粤电力A(000539)：煤电“量价本”共振受益 火绿协同引领成长

　　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。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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