2025年宝新能源研究报告：逆势增长的广东火电，PB被低估

宝新能源：广东民营火电企业，盈利抗风险能力强

宝新能源系广东省民营电力企业，产业涉及火电、风电、金融投资等领域，主要经营地区 为广东。公司业务已覆盖资源综合利用新能源电力、可再生能源发电和金融投资等各个领 域。截至 2024 年底，公司控股装机容量达到 351.8 万千瓦，火力发电为其主营业务，营收 占比达到 99.5%。得益于荷树园电厂资源化利用电价，公司业绩稳健性相对较强，即便在 煤价高涨的 2021-2022 年，整体仍处于盈利状态。

广东宝丽华集团旗下唯一的上市公司，股权结构较为分散

公司实际控制人为叶华能先生，持股多家优质新能源/金融投资公司。宝新能源于 1997 年 1 月 20 日在广东省梅州市成立，并于同月在深圳证券交易所上市；2003 年进入电力火力发 电领域，并于 2006 年转向包括洁净煤燃烧技术发电和可再生能源发电在内的主营业务， 2022 年确定“立足能源电力主业，拓展金融投资领域，构建绿色崛起格局”的发展战略。 公司控股股东为宝丽华集团，实控人为叶华能先生。截至 1Q25，宝丽华集团合计持有公司 17.73%股权；叶华能先生持有广东宝丽华集团 90%股权，最终持有公司 15.96%股权。截 至 1Q25，公司旗下共有 4 家主要全资子公司和 2 家联营企业，涉及能源和金融投资行业。 公司系宝丽华集团旗下专注能源电力产业的唯一上市公司。公司控股股东宝丽华集团集工 业、三高农业、房地产开发、商业贸易、工程建设、旅游开发等多元化于一体，下属控股 公司中宝新能源专注电力产业发展，是集团唯一的上市平台。

火力发电是公司核心盈利来源，盈利抗风险能力强

火力发电收入是公司营业收入主要来源。2020-2024 年，火力发电业务收入占公司总营收 的比例平均为 98%。2020-2024 年，公司控股电力装机容量维持稳定，为 351.8 万千瓦， 其中火电和风电分别为 347/4.8 万千瓦。

公司营收波动主要受火电发电量和上网电价影响。2020-2024 年，公司营业收入产生较大 波动，其中：1）2021 年营收同比大幅增长主要系当期经济修复下用电需求同比提升，持 续高温及来水同比偏枯情况下电力供需紧张，公司火电发电量同比大幅增长 38.4%至 184.09 亿千瓦时；2）2023 年公司营收创新高也主要系火电发电量创历史新高，同比增长 11.6%至 206.64 亿千瓦时，虽然相对低电价的陆丰电厂出力增加导致火电综合电价同比 -3.4%，但 0.57 元/千瓦时（含税）电价仍处于相对高位；3）2024 年和 1Q25，公司营收 分别同比下降 23.1%/6.9%，主要系广东省火电上网电价大幅回落，2024 年公司火电综合 上网电价同比-12.3%至0.5元/千瓦时（含税），2025年广东省年度长协电价同比下降15.8%。

原材料成本是公司主要营业成本，自 2023 年公司入炉标煤单价快速下降。2020-2024 年公 司火电装机占总控股装机的 99%，因此公司发电成本中原材料成本占比高达 81%。2020 年市场煤价处于低位，秦皇岛 5500 大卡港口煤年均价格仅 577 元/吨，因此 2020 年公司归 母净利润高达 18.2 亿元，为近五年最高值。2021 年受国内煤炭供需格局变化及海外俄乌冲 突所导致的海外煤价大幅上涨影响，我国秦皇岛 5500 大卡港口煤年均价格同比大幅增长 78.3%至 1028 元吨，2022 年我国市场煤价虽较 2021 年的最高水平大幅回落，但仍处于高 位，且 2021 年是下半年煤价开始快速提升，2022 年公司归母净利润 1.83 亿元，为近五年 最低水平。2023 年至今，我国市场煤价快速回落，公司入炉标煤单价持续下降，但 2023 年公司发电成本同比降幅较 2024 年更小主要系 2023 年火电发电量较 2024 年高 10.2%。

得益于荷树园电厂资源化利用电价，公司盈利抗风险能力较强。公司 2020-2024 年盈利能 力波动主要受煤价大幅变化影响，但在大多数火电公司亏损的 2022年，公司 ROE仍有 1.6% 的水平，主要的得益于荷树园电厂 147 万千瓦燃烧煤矸石的煤电厂每度电享受约 0.15 元/ 千瓦时（含税）的资源综合利用电价。公司 2021 年毛利率和 ROE 同比大幅下降主要系陆 丰电厂发电量增加促使公司发电量同比大幅提升 38.4%，而陆丰电厂不享受资源综合利用 电价。2023-2024 年，随着市场煤价快速回落，公司盈利能力呈现回升态势，2024 年公司 整体毛利率较 2022 年提升 9.5pp 至 14.9%。2024 年公司 ROE 同比下降 1.8pp 至 5.8%主 要系发电量同比下降 9.2%导致营收和利润规模同比下降。

公司资产负债率水平较低，财务费用率持续下降。2020-2024 年，公司没有研发费用，销 售费用率水平较低；期间费用率中管理费用率水平最高，2020-2022 年，公司管理费用率 大幅下降，2023-2024 年呈现小幅提升态势，但 2024 年公司管理费用率为 2.42%，仍远低 于 2020 年的 5.01%。公司资产负债率较低，2020-2024 年在 43%左右的水平波动，得益 于借贷利率下降，公司财务费用率呈现持续下降态势，2024 年公司财务费用率为 0.66%， 较 2020 年下降 3.49pp。

2023-2024 年公司可供分配现金流较 2020-2022 年大幅收窄主要系 CAPEX 提升。公司的 广东陆丰甲湖湾电厂 3、4 号机组扩建工程于 2022/9/13 获得广东省发改委核准，项目总投 资为 78 亿元（20%资本金比例），并于 2022/9/19 开工，因此公司 2023/2024 年用于购建 固定资产等的现金流支出分别为 19.8/16.8 亿元，较 2020-2024 年的 2.5-3.4 亿元水平显著 提升。目前该项目仍处于未投产状态，滞后于此前 2024/12/30 首台机组投产，2025/3/30 全面投产的计划，我们认为或与广东省电力供需变化及火电市场化电价大幅下降有关。 2020-2024 年，公司分红比例和 DPS 波动均较大。2020-2024 年，公司分红比例在 13.2%-73.5%之间波动。2020 年 DPS 水平较高主要系当年公司归母净利润创新高，2022 年 DPS 水平为近 5 年最低系当年盈利受煤价高涨影响，但 2021/2023/2024 年公司归母净 利润水平较为相当，分别为 8.2/8.9/7.1 亿元，DPS 却分别为 0.05/0.3/0.15 元，差异较大， 我们认为主要系：1）2021 年下半年煤价高涨，火电盈利出现大幅下降态势，公司或为面 对高煤价所需运营资金提升做储备；2024 年按原计划为陆丰 3、4 号机组建设冲刺阶段， 且公司 2024 年年报中提出仍有 6GW 煤电项目待申报核准，后续 CAPEX 需求或较高。2） 公司股权比例较为分散，实际控制人对公司最终持股比例较低，截至 1Q25 仅为 15.96%。

股价复盘：股价和相对收益增长主要来自盈利提升预期

复盘宝新能源 2002 年以来股价及其相对火电指数、沪深 300 指数收益率走势，向上趋势 主要来自盈利提升预期，而盈利提升预期主要来自两个方面：1）新机组投产带来产能提升。 2005 年 5 月公司首台火电机组投产发电，2008 年、2012 年荷树园电厂第二、三期硫化床 机组和 2018-2019 年陆丰甲湖湾百万火电机组投产对公司股价和相对火电、沪深 300 指数 收益率有一定的提振作用；2）煤价快速下降带来盈利能力提升。如 2020 年煤价下行，市 场预期公司盈利有望受益，2H20 公司股价和相对火电、沪深 300 指数收益率大幅提升，实 际 2020 年公司归母净利润同比增长 105.8%至 18.2 亿元，创历史新高。1H24/1H25，公司 股价和相对火电、沪深 300 指数收益率大幅增长也是得益于市场煤价快速下降，市场对公 司盈利预期提升。 公司股价和相对收益的大幅回调多发生于电价预期下降的时期。火电公司大多数电量执行 年度长协电价，各省份的当年的年度长协电价一般于前一年年底和当年年初确定，其中广 东省每年下半年开始零售侧、批发侧下一年年度长协电价谈判，12 月底电力交易中心公告 交易结果。2H23、2H24 公司股价和相对火电、沪深 300 指数收益率大幅回调反映了市场 对 2024、2025 年年度长协电价下降预期，最终 2024/2025 年年度长协电价同比下降 8.8/7.4 分至 0.466/0.392 元/千瓦时。2017 年公司股价和相对火电、沪深 300 指数收益率下降除牛 市结束后的回调外，也是经历了 2016 年的电价下调后，2017 年煤价开始显著上涨导致火 电盈利能力减弱的结果。

行业：广东电力供需或较宽松，但 2026 年度电价下行空间有限

我们统计广东在建/拟建火电装机规模较大，测算 2025-2027 年其火电利用小时数同比 -8.9%/-4.9%/-2.2%，煤电利用小时数同比-5.9%/-4.6%/-2.3%，广东电力供需或较为宽松。 由于 1H25 煤价快速下降，2025 年年初以来广东月度长协电价基本维持较燃煤基准电价顶 格 20%下浮水平，2025 年广东煤电月度点火价差呈现提升态势，与月度火电利用小时呈现 正相关，主要受益于煤价快速下降。即便每年下半年月度交易电价对下一年年度长协电价 有影响，我们也预期 2026 年火电利用小时数将进一步同比下降，但现有电价机制下，广东 省 2026 年年度交易电价至多同比下降 0.02 元/千瓦时，考虑容量电价提升带来 0.017 元/ 千瓦时度电容量电价增长，广东火电 2026 年年度综合电价同比下行空间有限。

电力供需：火电新产能是否如期释放是关键

需求侧：二产用电量影响大，预计广东全社会用电量 2025-27 年同比增长 6.1%/5.4%/5.4%。 2020-2024 年，广东第二产业用电量占其全社会用电量比例的平均值高达 59%。2023-2024 年，广东第二产业用电量同比增速呈现小幅放缓趋势，综合考虑国际贸易摩擦对二产用电 量的影响，我们假设广东第二产业用电量 2025-2027 年同比增速分别为 5.0%/4.0%/4.0%。 广东第一产业用电量占比小，对全社会用电量增速影响有限，参考 2024 年广东第一产业用 电量同比增速 2.6%，假设 2025-2027 年同比增速逐年递减 0.2pp。广东第三产业、城乡和 居民用电量 2023-2024 年保持了较高的同比增长水平，其中第三产业用电量 2024 年同比 增速较 2023 年放缓，我们假设 2025-2027 年广东第三产业同比增速每年放缓 0.2pp；城乡 和居民用电量受气候影响较大，气候不确定性较高，参考其 2023/2024 年同比增速 6.8%/7.3%，我们假设其 2025-2027 年同比增速分别为 6.5%/6.0%/5.8%。 供给侧：我们统计截至 2025 年 6 月底广东在建/拟建火电装机高达 69GW，火电投产进度 将对电力供需格局产生较大影响。

水电：2021-2024 年广东常规水电装机规模较为稳定，假设 2025-2027 年维持 2024 年水 平。抽蓄层面，根据南网储能装机规划，梅蓄二期 120 万千瓦装机有望于 2025 年投产，肇 庆浪江抽水蓄能电站和惠州中洞抽水蓄能电站有望于 2025 年各投产 60 万千瓦，剩余各 60 万千瓦于 2026 年投产，因此预计广东 2025-2027 年抽蓄装机新增 240/120/0 万千瓦。考 虑 2025-2027 年抽蓄装机投产且抽蓄利用小时数较低，假设 2025-2027 年广东水电平均利 用小时数均为 1271 小时，较 2024 年低 100 小时。 核电：根据中国广核在建装机进度，2025-2026 年惠州太平岭核电站各 120 万千瓦左右装 机有望投产，2027 年陆丰核电有望投产一台 120 万千瓦装机。因此我们预计广东 2025-2027 年核电装机将各增加 120 万千瓦至 1734/1854/1974 万千瓦。2025 年虽有新增装机，但根 据中国广核公告大亚湾、岭东、岭澳核电站 2025 年 1-6 月大修天数均同比下降，对应利用 小时数有所提升，因此我们预计 2025 年广东核电利用小时数同比持平，2026-2027 年分别 同比下降 240/240 小时至 7534/7294 小时。 风电/光伏：2022-2024 年，广东省分别新增 162/300/151 万千瓦风电装机，570/932/1594 万千瓦光伏装机，年新增光伏装机呈现显著增长趋势主要系十四五初期光伏组件价格较高， 新增集中式光伏装机规模较小，自 2023 年光伏组件价格开始下降。考虑 136 号文（关于深 化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136 号）） 出台后，发电企业为了市场化推进过程中盈利的平稳过渡，或对新增新能源装机投资更为 谨慎，假设 2025-2027 年广东省每年新增风电装机规模均为 150 万千瓦，每年新增光伏装 机规模为 1200/1000/1000 万千瓦。 风光利用小时层面，假设风电 2025-2027 年利用小时数每年同比下降 10 小时，以反映新增 装机带来消纳压力的增加。光伏由于 2023-2024 年电量数据可能与此前存在口径差异，倒 算出来光伏利用小时数较为异常，2020-2024 年全国光伏平均利用小时数为 1279 小时，因 此我们假设 2025 年广东光伏利用小时数与 2022 年的 1034 小时持平，2026-2027 年假设分别为 1024/1014 小时。 外购电：广东外购电主要为西南区域水电。广东外购电比例较高，我们测算 2020-2024 年， 广东净外购电占全社会用电需求的比例平均值为 24%。广东外购电目前主要来自云南、贵 州和广西区域的水电，我们预计上述三省未来的新增水电产能规模较小，因此在暂不考虑 广东省与其他省份外购电规模重新谈判的情况下（如 2026 年广东和云南省将开始谈判新一 个五年周期送电协议，西藏在建/拟建水电投产后将送电粤港澳大湾区，但西藏在建/拟建水 电 2027 年以前难以大规模投产）外购电规模或主要受来水影响，来水主要受气候影响较难 预计，2024 年外购电规模已较前几年大幅提升，考虑云南、贵州和广西未来投产的新能源 或将打捆水电、火电外送，我们假设 2025-2027 年广东净外购电规模与 2024 年持平。

火电：消纳顺序下利用小时是倒推值，受新增产能释放节奏影响大，一定程度反映供需格 局。火电滞后于清洁能源消纳，因此 2025-2027 年火电利用小时根据（全社会用电需求净外购电量-清洁能源电量）/火电装机规模得到。我们统计截至 2025 年 6 月底广东在建、 拟建状态下的煤电/气电装机分别为 2836/4068 万千瓦，根据项目进度我们预计 2025/2026/2027 年广东将投产 1002/848/990 万千瓦煤电机组；待投产的气电规模较大且 推进速度较慢，待投产气电中仅 25%的规模有公开的投产时间预期，且有公开投产时间预 期的项目预计于 2025-2026 年投产，因此我们对 2025-2026 年广东新增气电装机的预测仅 考虑有公开的投产时间预期的项目，分别为 1003.8/387 万千瓦，考虑 2026 年开始火电容 量电价提升，气电投资积极性或增加，假设 2027 年气电投产规模为 2025 和 2026 年的均 值 695.4 万千瓦。我们测算 2025-2027 年火电利用小时数同比-8.9%/-4.9%/-2.2%，煤电利 用小时数同比-5.9%/-4.6%/-2.3%。 从我们目前测算结果看，2026 年广东电力供需或较 2025 年进一步宽松，但容量电价提升 或将弥补部分火电盈利。2023/11/10，国家发改委和国家能源局公布的《关于建立煤电容 量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501 号)提到 2026 年起，将各地通过容量电价回 收固定成本的比例提升至不低于 50%，即 2026 年起容量电价从 2024-2025 年的每年 100 元/千瓦提升至165元/千瓦。因此，虽然2026年我们测算煤电利用小时数将同比下降4.6%， 但容量电价将提升 65%至 165 元/千瓦，度电容量电价将提升 73.0%（1.7 分）至 3.9 分。

市场化电价：当前机制下中长期电价下行空间有限

一次能源价格和电力供需格局预期是影响广东 2026 年年度长协交易电价同比变化幅度的 关键因素。根据我们 2024/8/29 发布的《客观看待电力缺口与过剩并存》研究报告，市场 化交易电价的主要影响因素包括：1）一次能源价格（煤价、气价等）；2）电力供需格局； 3）区域发用电双方集中度。对广东省 2026 年年度长协交易电价同比变化来说，一般而言 区域发用电双方集中度短期变化不大，因此对 2026 年煤价和电力供需格局的预期是关键。 广东每年下半年月度长协电价走势对下一年年度电价有一定影响。每月月度长协交易一般 于上月月底完成，较年度交易更为高频，反映出近期煤价和电力供需情况（火电利用小时 数）。虽然每年的年度交易一般于上一年年底或当年年初全部完成并公示结果，但谈判开始 较早的省份如广东在上一年的下半年就陆续有交易协商，协商时由于对下一年的煤价和供 需情况较难准确预期，尤其是需求侧更多会受到近期的月度价格走势的影响。我们将 2022 年 1 月至今的月度长协电价和年度长协电价（当年/下一年）进行了对比，发现 2023-2025 年每年的年度长协电价位于 2022-2024 年每年下半年月度双边协商电价和月度集中竞价价 格之间，尤其是在煤价快速下降的 2023-2024 年，而 1H23 和 1H24 的月度交易电价显著 高于下一年即 2024 和 2025 年的年度长协电价，说明每年下半年的月度交易价格对下一年 年度交易电价有一定影响。

因煤价快速下降，2025 年年初以来广东月度长协电价几乎维持较燃煤基准电价顶格下浮的 态势。2025 年 3 月广东集中竞价交易电价环比 2 月提升 5.7%，主要系：1）广东气电也参 与市场化交易，以 2024 年为例，气电占 2024 年月度交易总电量的 25%左右，因为气电很 多时候成本高于煤电，气电可能成为边际定价者。且由于天然气储存能力的限制，即期天 然气价格对电价的影响相比有库存的煤炭而言反应更为灵敏。广东：中国 LNG 出厂价格指 数（来源 Wind）2025 年 2 月呈现上涨趋势，尤其是 2 月 25 日开始显著提升，至 2 月 28 日为 5229 元/吨，较 2 月 24 日增长 9.1%。2）广东月度集中竞价交易电量规模相对较小， 一般至多只有月度双边协商电量的 10%左右，因此集中竞价电价波动相对双边协商交易电 价更大。

2023年 1月-2024年 5月，广东大部分时间利用小时与火电月度点火价差呈现高度正相关。 广东 2023 年底-2024 年底，煤电对应的月度点火价差趋势性向下，我们认为一方面反映了 当地电力供需，一方面也是天然气价格高位回落导致的：根据能源局统计数据，2Q24 煤电 利用小时同比下滑 7%，气电同比下滑 14%，但是沿海天然气电厂的 LNG 采购很难快速调 整，在点火价差为正的基础上气电厂有动力降价换量，最终实现天然气的消化。2025 年 1-5 月广东煤电点火价差呈现扩张趋势，和火电利用小时趋势接近，但更主要是年初以来煤价 的快速下行；气电点火价差随着 2 月底开始的气价回升有所收窄。

即便如此，广东现有中长期交易电价限价规则不变情况下，2026 年年度交易电价至多只有 0.02 元/千瓦时下降空间。按照广东省能源局 2024/11/22 发布的《国家能源局南方监管局 关于 2025 年电力市场交易有关事项的通知》，中长期交易价格按照“基准价+上下浮动”的 原则，根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上下浮动 20%形成年度交易成交均价上下限。2025 年，市场参考价为 0.463 元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为 0.554 元/千瓦时，下限 暂定为 0.372 元/千瓦时。2025 年广东省年度交易电价为 0.392 元/千瓦时，若 2026 年广东 电力中长期交易价格不突破 20%下浮下限，年度交易电价至多同比下降 0.02 元/千瓦时。

公司：展望未来，产能高弹性 or 分红能力提升

2020-2024 年，宝新能源度电净利润较我们选取的其他代表性火电公司具有显著优势，主 要得益于：1）荷树园电厂 0.15 元/千瓦时市场化交易电价以外的资源综合利用电价；2）沿 海火电民企，煤炭采购更为灵活，现货比例高，煤价下行周期入炉标煤单价降幅更大；3） 火电其他度电成本位于用于比较的代表性火电公司的中下水平。展望未来，若公司持续推 动在建、拟建的 800 万千瓦煤电机组建设，假设 2030 底前全面运行，我们测算对归母净利 润的增厚幅度相当于公司 2024 年的 132%，2025-2030 年归母净利润 CAGR15%。若不投 资拟建机组，我们预计公司 2026-27 年的可供分配现金流占当年归母净利比例高达 84%/88%，分红能力有望大幅提升。但截至 2025/8/13，公司 PB（LF）仅 0.8x，我们认为 公司 PB 被显著低估。

荷树园电厂资源综合利用电价支撑盈利能力的 alpha

广东宝丽华电力有限公司和陆丰宝丽华新能源电力有限公司是公司利润核心来源。其中， 广东宝丽华电力有限公司（简称“宝丽华电力”）持有资产主要系荷树园 147 万千瓦循环流 化床机组，陆丰宝丽华新能源电力有限公司（简称“陆丰电力”）持有陆丰甲湖湾 4.8 万千 瓦风电场和 200 万千瓦超超临界煤电机组。2020-2024 年，上述两家全资子公司每年对公 司的净利润贡献超过 74%。

宝丽华电力 ROE 多数年份显著高于陆丰电力，主因荷树园电厂拥有额外资源综合利用电价。 2020、2021 和 2024 年，宝丽华电力的 ROE 分别为 35%、23%和 12%，显著高于陆丰电 力的 9%、3%和 6%，主要系荷树园电厂拥有额外资源综合利用电价 0.15 元/千瓦时。2022 年宝丽华电力 ROE 低于陆丰电力，主要系煤价处于高位，陆丰电力的超超临界机组煤耗低 且离港口近，煤价上涨周期燃料成本控制力较宝丽华电力更强。2023 年，陆丰电力和宝丽 华电力 ROE 水平相当，主要系当年陆丰电厂利用小时数同比大幅提升。

宝新能源火电度电净利润显著高于其他代表性火电公司。我们选择华能国际、华电国际、 华润电力作为全国型火电代表，浙能电力、皖能电力、粤电力作为省属火电代表，其中粤 电力火电资产和宝新能源一样主要分布在广东省。2020-2024年火电盈利经历了三轮周期， 2020 年煤价低位下行火电盈利优异，2021-2022 年煤价上行周期，哪怕煤电市场化交易电 价改革推动煤电电价提升，火电企业亏损严重，2023-2024 年煤价快速下降，火电盈利修 复时期。2020-2024 年，宝新能源火电度电净利润显著高于其他公司的平均水平，较同省 的粤电力也具有盈利优势，荷树园的 0.15 元/千瓦时资源综合利用电价起到关键作用。

2023-2024 年陆丰电厂的电量贡献增加导致宝新能源较其他代表性火电公司的点火价差领 先优势有所减弱，但仍高于其他代表性火电公司平均水平。各省份燃煤基准电价差异主要 是各省份用煤成本不同导致的，因此从点火价差的角度进行对比更为公平。2020-2022 年， 虽陆丰电厂已投产，但电量增量贡献相对较小，荷树园电厂对公司火电点火价差贡献较大， 因此公司点火价差大幅领先于其他代表性火电公司。2023 年，粤电力点火价差为 0.140 元 /千瓦时，超过宝新能源的 0.128 元/千瓦时，主要系当年广东省年度长协电价处于高位，煤 价下行粤电力点火价差大幅修复，但宝新能源点火价差相对较低的陆丰电厂电量贡献增加 拉低平均水平。2024 年，广东年度长协电价同比大幅下降，粤电力点火价差收窄至 0.127 元/千瓦时，宝新能源逆势提升至 0.129 元/千瓦时，但皖能电力（点火价差更高的疆电外送 电厂完整投产年度）超过。

2022-2024 年，宝新能源火电其他度电成本较其他代表性火电公司平均水平更低。宝新能 源 2022-2024 年火电其他度电水平较 2020-2021 年显著下降主要系折旧费用减少，2024 年公司折旧费用为 5.74 亿元，较 2020 年下降 20.2%。2022-2024 年，宝新能源火电其他 度电成本较其他火电公司平均水平更低，总体看处于对比公司中的中下水平，浙能电力优 势最为突出，华电国际 2023-2024 年其他度电成本也低于宝新能源，我们认为或与华电国 际财务费用快速下降有关。

现货煤采购比例高，煤价下行周期成本端更受益

2023-2024 年的煤价下行周期，宝新能源入炉标煤单价较其他代表性火电公司下降更快速。 沿海火电公司优势在于煤炭采购策略更为灵活，而宝新能源作为民营企业相对央、国企长 协煤的采购比例更低，因此在煤价快速下降周期，公司燃料成本端的下降会更为灵敏。皖 能电力：入炉标煤单价具有显著优势的疆电外送机组（靠近煤源，疆煤更便宜）江布电厂 2023 年开始投产，2024 年为完整投产年度，因此其 2023、2024 年入炉标煤单价下降较快。 除此之外，2023-2024 年的煤价下降周期，宝新能源 2023/2024 年入炉标煤单价同比下降 13%/17%，较其他大多数火电公司更快速。浙能电力 2023 年入炉标煤单价同比下降 16% 主要系其也为沿海火电公司，现货煤采购比例相对较低，且有一定比例进口煤采购。

发展或分红，任一情景下价值被低估

800 万千瓦在建、拟建煤电若全部投产对归母净利润的增厚幅度相当于 2024 年的 132%。 公司目前拥有在建煤电 200 万千瓦，拟建煤电 600 万千瓦。考虑：1）公司 2025/7/15 公告 预计 1H25 归母净利润同比增长 42.1%-58.5%至 5.2-5.8 亿元；2）2025 年广东煤电综合电 价或已见底；理论上交易电价规则不发生大的变化，煤价不大幅上涨，未来公司火电盈利 较 2024 年更强，但考虑在建、拟建煤电中 3/4 是盈利能力相对荷树园电厂更弱的陆丰电厂， 我们假设机组度电盈利水平为 2024 年的 3 分（低于 2024 年的 3.5 分），利用小时数选取我 们预测的广东煤电 2026/2027 年利用小数的孰低值 4095 小时，800 万千瓦煤电全部投产后 将贡献 9.3 亿元归母净利润，增厚幅度相当于公司 2024 年归母净利润的 132%，假设 2030 年前全部投产，2025-2030 年归母净利润 CAGR15%。

若不投资建设拟建机组，公司 2026-2027 年分红能力有望大幅提升。考虑广东地区在建、 拟建火电规模较大，极端情况下若火电投资回报不足以吸引公司新建煤电机组，即拟建的 600 万千瓦不建设，根据我们对公司的盈利预测模型，我们预计公司 2026-2027 年的可供 分配现金流占当年归母净利润的比例高达 84%/88%。

但公司 PB（LF）仅 0.8x，显著低于代表性火电公司。截至 2025/8/13 收盘，公司 PB（LF） 仅 0.8x，显著低于代表性火电公司平均水平的 1.3x。2025 年年度长协电价同比下降 5.3 分 的浙能电力 PB（LF）在其他代表性火电公司中处于较低水平，但也有 1xPB，同在广东区 域的粤电力 A 的 PB(LF)为 1.1x。1Q25，浙能电力/粤电力 A/皖能电力归母净利润同比下降 40.8%/403.2%/2.0%，宝新能源归母净利润同比增长 46.4%。我们认为公司 PB 水平被显 著低估。

编辑：火腿肠