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。

事件: 宝新能源发布 2022年年报：2022年公司实现收入 94.2亿元，同比增长0.05%，实现归母净利润 1.8亿元，同比减少 77.8%；2022Q4实现收入24.6亿元，同比减少 1.5%，实现归母净利润-705万元，上年同期为 368万元。 投资要点: 火电电价同比-1.7%致火电收入同比-1.0%。2022年公司火电业务收入 91.2亿元，同比减少 1.0%，主要是因为平均上网电价（含税）同比下降 1.7%。火电上网电量 175.5亿千瓦时，同比+0.65%，利用小时数 5335h，同比+30h。 高煤价+减值影响导致公司全年业绩同比-77.8%。2022年公司归母净利润同比减少 77.8%，原因主要有二：一是煤价高企导致火电业绩大幅减少，2022年公司全资子公司宝丽华电力净利润 0.03亿元，较 2021年的 6.5亿元大幅减少；二是 2022Q4公司计提资产减值2.3亿元，2021年同期为 0。 高煤价冲击下，公司加大控费力度。2022年公司期间费用率 3.8%，同比-2.9pct，其中，管理费用率 2.0%，同比-2.4pct，主要是因为职工薪酬减少及主动取消实施员工持股计划；财务费用率 1.7%，同比-0.5pct，延续下降趋势。 盈利预测和投资评级：展望 2023年，我们认为煤价中枢有望下行，叠加广东火电年度长协电价上浮，公司火电业绩有望改善。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。首次覆盖，给予“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；政策变动风险；装机不及预期；行业竞争加剧。

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。

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。

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

报告摘要: 电力贡献稳健现金流;17年底新机组投产贡献利润。公司是A 股唯一的民营火电企业,公司现有梅县荷树园147万千瓦的在运行机组;在建或规划有超900万千瓦机组,其中:甲湖湾一期2。 100两台机组预计分别于17年8月和12月投产(200万千瓦是现有机组容量1.36倍);其余机组建设尚在储备阶段。我们预计新机组在17年底投产后将集中贡献业绩。预计16-18年电力板块营业收入分别为30.34、35.47、60.09亿元、贡献净利润5.51、6.26、9.52亿元。 金融及投资是未来关键的增量利润来源。公司先后设立资管、征信、融资租赁等方面的子公司,目前正在申请第二批民营银行(梅州客商银行)试点资格;同时参股及控股南粤银行、长城证券等多家金融机构。公司目标为构建涵盖银行、证券、基金、投资、保险、征信的大金融平台。我们预计16-18年金融板块对公司的的净利润贡献分别为1.01、1.31、2.00亿元。 通过百合+佳缘联合体为金融板块导入优质客户群体。宝新先后通过受让、参与定增等方式积极参股百合网;目前持有百合网21.33%的股权(第一大股东)。 百合网2016年5月通过参股公司的全资子公司完成对婚恋在线龙头世纪佳缘的收购(28%股权);剩余股权收购或将在后续陆续完成。我们认为佳缘+百合的实名制交友大数据或有助于为其未来的的大金控板块导入优质的客户流量,创造出婚恋、房贷等一站式融资需求。 16Q1-Q3盈利能力提升,长期借款增幅较大。Q1-Q3营收24.34亿元,同比减少15.82%;实现归母净利5.56亿元,同比增长9.83%。销售净利率达到22.85%,比去年同期增加5.34%。长期借款比年初增加39.43%,在建工程比年初增加48.88%(主要是陆丰甲湖湾新建电厂项目)。 激励机制灵活,目前已完成两期员工持股:公司在15年6月公告:通过2015-2024年十期的员工持股计划;目前已完成15年6月、16年6月两期,成交均价为13.652元、7.090元/股。 估值和财务预测:预计公司16-18年的营业收入分别为30.34、38.23、63.16亿元,归母净利6.52、7.60、11.63亿元,EPS 为0.30、0.35、0.53元。 风险提示:新建机组进展不及预期,金融布局进度不及预期

民营火电企业,推动“电力+金控”双核发展。公司成立于1997年,于当年在深交所上市。公司成立之初主要业务为服装和工程建设,后经历多次转型:2000年参与房地产开发,2004年转型进入发电业务,2008年开始进入金融行业。现在公司以“新能源电力+新金融控股”为双核业务,是A股唯一的民营火电企业。 收购百合网,打造“互联网+”新业态。公司原来通过宝新资管持有百合网3.21%股权;16年8月,公司公告拟通过受让方式以3.99元/股的价格收购上海豪春、兴业财富所持有的2.21亿百合网股权;9月,公司公告拟以3.15元/股的价格认购百合网1000万非公开发行股票。 发行完成后,公司累计持有百合网21.33%的股权,为第一大股东。收购百合网有利于完善公司在新兴产业的布局,提升公司的竞争力。 积极进行金融布局,筹建客商银行。16年公司先后设立了广东信用宝征信管理有限公司和宝新融资租赁有限公司,将广东宝新能源投资有限公司更名为广东宝新资产管理有限公司,积极申请第二批民营银行试点资格,筹备客商银行,全力构建涵盖银行、证券、基金、投资、保险、征信的大金融平台,培育打造“宝新金控”金融产业集群,形成上市公司新的利润增长极。 估值和财务预测:随着公司新建电力项目推进,公司业绩有望在18年迎来释放。预计公司16-18年的营业收入分别为30.41、35.75、57.51亿元,归母公司净利润为6.89、7.93、13.99亿元,EPS为0.32、0.36、0.64元。 风险提示:市场系统性风险,金融布局不及预期。