。 风险提示煤价下行不及预期、新项目进展不及预期、用电需求不及预期、电价上浮不及预期风险等。

事件： 2023年 10月 30日，公司发布《2023年第三季度报告》， 1月-9月公司实现营业收入 77亿元，同比+10.78%，实现归母净利润 6.45亿元，同比+239.12%。 单 Q3来看，公司实现营业收入 27.03亿元，同比-15.09%，实现归母净利润 3.31亿元，同比+82.85%，业绩略低于预期。 Q3极端天气和水电转好挤压火电出力，现货电价降低影响营收1） 今年夏季广东地区台风气象频发影响工商业活动， 影响全省用电需求。 2）水电多发影响火电上网电量， 广东省 7/8/9月全省平均降水量分别为210.5/211.4/370.6毫米，与同期相比分别-11.8%/-20%/+121.12%， 广东省降水量提升带动本地水电多发，同时云南降水增多也有望促进外送广东电量增多，影响本地火电发电量。 Q3发用电供需缓和，现货市场电价有所降低，以广东电力交易中心发布的数据来看， 7月/8月/9月日加权平均电价分别为 0.403/0.360/0.329元/kWh，同比分别降低-34.4%/-47.5%/-56.1%，现货市场电价降低影响营收。 煤炭成本下降改善盈利能力，用电量提升促火电发电量提升煤价部分： 以广州港印尼煤（Q5500）价格为例， 2023年 Q3均价 941.5元/吨，同比降低 25.75%，成本改善增厚利润，公司 2023年单 Q3毛利率、净利率分别为 17.76%、 12.26%同比分别增长 7.1pct、 6.6pct。 用 电 量 ： 广 东 用 电 量 持 续 高 增 ， 7月 /8月 用 电 量 分 别 同 比 增 长10.11%/7.65%，用电量增长有望提升火电发电需求，提振业绩。 装机持续推进提振成长性截至 2023年 9月底，公司当前在建工程 16.57亿元，相对中报提升明显，公司目前在建 2GW 火电（陆丰甲湖湾 3、 4号机组）， 6GW 火电正在开展前期工作，贡献持续成长空间。 盈利预测、估值与评级我们预计公司 2023-25年营业收入分别为 97.53/94.04/125.67亿元（原值为 99.1/95.52/129.65亿元），同比变化分别为+3.59%/-3.58%/33.63%，归母净利润分别为 11.22/14.24/19.36亿元（原值为 15.85/16.86/28.59） 亿元，同比变化分别为 512.43%/26.94%/35.93%， EPS 分别为 0.52/0.65/0.89元/股， 3年 CAGR 为 149.99%， 鉴于公司区位优势叠加装机增长，参考可比公司，给予公司 2024年 10倍 PE，目标价 6.5元， 维持“买入”评级。 风险提示： 煤价波动，中长期电价签约波动，新机组建设不及预期

煤价下跌业绩得以修复，成本管控得当财务数据持续向好2020-2022年，公司营业收入分别为71.6亿元、94.11亿元、94.15亿元，同比分别增长27.24%、31.44%、0.05%；归母净利润分别为18.18亿元、8.24亿元、1.83亿元，同比分别增长105.83%、-54.65%、-77.78%。2021及2022年公司归母净利同比负增长的主要原因系煤价上涨，火电燃料成本大幅攀升导致公司营业成本大幅增加，业绩亏损。2023H1公司实现营业收入49.97亿元，同比增长32.63%，主要系发电量增加所致；归属于上市公司股东的净利润3.14亿元，同比增长3,359.40%，煤价回落，公司业绩得到修复。 三费用率逐年下滑，成本管控颇有成效。2020年-2022年，公司销售费用率分别为0.14%、0.1%、0.05%；管理费用率分别为5.01%、4.38%、1.99%；财务费用率分别为4.15%、2.22%、1.74%。公司三费用率逐年下滑，表明公司成本管控得当，降本增效颇有成效。为公司在电煤价格高企的不利背景下提供保障。2023H1，公司销售费用率、管理费用率及财务费用率分别为0.08%、1.92%、0.77%，销售费用率较去年年均水平略微上涨，管理费用率及财务费用率较去年年均水平均有所下滑，表明2023上半年，公司降本增效颇有成效。 新金融业务稳步发展，贡献稳定营收公司持有梅州客商银行30%的股份。2017-2022年，梅州客商银行总资产稳步提升，从66.22亿元增长至302.05亿元，涨幅为356.12%，CAGR为35.46%，营业收入逐年增长从0.69亿元增长至5.02亿元，涨幅为622.95%，CAGR为48.53%；净利润从1225.83万元增长至17000万元，涨幅为1286.82%，CAGR为69.20%。2022年，梅州客商银行业务规模实现大幅增长、利润再上新台阶，其中资产总额同比增长21.46%；营业收入同比增长74.91%；净利润同比增长155.73%，为2022年因电煤价格大幅上涨而导致火电行业发展暂临困局之时提供了保障性利润来源 。截止2023年6月末，梅州客商银行资产总额340.27亿元，较年初增加38.22亿元，增幅12.65%；2023H1实现营业收入3.15亿元，同比增长41.43%；实现净利润0.81亿元，同比增长1.57%，形成了业务规模增长、营收利润稳定的发展态势。 广东省电力偏紧，煤电仍是主力电源近年来，广东省内电力供需形势紧张，发用电缺口并无明显好转。2022年，广东省发电缺口1767.8亿千瓦时，较去年同期同比增长0.91%。根据广东省电力交易中心数据，2022年，广东省全省发受电量合计7616亿千瓦时，其中省内煤电发电量3157亿千瓦时，占比41.40%；外受电量1772亿千瓦时，占比23.30%。燃煤发电仍旧是广东省内电源主力。根据广东省电力交易中心数据，2018-2022年广东省外受电量占比均在30%左右，占比较高，2020-2022年占比有所下降，但也均超23%。根据昆明电力交易中心数据显示，2022年，云南省外送广东省电量为1221.2亿千瓦时，占广东外受电量的68.92%。广东外受电量主要为云南省，云南省为水电大省，但2023年上半年大部分时间全省主要地区来水偏枯，这导致云南水电出力不足，叠加云南省自身高耗能企业用电需求旺盛，即使6月来水大幅好转，2023年上半年云南外送电量同比大跌38.87%，与年度计划偏差86.64亿千瓦时。其中主要系送广东电量大幅减少。根据昆明电力交易中心数据，6月云南省送广东电量合计125.42亿千瓦时，环比增长70%，但是同比仍减少35.95%，与年度计划偏差-8.66亿千瓦时。1-6月，云南累计送广东电量332.89亿千瓦时，同比减少40.58%，与年度计划偏差79.74亿千瓦时。云南外送电量同比大幅减少，或对广东电力供需造成影响，广东煤电作为主力电源，或将承担较多的电量支撑作用。 火电业务为公司核心，有望受益于电煤价格下跌2020-2022年，公司电力行业营业收入分别为71.31、92.45、91.52亿元，占比均超过95%，为公司主要业务。其中，火电贡献占比均超99%，为公司核心板块。动力煤供应方面，2023年1-7月份，国内生产原煤26.7亿吨，同比增长3.6%；1-7月份进口2.6亿吨，同比增长88.6%。截至目前，2023年煤炭供应呈现增长态势，进口煤炭供给增幅明显，国内供给稳步增长。根据CCTD中国煤炭市场网监测数据显示，截至8月15日，沿海区域动力煤终端用户库存较去年同期增长26%；内陆区域动力煤终端用户库存较去年同期增长12%。终端用户库存去化进程或将较为缓慢。末伏已过半，但沿海和内陆动力煤终端用户日耗却不及预期，终端企业库存高位运行。且8月下旬，华北东部和南部、江南东部、华南、四川盆地、云南西部和南部等地大部地区降水量较常年同期偏多2-5成，局地偏多6成至1倍，预计后期水力发电将逐步恢复，火电压力将减轻。截至8月18日，秦皇岛动力末煤（Q5500）价格为802.00元/吨，较去年同期下跌30.56%，较年初下跌31.74%。我们预计在电力供需偏紧的2023年，公司燃煤交易电价或将顶格上浮。此外，考虑到煤电或将仍旧承担广东省电源主力，我们预测公司火电发电小时数或将维持高位。煤炭价格下跌，有利于缓解煤电成本压力，叠加煤电电价上浮，助力公司业绩持续修复。 投资建议我 们 预 测 公 司 2023-2025年 营 业 收 入 分 别 为 95.33/94.51/109.16亿 元 ， 分 别 同 比 增 长 1.3%/-0.9%/15.5% ； 2023-2025年 归 母 净 利 润 分 别 为12.56/12.94/17.66亿元， 分别同比增长 585.6%/3.0%/36.5%，对应 EPS分别为 0.58/0.59/0.81元 。截至8月18日收盘价 6.43元 ，对应 PE分 别为11.14/10.81/7.92。由于公司目前火电装机占比较高，且贡献主要收入，我们选取与公司业务结构相近的华电国际、大唐发电、华能国际为可比公司，2023年可比公司平均PE为12.69。宝新能源目前在营收规模和利润规模上与可比公司平均水平存在差距，但未来三年归母净利润维持增长。综上考虑，首次覆盖，给予宝新能源“买入”评级。 风险提示： 1）公司项目建设进度不及预期；2）动力煤价格下跌不及预期；3）公司火电机组发电量不及预期。

事件：公司发布2023年半年报，实现营收50.0亿元，同比增长32.6%；实现归母净利润3.14亿元，同比增长3359%，业绩符合预期。 煤价中枢下行，2023年火电业务持续修复。2023H1公司实现营收50.0亿元（+32.6%），Q2实现营收/归母净利润28.3/2.9亿元，环比提升显著（Q1单季归母净利润为0.3亿元）；公司电力主业盈利持续修复，Q2业绩释放明显强于Q1，主要系23年以来煤价中枢整体下行，Q1煤价仍处于相对高位，6月30日秦皇岛煤价较4月初下滑近23.4%；截至2023年8月18日，秦皇岛Q5500动力煤价格为805元/吨，较年初下降33.1%。考虑到下游库存仍处于高位，下半年煤价或将保持低位震荡运行，公司业绩有望进一步释放。 量价齐升渐显弹性，新增装机保障长期增长。2023H1，全国火电平均利用小时数为2142小时（+4.1%），公司发电量同比增长40.0%。考虑未来电力供需形式仍然偏紧，广东作为用电缺口大省，在云南地区来水偏枯背景下，公司火电保供优势凸显，发电量或将延续提升；23年广东年度电力双边协商交易均价为0.554元/千瓦时（+11.4%），公司有望量价齐升双驱动。在建新增装机方面，陆丰甲湖湾电厂（2GW）预计24年底投产，未来火电装机量有望持续提升。 梅州客商银行稳中求进，参股公司收益同比下滑。2023H1公司参股投资的梅州客商银行、东方富海、汕尾后湖海上风电项目分别实现净利润约0.8、1.0、1.7亿元，分别同比+1.6%/-19%/-31%；海上风电净利减少，我们认为主要系来风情况不及去年，机组可利用率同比有所下降。2023H1公司实现投资净收益0.7亿元，占净利润的22.3%（22年同期为988.9%）。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25年归母净利润分别为15.7亿元/18.9亿元/28.9亿元，对应23-25年PE分别为9/8/5倍，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，电价波动风险，投资业务盈利不及预期风险。

事件：8月16日，公司发布《2023年半年度报告》，2023H1实现营收49.97亿元，同比增长32.63%，实现归母净利润3.14亿元，同比增长3359.4%，实现扣非归母净利润2.87亿元，同比增长607.81%，业绩符合预期。 成本改善促毛利率提升，精细化管理助费用率降低公司23Q2实现营收28.3亿元，同比+82.35%，实现归母净利润2.9亿元，同比+5660%，主要系火电发电量提升，煤价持续下行提增利润。 煤价下行显著促进盈利能力提升，公司23H1实现毛利率9.09%，同比+6.12pct，Q2为12.54%，环比+7.95pct；23H1实现净利率6.28%，同比+6.04pct,Q2为10.18%，环比提升8.99pct。 公司持续精细化管理，降低费用开支，23H1公司管理费率为1.92%，同比降低0.63pct，财务费率为0.77%，同比降低1.32pct。 煤价下行叠加高用电量，23H2利润弹性有望持续煤价部分：今年上半年开始煤价呈现逐季下行，相应电厂利润呈现逐季修复，截至2023年8月15日数据，Q5500印尼煤/澳煤/山西优混的广州港库提价分别为932/917/905元/吨，相对年初同比下降23.86%/25.99%/33.46%。7月份迎峰度夏时点煤价有小幅反弹，但目前电厂库存充足仅维持刚需性采购，煤价已回归至相对今年低位水平。 用电量：终端电气化率提升叠加经济回暖，广东5月/6月用电量当月同比提升14.6%/14.2%。工业用电量1-7月累计同比+5%。用电量高增长将促进广东省本地火电应发尽发，公司火电利用小时数提升，全年业绩有望持增。 高弹性火电股，装机持续贡献成长性公司位于广东省高负荷地区，用电需求较高，公司上半年实现发电量同比+39.98%。公司23H1电力及相关业务占比100%，截至2023H1公司在运火电3.47GW，风电0.048GW，公司火电占比高，煤价下行区间内利润弹性高。 公司目前在建2GW火电，6GW火电正在开展前期工作，贡献较高成长空间。 盈利预测、估值与评级我们预计公司2023-25年营业收入分别为99.1/95.52/129.65亿元，同比变化分别为5.26%/-3.61%/35.73%，归母净利润分别为15.85/16.86/28.59亿元，同比变化分别为765.49%/6.34%/69.58%，EPS分别为0.73/0.77/1.31元/股，3年CAGR为149.99%，鉴于公司区位优势叠加装机增长，参考可比公司，给予公司2024年12倍PE，目标价9.3元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价波动，中长期电价签约波动，新机组建设不及预期

8月 16日晚间公司披露 23年半年报，1H23实现营收 50.0亿元，同比增长 32.6%；实现归母净利润 3.1亿元，同比增长3359.4%。其中，Q2实现营收 28.3亿元，同比增长 82.4%； 实现归母净利润 2.9亿元，同比增长 5314.2%。 经营分析? 高温+云南水电缺位，需求驱动公司发电量同比高增。23年疫情影响消退，尤其三产修复为广东省用电量增长提供支撑。 另外，2Q22广东省气温反常偏低，今年同期气温恢复至常年平均水平，1H23全省用电量约 3823亿千瓦时，同比+7.5%。 又因 1H22来水偏丰、外来电挤占本地火电机组出力空间；而今年同期来水偏枯、本地火电补位保供，1H23广东火电发电量同比+16.8%，高于用电量增速；公司主力火电机组或为煤矸石综合利用机组或位于革命老区享有电量保障，火电发电量同比高增 40.0%，远超全省平均水平，并拉动公司电力主业营收同比增长 32.6%。 ? 市场煤价下行，公司业绩弹性释放。公司作为地处广东的民营火电企业，煤炭来源以进口煤为主、长协煤占比低。1H23“欧洲溢价”消失+澳煤进口重启，进口煤大增冲击内贸煤市场，23年煤炭供需转松、市场煤价整体下行，公司电力板块毛利率同比+7.3pct。考虑到 2Q23沿海电厂平均库存可用天数近 20天，而 3月上旬到 6月上旬秦皇岛港 5500大卡动力煤平仓价均价仍高达 989.5元/吨；7月以来市场煤价持续低于 900元/吨，预计 3Q23公司电力主业毛利率仍有提升空间。 ? 投资收益对公司业绩的贡献率下降。一方面，公司电力主业盈利能力修复、释放业绩弹性；此外，公司参股投资的梅州客商银行、汕尾后湖海上风电项目、东方富海投资管理公司1H23分别实现净利润 0.8、1.7、1.0亿元，同比分别+1.6%、-31.1%、-19.8%。1H23公司实现投资收益 0.7亿元，占净利润的 22.3%（去年同期为 988.9%）。 盈利预测、估值与评级23年煤价下行及未来 2年新机组陆续投产，公司业绩有望持续增长。我们预计公司 23~25年分别实现归母净利润 13.8/17.4/24.8亿元，EPS 分别为 0.64/0.80/1.14元，公司股票现价对应 PE 估值分别为 11、8和 6倍，维持“买入”评级。 风险提示煤价下行不及预期、新项目进展不及预期、用电需求不及预期、电价上浮不及预期风险等。

宝新能源发布 2023年半年报： 1）2023H1公司实现营收 49.97亿元，同比+33%，实现归母净利润 3.14亿元，同比+3359%，实现扣非后归母净利润 2.87亿元，同比+608%； 2）2023Q2公司实现营收 28.30亿元，同比+82%，归母净利润 2.88亿元，上年同期为 0.05亿元，实现扣非后归母净利润 2.66亿元，上年同期为 0.06亿元。 投资要点: 2023Q2发电量大增拉动收入同比+82%。2023Q2公司收入同比+82%，我们认为一是因为发电量同比增长，二是因为 2022Q2收入基数偏低。2023H1公司发电量同比增长 40.0%，我们认为主要系来水偏枯叠加高温天气拉动广东火电需求提升。2023Q2广东火电发电量同比+31.2%。值得注意的是，2023Q1公司机组大修停运影响发电量，若无停机检修影响，2023Q2公司发电量同比增幅或高于 40%。 煤价回落拉动 2023Q2业绩环比大幅改善。2023Q2公司归母净利润 2.88亿，环比大幅改善，主要是因为：1）2023Q2现货煤价下行，公司毛利率环比提升 8.0pct 至 12.5%；2）2023Q2投资收益 0.55亿元，环比 2023Q1增加 0.4亿；3）公司公允价值变动净收益 0.19亿元，环比增加 0.16亿元。若仅考虑公司电力业务全资子公司，2023H1电力业务实现归母净利润 2.2亿元，上年同期为-0.38亿元，煤价回落贡献业绩主要增量。 经营性净现金流环比大增 89%。2023Q2公司经营性净现金额 4.25亿，环比 2023Q1增长 89%，主要是因为公司发电量增长以及煤炭价格下降。2023Q2公司筹资性活动净现金额为-5.8亿元，环比减少9.7亿元。2023Q2公司投资活动现金净流出 5.2亿元，上年同期为净流入 1.5亿元，主要系陆丰甲湖湾电厂扩建投入增长。 盈利预测和投资评级：2023Q2业绩仍受到 4-5月高价库存煤的影响，并没有完全反映 5月下旬以来煤价下跌的影响，2023Q3公司火电业绩有望进一步改善。我们预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 15.2/17.6/23.0亿元，对应 PE 分别为 10X/8X/6X。维持“买 入”评级。 风险提示：电价大幅下降；煤炭价格大幅上涨；用电需求下滑；项目建设进度不及预期；政策变动风险；装机不及预期；行业竞争加剧。

事件： 7月13日，公司发布《2023年半年度业绩预告》，2023H1预计实现归母净利润2.6-3.3亿元，同比增长2766.02%-3537.65%，预计实现扣非净利润2.63-3.33亿元，同比增长548.53%-721.14%，业绩符合预期。 煤价持续下行促Q2业绩高增，预计Q3业绩迎强释放公司业绩主要因发电量提升和煤价下行共振，公司2023年Q2归母净利润在2.34-3.04亿元之间，同比增长4304%-5620%左右。我们以广州港印尼煤（Q5500）测算，2023H1煤价平均1077元/吨，同比降低17.16%，煤价下行带动盈利强提升。 我们测算2023年Q1/Q2煤价分别为1132/1027元/吨，H1煤价持续降低，同时年初煤炭紧张，电厂库存部分高价煤（20-30天），因此Q2业绩释放强于Q1，在全年煤价下行区间下，叠加迎峰度夏发电量高增，Q3业绩释放可期。 外受电量减量&高负荷地区&高温天气，广东电厂发电量保障2022年广东外受电量占23%，其中云南送广东电量占其中69%，去年至今年上半年云南降水不及预期，水电出力降低，因此2023M1-M4云南送广东电量同比-38.9%/-1.0%/-47.2%/-82.6%，促进广东本省火电应发尽发。 厄尔尼诺气候条件形成，预计今年气温高升，用电量和负荷双增，广东地区用电负荷水平较高，预计今年南方电网最高负荷需求将达到2.45亿千瓦，同比增长10%。 装机规模持续提升，在运火电资产优质截至2023年Q1公司在运火电3.47GW，在建2GW火电，预计2024年底-2025年初投产，6GW火电正在开展前期工作，火电资产增势持续。同时荷树园电厂为煤矸石综合利用电厂，享受环保电价溢价，同时荷树园、陆丰电厂均在革命老区，发电量政策保障，优质火电资产带动盈利提升。 盈利预测、估值与评级我们预计公司2023-25年营业收入分别为99.1/95.52/129.65亿元，同比增长分别为5.26%/-3.61%/35.73%，归母净利润分别为15.85/16.86/28.59亿元，同比增长分别为765.49%/6.34%/69.58%，EPS分别为0.73/0.77/1.31元/股，鉴于公司区位优势明显，自身装机稳步增长，参考可比公司估值，给予公司2024年12倍PE，目标价9.3元，给予“买入”评级。 风险提示：煤价波动，新机组建设不及预期，电价政策波动

宝新能源位于广东省沿海地区，为区域性火电龙头企业。煤价下行&广东高电价&资产优质&现货市场收益&辅助服务价值，盈利修复弹性趋显。 湾区民营火电企业，聚焦主业发展截至2023Q1，公司火电规模347万千瓦，包括梅县地区147万千瓦（梅县荷树园电厂#1-#6）、陆丰地区200万千瓦（陆丰甲湖湾电厂#1、#2号），风电4.8万千瓦。在建火电200万千瓦（陆丰#3、#4）。金融业务稳定发展，发起设立的梅州客商银行2022年实现净利润1.7亿元，同比+155.7%，资管业务参股中广核汕尾海上风电（持股8.09%）、东方富海稳定发展，2022年在火电承压形势下，实现归母净利润1.83亿元，稳健发展。 广东年度交易电价上浮&煤价下行促盈利修复弹性更足电价端，2023年广东中长期双边协商电价较基准价上浮19.6%，较去年明显提升。成本端，广州港煤价同比下降30%左右，进口印尼煤同比下降29%，长协煤履约要求提升&港口库存高企&进口煤零关税等因素影响下，电厂入炉煤价大幅降低，成本明显改善。电力需求端，云南Q1降水偏低，导致外送广东电量同比降低33.4%，广东煤电将保持高利用小时数。 优质区位资产，电力市场化改革助力发展公司荷树园电厂为煤矸石综合利用电厂，享受环保电价溢价。同时荷树园、陆丰电厂均在革命老区，电厂利用小时数高，优质电厂资产能提供较高盈利能力。广东地区电力现货市场建设和辅助服务市场建设进度较快，公司有望享受市场化交易带来发高价电&调节性资源收益。 盈利预测、估值与评级我们预计公司2023-25年营业收入分别为99.1/95.52/129.65亿元，同比增长分别为5.26%/-3.61%/35.73%，归母净利润分别为15.85/16.86/28.59亿元，同比增长分别为765.49%/6.34%/69.58%，EPS分别为0.73/0.77/1.31元/股，3年CAGR为149.99%。绝对估值法测得公司每股价值为9.33元，可比公司2024年平均估值为12.4倍，鉴于公司区位优势明显，自身装机稳步增长，我们给予公司2024年12倍PE，目标价9.3元，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：煤价波动：新机组建设不及预期：电力市场政策变动

事件： 公司公告2023Q1实现营业收入21.67亿元， 同比-2.19%； 实现归母净利润2570.87万元， 同比+585.53%。 电网检修影响收入， 高价库存煤成本承压： 2023Q1公司营收同比下滑2.19%， 主要受一季度南方电网网架优化工程影响， 公司陆丰甲湖湾电厂一期两台机组停机检修14天导致发电量同比减少。 用电方面， 受节后复工节奏影响， 广东省1-2月用电量同比+1.1%， 3月累计用电量同比+3.0%； 发电方面， 1-2月云南水电发电量同比+11.2%， 挤压广东省内火电出力空间， 同期广东省火电发电量同比-3.9%， 2月底云南来水转枯，3月单月广东省火电发电量同比+13.9%， 累计发电量同比转正， 增速为2.9%。 2023Q1公司毛利率为4.59%， 同比减少1.51pct， 主要因为营业成本同比仅-0.62%， 在发电量预计双位数减少的情况下成本仅微降， 我们认为系高价煤去库慢所导致， 公司2022年末存货5.2亿元， 达历史峰值，由于一季度检修叠加前两月火电出力空间小， 部分高价煤未能及时消耗， 公司入炉煤价未能与市场同步回落， 公司Q1毛利0.99亿元， 同比-26.38%。 同时， 公司致力于降本增效， Q1销售费用、 管理费用、 财务费用分别同比降低35.06%、 1.81%和44.18%。 广东省电价顶格上浮， 全年电价维持刚性： 2023年广东省年度双边协商电价达到553.88元/兆瓦时， 同比增长11.44%， 较燃煤基准价上浮19.6%； 月度来看， 1-3月广东省月度双边协商电价为531.5元/兆瓦时， 略低于年底长协价格， 但较去年同期524.27元/兆瓦时仍有所上浮。 电力供给偏紧的格局下， 我们认为迎峰度夏期间电价能维持较强的刚性。 装机仍有想象空间： 公司陆丰甲湖湾电厂 3、 4号机组已经于2022年11月26日动工， 2025年初建成投产， 届时公司装机将增长56.87%， 有望对公司业绩形成有力提振。 此外， 公司表示梅县荷树园电厂7、 8号机组 2台1000MW资源综合利用机组及陆丰甲湖湾电厂5至8号4台1000MW机组扩建工程月前处于前期工作阶段， 上述项目均属现有厂址扩建项目。 若后续项目获得核准， 公司资产扩张规模预计将更加可观。 盈利预测与投资建议： 公司一季度发电量降低源于电网优化这一特殊情况， 随着高价库存的消耗， 成本端回落， 公司将充分享受到区域内量价齐升的红利， 业绩弹性较大。预计2023-2025年公司归母净利润为14.51、16.97、 24.26亿元， 对应PE分别为10.44、 8.92、 6.24， 给予“买入”评级。 风险提示： 煤炭价格超预期增长， 用电需求不及预期。

4月27日晚间公司披露23年一季报，1Q23实现营收21.7亿元，同比+2.2%；实现归母净利润0.3亿元，同比+585.5%；实现扣非净利0.2亿元，同比-39.5%。 经营分析复工复产渐入佳境，1Q23用电增速前低后高。受节后复工节奏影响，广东省1-2月用电量同比+1.1%；到3月，累计用电量增速提升至3.0%；此外，由于1-2月云南水电发电量同比+11.2%、输出电量同比+13.7%，水电大发挤压火电出力空间，1-2月广东省火电发电量同比-3.9%。而2月底起云南来水转枯，3M23输出电量同比-10.8%，广东省内火电机组补位，单月火电发电量同比+13.9%、累计发电量同比由负转正，增速为+2.9%。 23年广东电价仍有提升空间。暖冬及节后复工滞后影响下，1Q23广东月度交易综合价均低于年度交易电价，3个月均值同比下降0.8%。未来伴随气温升高民用电需求回升，以及投资拉动政策落地拉动用电，预计迎峰度夏期间广东省电力缺口仍在，现货价格将反映电力供需偏紧格局。 1Q23煤价下行，火电盈利有望环比持续改善。23年国内外煤炭供需格局均有所改善，1Q23动力煤累计进口7416.5万吨，同比+102.2%。但受印尼斋月和印度高温致使用电需求暴增影响，3月下旬以来5500大卡印尼煤广州港库与秦皇岛内贸煤平仓价再次倒挂，短期影响煤炭采购以进口印尼煤为主的公司火电盈利修复节奏。随着印尼斋月接近尾声，印尼煤炭生产和出口有望改善，进口煤价有望松动下行，公司火电盈利有望延续环比改善趋势。 盈利预测、估值与评级23年煤价下行及未来2年新机组陆续投产，公司业绩有望持续增长。我们预计公司2023~2025年分别实现归母净利润11.0/15.3/20.9亿元，EPS分别为0.51/0.70/0.96元，公司股票现价对应PE估值分别为13倍、10倍和7倍，维持“买入”评级。 风险提示煤价下行不及预期、新项目进展不及预期、用电需求不及预期、电价上浮不及预期风险等。

事件：公司发布] 2022年年报，全年实现营收 94.2亿元，同比增长 0.1%；实现归母净利润 1.8亿元，同比减少 77.8%。 受煤价持续高位运行影响，2022年业绩承压。2022年公司实现营收 94.2亿元（+0.1%）；受煤价上涨的影响，公司营业成本较 2021年增加 13.0%，使得 2022年公司归母净利润降低 77.8%至 1.8亿元。单 Q4实现营收 24.6亿元，同比-1.5%，环比-22.6%；归母净利润-0.1亿元，同比-291%，环比-104%，2023年 4月 12日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，能源保供稳价是首要目标，随着保供稳价政策的持续发力，2023年煤价有望持续下降，公司电力主业有望持续修复。 电量利用行业领先，火电装机量未来有望提升。2022年公司火电总装机容量为347万千瓦，与去年持平，实现上网电量 175亿千瓦时（+0.7%），平均上网电价为 0.59元/千瓦时（-1.7%），2022年公司火电利用小时数为 5335小时，远超广东省火电平均利用小时数 4163小时和全国平均水平 4379小时。2022年11月底，广东陆丰甲湖湾电厂二期扩建工程（2×1000MW）项目获广东省发改委核准批复，并于 2022年 11月 26日开工建设，火电装机量有望提升。在风电业务方面，2022年公司总装机容量为 4.8万千瓦，与去年持平，上网电量 0.5亿千瓦时（+6.4%），机组利用小时为 1042小时（+6.4%）。 梅州客商银行业绩高增，资产管理业务取得新进展。2022年，公司发起设立的梅州客商银行实现营收 5.0亿元（+74.9%），净利润 1.7亿元（+156%），不良贷款率为 0.5%，实现了高质量发展；公司主要对外投资项目均取得良好业绩增长，参股投资的汕尾后湖海上风电项目实现净利润 4.7亿元，参股投资的东方富海实现净利润 3.2亿元。2022年公司货币资金为 59.3亿元（+23.2%），货币资金充足有利于后续业务的不断扩张。 盈利预测与投资建议。预计公司 23-25年归母净利润分别为 15.9/18.6/24.8亿元。考虑到公司火电业务集中于广东省，电价有望提升，且未来新增装机增速较高，我们给予公司 23年 1.6倍 PB，根据公司最新报告期 BPS 为 5.19元，对应目标价 8.30元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，电价波动风险，投资业务盈利不及预期风险。

业绩简评 4 月17 日晚间公司披露22 年年报，22 全年实现营收94.2 亿元，同比+0.1%；实现归母净利润1.8 亿元，同比-77.8%。其中，Q4 实现营收24.6 亿元，同比-1.5%；实现归母净利润-0.1亿元，同比-291.3%。 经营分析 22 年煤价高企致使火电业绩承压，投资收益冲减经营压力。 1）量：22 年疫情和春季低温抑制广东省用电需求，在全省发受电量同比-1.0%的背景下，公司22 年实现上网电量176.0亿千瓦时，同比+0.7%。2）价：公司煤电平均上网电价0.59元/KWh，同比-1.7%；风电平均上网电价0.69 元/KWh，多年来首次上涨0.02 元/KWh。3）本：受市场煤价上涨影响，公司22 年度电燃料成本约0.408 元/KWh，同比+14.2%。4）投资收益方面，公司22 年全年投资收益达2.5 亿元，对营业利润贡献率达154.9%，大幅冲减火电业绩亏损。 23 年广东省内火电机组有望“量价齐升”。1）量：受益于全面放开，23 年广东省用电需求有待复苏。此外，考虑到广东省外受电主要送端省份本地电力供需紧张，并且云南部分地区出现旱情，省内火电机组保供重要性再次凸显，机组利用小时数有望持续提升。2）价：广东省22 年市场化交易电量中，年度交易占比约86.9%；23 年电力年度交易成交均价同比上涨11.4%，公司火电发电量100%市场化交易，燃料成本传导能力有望进一步改善。 1Q23 市场煤价下行反映供需格局改善，火电业绩修复可期。 22 年底以来，国内外动力煤供应端持续放量。11M22 起，国内原煤日产量维持在1240 万吨/天以上；进口煤价格优势有所修复、1~2M23 动力煤累计进口量同比+46.2%。供需紧张缓解驱动煤价下行，公司长协煤覆盖率、履约率有望提升，火电板块或将迎来业绩拐点。 盈利预测、估值与评级23 年煤价下行及未来2 年新机组陆续投产，公司业绩有望持续增长。我们预计公司2023~2025 年分别实现归母净利润13.3/19.8/22.8 亿元，EPS 分别为0.61/0.91/1.05 元，公司股票现价对应PE 估值分别为11 倍、7 倍和6 倍，维持“买入”评级。 风险提示煤价下行不及预期、新项目进展不及预期、用电需求不及预期、电价上浮不及预期风险等。