2023年粤电力A研究报告：火电修复+绿电成长，广东电力龙头业绩拐点已至

一、广东装机规模最大的省属电力平台，至暗时刻已过

1.1装机规模位居广东省第一，十四五末新能源装机量或超14GW

粤电力主营火电、水电、新能源发电业务，是广东省能源集团（广东规模最大的能源企业）旗下唯一的上市平台，实际 控制人为广东省国资委。截至2022年末，公司控股装机容量29.70GW，其中煤电/气电/水电/风电/光伏分别为20.6/6.4/0.1/2.3/0.2GW，新能源装 机量占比8.49%。若按可控装机+受托管理装机容量口径（合计40.0GW），则公司装机量约占广东省统调装机容量的 23%，装机规模位居广东省第一。新能源或成公司“十四五”装机主要增量来源。公司计划“十四五”新增煤电装机6GW，气电装机10GW，新能源装 机14GW（其中陆风/海风/光伏为1.6/2.8/9.6GW），若按此规划，则2025年底公司煤电/气电/风电/光伏将达 23.2/13.7/5/9.6GW，新能源装机占比27.7%。

1.2至暗时刻已过，火电业绩有望逐季改善

火电电价上浮+新能源发电量大增，拉动公司2022年收入同比+18.45%。2022年公司实现收入526.61亿元，同比增长 18.45%。其中，火电/风电分别实现收入487.35/26.6亿元，同比增长17.0%/94.3%。火电业务收入同比增长主要是因为 2022年公司火电电价同比+17.39%至0.54元/千瓦时；新能源业务收入增长主要是因为2022年新能源发电量同比 +134.73%（2021年新增装机1GW海风），其中，风电/光伏发电量42.99/0.03亿千瓦时，风电发电量同比+134.57%。2023Q1公司收入同比+14.55%，主要是因为广东省2023年度火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅达到19.6%（2022年 涨幅仅7%），拉动公司平均上网电价同比+8.56%。

至暗时刻已过， 2023Q1扭亏为盈。受煤价高企影响，2022年公司归母净利润为 -30.04亿元，其中，煤电/气电/新能源/本部投资业务分别为-39.5/1.9/3.3/10.4亿 元，煤电度电净利-4.5分/千瓦时。2023Q1公司实现归母净利润0.88亿元，扭亏 为盈，主要是因为公司平均上网电价同比+8.56%。煤电业务中短期逻辑兼备。展望未来，我们认为一是2023年国内外电煤价格中枢 有望回落，公司煤电业绩有望逐季改善；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。

二、煤电：业绩有望逐季改善，新增装机注入成长动力

2.1短期：成本向下，业绩有望逐季改善

从区位来看，除了新疆图木舒克热电厂外，公司全部火电机组都位于广东省内。从利润情况来看，2022年公司气电业务接近盈亏平衡，煤电业绩亏损明显。展望2023-2025年，我们认为公司中短期逻辑兼备。短期来看，国内外动力煤价格持续下降+电价上浮，火电业绩有望 改善；中期来看，公司规划“十四五”煤电新增装机6GW，项目陆续投产有望为煤电业务注入成长动力。中性预期下，2023年火电需求偏弱+国内核增产能落地，煤价有望缓和，当2023年全社会用电量增速为5%时，当年电煤需求或整体偏弱，火电发电量增速位于-0.2%~2.9%。当2023年全社会用电量增速为7%时，当年火电发电量增速位于3.1%~6.2%。

供给端：展望2023年，我国煤炭产能有望进一步释放。 2021年下半年以来，我国持续出台政策推进加快煤炭产能核 增、扩产和投产。据人民网，2021年9月至2022年8月初，我国共核增了4.9亿吨/年煤炭产能。2022年6月，国家应急 管理部等发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，对煤炭产能的核增幅度、核增间隔期以及剩余服务年限的 条件均进行了放松。海外动力煤供需宽松，煤价持续下行。伴随着欧洲天然气危机缓解，国际煤炭需求显著回落，叠加其他主要煤炭进口 国日本、韩国煤炭需求量的萎缩，国际煤炭供应宽松，国际煤价不断下降。2023年3月以来，广州港印尼煤3800大卡 煤价持续下行，2023年6月2日已下行至610元/吨，较年初下降220元/吨，降幅达26.5%。据煤炭视界， 2023年6月初 进口煤3800大卡投标价已低至500元/吨（对应标煤单价921元/吨）。

高港口库存+需求偏弱+低热值进口煤价格优势明显，国内煤价持续下行。截至2023年6月2日，秦皇岛港5500大卡动 力煤价格为795元/吨（较年初下降408元/吨，降幅34%），折合标煤单价1012元/吨，进口煤价格优势显著。假设长协价格720元/吨、运费50元/吨、供电煤耗303克/千瓦时、折旧等其他度电成本0.11元/千瓦时、电价为广东 2023年度长协电价0.554元/千瓦时。根据我们测算，当长协煤兑现率为30%、现货煤价为1000元/吨时，广东火电厂 度电净利为5.1分/千瓦时，若煤价跌至900元/吨，则度电净利将提升至7.4分/千瓦时。2023年2月以来，国内外现货煤价持续下行，公司2023Q2业绩或将进一步改善；展望Q3，西南地区来水有望好转， 火电边际需求同比有望减弱，电煤需求或将保持偏弱态势，保障火电盈利。据公司公告，截至2023年4月末，粤电力 进口煤占比约5成，2023年煤价下行背景下，该比例有望提升，进一步提升公司业绩弹性。

2.2短期：电价向上，进一步疏导成本压力

通过对比已出台2023年中长期市场化方案的省份与2022年的变化，我们发现：在2023年电力紧张背景下，各省份更加 强调通过高比例签订中长期合同来保障电力供应基本盘，大部分省份中长期签约电量比例较上年均有提升，同时进一 步强调煤电在电力保供当中的重要性，广东等省份增加一次能源价格联动机制进一步保障煤电盈利。据北极星售电网，广东2023年火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅均接近20%（2022年涨幅仅7%）。我们认为，价格 机制是疏导火电企业成本、保障电力供应的重要举措，“十四五”电力供需整体偏紧，火电保供价值有望进一步凸显。2023Q1公司平均上网电价达0.585元/千瓦时，同比+8.56%，较广东燃煤基准价上涨19.6%。双碳背景下，十四五电力 或维持供需整体偏紧形式，对电价形成一定支撑。同时，迎峰度夏期间，电力供需紧张或驱动现货市场电价上浮，进一 步贡献公司业绩弹性。

三、新能源：2022-2025年收入CAGR或达53%

“双碳”目标坚如磐石，能源转型路径清晰。2020年9月习总书记提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”发展目标； 2021年10月国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出2025/2030/2060年 国内非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上。据国家统计局数据，2022年我国能源消费结构中煤 炭占比达56.2%。光伏、风电迎来历史性发展机遇。电力部门是我国能源消费碳排放主要来源，是碳减排的核心。风电、光伏作为零碳 清洁能源，2021年以来，在政策推动以及电站单位投资成本下降的背景下，风电光伏行业迎来了历史性发展机遇。

海风有望成为未来风电成长的主力。相较于陆风发展受制于土地资源，海风资源丰富。据科技日报，我国5-50米水深、70 米高度的海上风电，预计可开发资源达到500GW；据国家气象局，我国离岸200公里范围内，近海和深远海风能资源开发 潜力可达到约2250GW。根据CWEA，“十四五”期间共有9个省市提出海风发展规划，规划“十四五”合计新增装机达59.3GW，开工15.7GW。 2022年我国海风新增装机5.2GW，则按照上述海风发展规划，2022-2025年我国海风年均新增装机约10.6GW。据中国新闻周刊，能源转型背景下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧洲 需求等因素影响，硅料价格持续攀升。

2022年12月开始，随着硅料产能的释放，我国多晶硅价格和组件价格开始大幅回落，2023年5月29日多晶硅（致密料， 单晶用）价格已下降至13.27万元/吨，较2022年11月的高点下降41.3%；PERC组件价格(182mm)已下降至1.65元/W， 较2022年11月的高点下降17.5%。2022年9月起，硅料产能快速落地。据上海有色网和硅业分会，2022年我国多晶硅产量81.1万吨，同比增长65.5%，其 中12月多晶硅产量9.7万吨，国内多晶硅供应不足情况消失。据集邦咨询预计，2023年多晶硅产量将达134万吨，可支 撑375GW以上的光伏装机，500GW以上的组件产出，整体供应充足。

硅料产能落地有望推动组件价格下行，提升运营商光伏装机动力。据PV Infolink预计，到2023年底，组件价格可能会从 2022年末的0.25～0.27美元下降至0.22～0.23美元/瓦之间，相当于每瓦0.2元人民币降幅。根据我们测算，当装机成本 处于3.6-4.1元/W时，光伏装机成本每下降5分/W，资本金IRR将提升0.35-0.44%；当装机成本下降至3.6元/W时，资本 金IRR可达10.4%。截至2022年末，公司海风/陆风/光伏控股装机量1.20/1.15/0.18GW。公司“十四五”规划新增新能源装机14GW，其中陆风1.6GW、海风2.8GW、光伏9.6GW；区位上，将重点开发广东、新疆 、青海、贵州地区的新能源项目。

假设公司完成“十四五”装机规划，结合当前在手项目，我们测算得2025年公司新能源业务收入或达95亿元，CAGR 3=52.9%，其中，海风/陆风/光伏收入44.3/23.0/28.1亿元，风电业务2022-2025年CAGR 3=36%。根据我们测算，若“十四五”期间完成14GW装机规模，2023-2025年总投资额或将超600亿元，需要资本金122亿元，年均 41亿元。考虑到公司“十四五”期间的火电投资，粗略假设煤电/气电机组建设周期2年，则2023-2025年公司每年需投入资本金65-75 亿。而2022年末公司现金余额114.3亿元，因此公司现金流尚不紧缺。

四、投资分析

核心假设： 1）煤电：以公司“十四五”煤 电装机规划为基础，结合具体煤 电项目规划，假设2024-2025年 分别新增装机4/2GW。 2）气电：以公司“十四五”气 电装机规划为基础，结合具体气 电项目规划，假设2023-2025年 分别新增装机3.3/2.5/0.6GW。 3）新能源：公司“十四五”规 划新增装机陆风1.6GW、海风 2.8GW、光伏9.6GW，除海风 2023-2024年分别投产青洲一、 二号项目，2023-2025年假设上 述规划每年以相等的水平完成。我们选取央企火电公司华能国际、华电国际，以及广东火电企业广州发展作为可比公司。2023-2025年粤电力PE分别为 13.7/11.0/8.3倍，低于可比公司PE平均水平。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）