粤电力A(000539) 事件：3月29日晚粤电力A发布2023年业绩，2023年公司实现营业收入597.08亿元，同比上升13.38%；实现归母净利润9.75亿元，实现扭亏为盈。公司23Q4单季度实现营业收入145.33亿元，同比上升10.31%，环比下降13.67%。由于计提12.92亿元减值影响，23Q4实现归母净利润-7.52亿元，同比减亏5.32亿元。 点评： 火电板块：降本增效成果显著，盈利能力有所恢复 1）装机及电量：继续加码煤电气电项目，用电需求持续增长。2023年，公司在建火电规模1267.42万千瓦。2023年，火电板块新增投产粤华气代煤项目66.7万千瓦，2024年1-3月投产肇庆鼎湖天然气项目46万千瓦，惠州大亚湾石化区综合能源站项目66.5万千瓦。我们预计公司在建火电机组有望在2024-2026年间密集投产，为火电板块电量增长带来成长空间。同时，受益于广东用电量需求的持续增长，公司售电量稳步提升。2023年，公司累计完成火电发电量1141.50亿千瓦时，同比增加5.03%；其中煤电完成956.39亿千瓦时，同比增加2.15%，气电完成185.11亿千瓦时，同比增加23.09%。 2）电价：23年受益于广东电价的顶格上浮，但24年面临电价回落压力。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。2023年广东年度电力交易价格实现顶格上浮，在年度长协可锁定大部收入的背景下，助力公司收入端改善明显。2023年公司火电上网电价为0.58元/千瓦时（含税），同比上升0.4元/千瓦时，同比上涨7.41%。然而，根据广东电力交易中心于2023年12月公布的交易结果，全省2024年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量2431.14亿千瓦时，成交均价465.64元/千千瓦时（含税，下同），同比上年下降88.24元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，公司2024年面临电价回落压力，公司有望通过持续优化电力市场交易策略，降低电价回落的负面影响。 3）成本：受益于国内外煤炭均价同比回落，燃料成本下降。公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于2023年国内外煤炭平均价格的同比回落，尤其是进口煤价同比较大幅度下行，公司2023年燃料成本同比出现大幅改善。2023年，公司全年发电燃料成本402.66亿元，同比下降6.90%；2023年实现火电度电燃料成本0.353元/千瓦时（不含税），同比下降11.31%。展望2024年，公司有望进一步严控各项成本费用、控制燃料采购成本，带动火电度电成本的进一步降低。 绿电板块：装机电量增长较为可观，“十四五”后两年成长空间广阔。1）装机电量：2023年，公司新能源板块装机和电量增长较为可观。其中，风电装机新增45万千瓦，同比增长19.19%；光伏装机新增197.3万千瓦。上网电量方面，风电完成47.18亿千瓦时，同比增加14.63%；光伏完成3.76亿千瓦时，上年同期为0.03亿千瓦时。2）电价：2023年，公司风电板块实现度电上网电价0.70元/千瓦时（含税），同比下降4.11%；光伏板块实现度电上网电价0.30元/千瓦时（含税），同比下降44.44%。3）展望：根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好。8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：由于广东24年电价回落，我们下调公司2024-2026年的归母净利润预测至分别为20.25亿、27.83亿、34.45亿，同比增速107.8%/37.4%/23.8%；对应3月29日收盘价5.17元的PE分别为13.40/9.75/7.88倍，维持“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。

粤电力A(000539) 核心观点 第三季度营收微升，归母净利润大幅增长。2023年前三季度，公司实现营收451.75亿元（+14.41%），归母净利润17.27亿元（+201.15%），扣非归母净利润17.11亿元（+198.49%）。其中，第三季度单季营收168.34亿元（-0.24%），归母净利润8.70亿元（+359.40%），扣非归母净利润8.62亿元（+352.27%）。前三季度公司营业收入同比增长的原因在于电力市场需求稳步回升以及公司新能源项目有序推进投产，发电量、上网电量同比增加，2023年前三季度公司发电量914.52亿千瓦时（+6.47%），上网电量864.56亿千瓦时（+6.68%）；公司归母净利润实现扭亏为盈主要系煤价下降及电价上浮影响。 新能源建设持续推进，在建项目规模较大，项目资源储备较为充足。2023年前三季度，公司新增新能源装机43.32万千瓦，均为光伏发电项目，截至2023年9月，公司风电、光伏等新能源累计投运装机容量为295.47万千瓦，其中海上风电、陆上风电、光伏分别为120、114.5、60.98万千瓦。在建项目方面，截至2023年6月，公司在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量超4GW；同时，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023年6月，公司取得备案及核准的新能源项目1180万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 电改持续推进，火电盈利有望趋于稳定。新一轮电改启动，主要聚焦于加快新型电力系统建设，随着电改持续推进，火电将逐步由主体电源转为灵活支撑电源，辅助服务、容量电价收入将成为火电重要的收入来源，火电盈利受煤价波动的影响变小，盈利更加稳定。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期；煤价上涨；行业政策变化。 投资建议：上调盈利预测。由于煤价同比下降，上调公司盈利预测，预计2023-2025年公司归母净利润分别为24.7/32.8/41.1亿元（原预测值分别为20.6/29.2/40.7亿元），EPS为0.47/0.62/0.78元，当前股价对应PE为11.4/8.6/6.8x。给予公司2024年10-11倍PE，对应6.24-6.78元/股合理价值，较目前股价有16%-28%的溢价空间，维持“买入”评级。

粤电力A(000539) 事件：10月30日晚粤电力A发布2023年三季报业绩，2023年一至三季度公司实现营业收入451.75亿元，同比上升14.41%；实现归母净利润17.27亿元，同比增长201.15%；其中，单三季度实现营业收入168.34亿元，同比下降0.24%，环比增加10.06%；实现归母净利润8.70亿元，同比增长353.14%，环比增长13.28%。 点评： 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司三季度业绩持续修复。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本三季度同环比均出现大幅改善。公司前三季度发电燃料成本304.21亿元，同比下降4.85%；单三季度发电燃料成本106.27亿元，同比下降22.93%。2023年三季度公司实现火电度电燃料成本0.316元/千瓦时，同比下降18.01%，环比下降12.25%。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年一至三季度公司售电均价为583.19元/千千瓦时（含税，下同），同比上升40.25元/千千瓦时，同比上涨7.41%。成本收入两端实现此消彼长，助力公司三季度业绩持续修复。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量914.52亿千瓦时，同比增加6.47%；其中煤电完成724.02亿千瓦时，同比增加2.47%，气电完成146.74亿千瓦时，同比增加28.30%，风电完成33.87亿千瓦时，同比增加13.59%，水电完成2.97亿千瓦时，同比增加1.02%，生物质完成5.18亿千瓦时，同比减少1.33%，光伏完成1.74亿千瓦时，去年同期为0。展望四季度及明年，经济有望持续平稳恢复，电力消费有望持续增长，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。目前公司在建煤电规模800万千瓦，我们预计有望于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，我们预计有望今年投产约500万千瓦。 绿电“十四五”成长空间广阔，风电增长助力火绿协同。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好。8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展有望打开成长空间。由于火电燃料成本端价格降幅不及预期，我们下调公司2023-2025年的归母净利润预测分别为26.70亿、38.85亿、50.56亿，同比增速188.88%/45.50%/30.14%；对应10月30日收盘价5.42元的PE分别为10.66/7.33/5.63倍，维持“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。

粤电力A(000539) 核心观点 量价齐升驱动营收增长，归母净利润实现扭亏为盈。2023H1，公司实现营收283.41亿元（+25.34%），归母净利润8.57亿元（+162.44%），扣非归母净利润8.49亿元（+160.83%）。其中，第二季度单季营收152.95亿元（+36.29%），归母净利润7.68亿元，同比实现扭亏为盈。公司营业收入同比增长的原因在于发电量、上网电量和上网电价同比增加，2023H1公司发电量565.51亿千瓦时（+15.20%），上网电量534.57亿千瓦时（+15.34%），售电均价（含税）591.86元/MWh（+9.05%）；公司归母净利润实现扭亏为盈主要系煤价下降及电价上浮影响。 煤价维持低位，煤电盈利仍有进一步改善空间。2023年以来，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。当前，国内港口及电厂电煤库维持在较高水平，现货煤和进口煤价格均处于低位，有助于公司煤电盈利进一步提升。 新能源建设持续推进，在建项目规模较大，项目资源储备较为充足。2023H1，公司新增新能源装机6.75万千瓦，均为光伏发电项目，截至2023H1，公司风电、光伏等新能源累计投运装机容量为258.90万千瓦，其中海上风电、陆上风电、光伏分别为120、114.5、24.41万千瓦。在建项目方面，目前公司在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量约442万千瓦；同时，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023H1，公司取得备案及核准的新能源项目1180万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期；煤价上涨；行业政策变化。 投资建议：维持盈利预测，预计2023-2025年公司归母净利润分别为20.6/29.2/40.7亿元/，EPS为0.39/0.56/0.77元，当前股价对应PE为16.1/11.4/8.2x，对应PB为1.5/1.4/1.2x。给予公司2023年1.6-1.7倍PB，对应6.80-7.22元/股合理价值，较目前股价有7%-14%的溢价空间，维持“买入”评级。

粤电力A(000539) 事件：8月30日晚粤电力A发布2023年半年报业绩，2023年上半年公司实现营业收入283.41亿元，同比上升25.34%；实现归母净利润8.57亿元，同比增长162.44%；其中，单二季度实现营业收入152.95亿元，同比增长36.29%，环比增加17.24%；实现归母净利润7.68亿元，同比增长182.94%，环比增长772.73%。 点评： 分板块来看，火电盈利大幅改善，新能源利润同比下滑。2023H1公司煤电板块实现营收208.38亿元（同比上升7.70%），毛利率7.70%（同比增加16.79pct），实现归母净利润2.07亿元；气电板块2023H1实现营收54.04亿元（同比上升56.13%），毛利率12.27%（同比增加11.54pct），实现归母净利润2.54亿元；火电板块合计实现归母净利润4.61亿元，同比大幅增长123.52%。同时，2023H1公司风电板块实现营收15.35亿元（同比上升10.12%），毛利率49.68%（同比下降9.28pct）；光伏板块实现营收0.20亿元，毛利率70.83%，新能源板块2023H1合计实现归母净利润3.01亿元，同比下滑6.81%。 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司扭亏为盈。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本二季度以来同比出现大幅改善。2023年上半年公司实现火电度电燃料成本0.392元/千瓦时，同比下降5.71%。我们预计下半年火电的度电燃料成本有望进一步下行。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年上半年公司售电均价为591.86元/千千瓦时（含税，下同），同比上升49.12元/千千瓦时，同比涨幅9.05%。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年上半年，公司实现上网电量534.81亿千瓦时，同比+15.36%。其中煤电421.46亿千瓦时，同比+13.13%；气电84.00亿千瓦时，同比+28.73%；风电24.94亿千瓦时，同比+17.24%。展望下半年，疫后经济复苏助力电力消费回暖，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。目前公司在建煤电规模800万千瓦，预计于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，预计今年投产约500万千瓦。 绿电“十四五”装机成长空间广阔。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好，公司已参与广东省海上风电项目竞争配置，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展打开成长空间。我们维持公司2023-2025年的归母净利润预测分别为37.83亿、46.09亿、52.17亿，同比增速225.93%/21.85%/13.17%；对应8月30日收盘价6.36元的PE分别为8.83/7.24/6.40倍，维持“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。

粤电力A(000539) 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。

粤电力A(000539) 收入稳步增长，净利润仍为亏损状态。2022年，公司实现营业收入526.61亿元（+18.45%），归母净利润-30.03亿元（-2.39%），扣非归母净利润-29.37亿元（-9.35%）。公司收入增长主要得益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，2022年，公司合并报表售电均价为545.55元/MWh（含税），同比增加78.44元/MWh，同比增长16.79%。由于煤价仍处于高位，公司燃料成本同比增加，导致净利润仍为亏损状态。2022年，公司燃料成本432.52亿元，同比增加45.89亿元，增幅11.87%。 煤电电价上浮，促进公司火电盈利改善。广东全省2023年双边协商成交均价553.88元/MWh，同比提高56.84元/MWh。同时，广东省能源局、南方能监局联合印发《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，提出当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次性能源价格波动传导机制，推动成本端压力向下游传导。 进口煤供应增加，煤价中枢或有所下行，进一步推动公司煤电业务盈利修复。随着印尼、印度煤炭产量提升，蒙煤、俄煤、澳煤的进口采购机会增加，进口煤对国内补充作用增强。政策保障下电煤中长期合同签约履约率将得到提升，有效发挥电煤长协“压舱石”作用，预计煤炭市场供需将有所缓解，煤炭价格中枢或将有所下移，公司成本端压力减轻。 装机规模有望大幅增长，保障长期业绩增长。2022年，公司新增风电、光伏装机0.38、0.17GW，截至2022年，公司风光新能源装机2.52GW，在建装机容量3.32GW，已核准备案的新能源项目规模约10GW。此外，十四五期间，公司力争分别新增煤电、气电装机6、10GW，2022年，公司新增火电装机0.92GW，核准/备案项目的计划装机容量8.52GW。 风险提示：用电量下滑；煤价持续高位；电价下滑；新能源投运不及预期。 投资建议：由于电价上浮及新能源加快发展，上调盈利预测。预计2023-2025年公司营业收入分别为609.6、694.4、813.1亿元（2023、2024年原值为606.1、693.6亿元），同比增长15.8%、13.9%、17.1%；归母净利润分别为20.6、29.2、40.7亿元（2023、2024年原值为15.6、21.2亿元），EPS为0.39、0.56、0.77元，当前股价对应PE为16.2、11.4、8.2x，对应PB为1.5、1.4、1.2x。给予公司2023年1.6-1.7倍PB，对应6.80-7.22元/股合理价值，较目前股价有19%-26%的溢价空间，维持“买入”评级。

粤电力A(000539) 事件 公司发布2022年年报：2022年年度实现营业收入526.61亿元，同比上涨18.45%；实现毛利-1.91亿元，同比减亏24.57亿元；实现归属母公司净利润-30.04亿元，同比减亏1.44亿元。 2022年收入和利润表现都好于我们的预期 2022年年度实现营业收入526.61亿元，同比上涨18.45%；实现毛利-1.91亿元，同比减亏24.57亿元；实现归属母公司净利润-30.04亿元，同比减亏1.44亿元。全年实现综合毛利率-0.36%，与2021年全年相比提高了5.63个百分点，与2022年第四季度相比提高了0.46个百分点。 受益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，公司营业收入出现较大增长。但受多种因素影响，燃料价格居高不下，公司下属火电厂亏损仍比较严重，2022年公司实现归母净利润-30.04亿元，同比下降2.59%。其中，公司煤电业务实现归母净利润-39.51亿元；气电业务实现归母净利润1.86亿元；水电业务实现归母净利润-2723万元；新能源业务实现归母净利润3.26亿元；公司本部投资业务实现归母净利润10.43亿元。 公司2022年收入和利润表现都超出我们的预期。公司营业收入增长超预期主要是火电销售电价同比超预期上涨以及风电装机及发电量同比较大幅度上涨，公司光伏业务2022年也实现了收入贡献。公司煤炭业务实现的大幅减亏，但仍巨额亏损，2022年火力发电业务毛利同比减亏14.23亿元，但仍亏损27.53亿元。同时，公司全年实现综合毛利率-0.36%，净利率-8.57%，好于我们-3.53%和-11.93%的预期。 公司销售和管理费用控制较好，但财务和研发费用比例继续上行，公司仍在积极继续推进新能源业务发展 2022年公司研发和财务费用率为2.33%和4.06%，同比上升1.01和0.96个百分点。公司继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，实施“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展。财务费用率上升，主要是公司投资和周转资金需求增加，债务融资规模继续扩大。研发费用率上升，主要是因为公司及下属单位加大研发投入和完善研发费用归集管理所致。 盈利预测 公司2022年利润表现好于我们的预测，我们根据公司2022年的经营情况，适当调整盈利预测。预计公司2023-2025年，可实现营业收入605.40、713.97和856.18亿元，归属母公司净利润-11.56、8.95和20.34亿元，总股本52.50亿股，对应EPS-0.22、0.17和0.39元。2023年3月31日，股价6.37元，对应市值334亿元，2023-2025年PE约为-29、37和17倍。 风险提示：新能源项目建设不及预期风险，绿电交易与溢价不及预期风险，可再生能源补贴回款低于预期的风险，经济恢复低于预期，电价上行低于预期。

粤电力A(000539) 事项： 公司公告：为加快新能源开发工作，提高清洁能源比重，优化电源结构，公司董事会同意由全资子粤电莎车公司作为投资主体，投资建设广东能源莎车县200万千瓦光储一体化项目（光伏建设规模2000MW；储能建设规模500MW/2000MWh）。项目总投资129.17亿元，资本金按项目总投资的20%设置，为25.83亿元，其余资金需求通过银行融资解决。 国信环保公用观点：莎车县200万千瓦光储一体化项目资源条件较为优质，项目经济性较好。广东能源莎车县200万千瓦光储一体化项目场址位于喀什地区莎车县西南侧亚喀艾日克乡光伏产业基地内，项目拟建设光伏规模为交流侧2000MW，储能规模500MW/2000MWh。根据项目可行性研究报告，项目场区太阳能资源丰富，预计年平均利用小时数为1479.71小时，利用小时数显著高于全国平均水平，同时配套储能系统将有助于提升消纳水平，保障项目的经济性。整体而言，莎车县200万千瓦光储一体化项目总体投资经济可行，项目投运后将有助于公司业绩增长。由于公司该新能源项目投运周期较长，尚具有一定不确定性，暂不考虑该项目影响，维持盈利预测。预计2022-2024年公司营业收入分别为529.5、606.1、693.6亿元，同比增长19.9%、14.5%、14.4%；归母净利润分别为-19.0、15.6、21.2亿元，EPS为-0.36、0.30、0.40元，当前股价对应PE为-15.6、19.0、14.0x，对应PB为1.4、1.3、1.2x。公司火电业务盈利修复有望持续，且风光新能源装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。由于公司目前装机仍以火电为主，考虑到火电的重资产属性，对公司合理价值测算采用PB估值法。给予公司2023年1.4-1.5倍PB，对应6.20-6.64元/股合理价值，较目前股价有10%-14%的溢价空间。公司新能源布局持续推进，火电业务迎来盈利修复，维持“买入”评级。 评论： 新能源业务布局持续推进，助力公司未来业绩增长 “十四五”期间，公司将大力发展风光新能源业务。根据公司“十四五”发展规划，未来公司将新增新能源装机1400万千瓦，其中新增陆上风电项目装机规模约160万千瓦，新增海上风电项目装机规模约280万千瓦，新增光伏发电项目装机规模约960万千瓦。此次公司莎车县200万千瓦光储一体化项目落地，标志着公司新能源发展的“十四五”规划目标有序推进，未来公司新能源项目资源将逐步兑现，成为公司业绩增长的重要驱动力。 莎车县200万千瓦光储一体化项目资源条件较为优质，项目经济性较好。广东能源莎车县200万千瓦光储一体化项目场址位于喀什地区莎车县西南侧亚喀艾日克乡光伏产业基地内，项目拟建设光伏规模为交流侧2000MW，储能规模500MW/2000MWh。根据项目可行性研究报告，项目场区太阳能资源丰富，预计年平均利用小时数为1479.71小时，利用小时数显著高于全国平均水平，同时配套储能系统将有助于提升消纳水平，保障项目的经济性。整体而言，莎车县200万千瓦光储一体化项目总体投资经济可行。 公司火电业务有望迎来盈利修复 收入稳步增长，燃料成本增加致净利润大幅下滑。2022年前三季度，公司实现营业收入394.86亿元（+20.42%），归母净利润-17.20亿元（-597.48%），扣非归母净利润-17.50亿元（-323.71%）。2022年第三季度单季度，公司实现营业收入168.75亿元（+38.36%），归母净利润-3.44亿元（+40.02%），扣非归母净利润-3.50亿元（+48.52%）。公司收入增长主要系发电量和电价增加。前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量858.96亿千瓦时，同比增加2.76%；完成上网电量810.44亿千瓦时，同比增加2.31%；上网电价方面，截至2022年9月30日，公司平均上网电价为542.94元/MWh（含税），同比增加84.15元/MWh。净利润出现大幅下降主要系燃料成本增加影响，公司前三季度发电燃料成本319.72亿元，同比增加63.09亿元，增幅24.58%。 国家政策推动煤炭保供调价，煤炭长协覆盖率、执行率和履约率提升，公司火电燃料成本有望下行；同时，受供需格局影响，预计未来下水煤价格有望下降，促进公司火电盈利改善。此外，煤电市场化交易电价上浮，对冲燃料成本压力。根据各项成本综合判断，预计2023年广东煤电年度长协电价大概率上浮20%至0.554元/kwh，较2022年年度长协电价0.497元/kwh（较基准价上浮9.7%）增加0.057元/kwh，增长11.5%，长协电价上浮有助于对冲燃料成本压力，促进公司火电盈利修复。 近期，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，《通知》中明确广东省2023年电力市场交易中一次能源价格传导机制，规定火电平均发电成本超过上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。此举有望弥补年度和月度交易的分时定价功能缺失，疏导电价±20%不能覆盖的成本上涨，有助于公司火电业务业绩改善并维持稳定。 全国电力现货市场建设推进，利好火电盈利趋于稳定。11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，推动全国电力现货市场建设。未来全国电力现货市场建设推进情形下，电力现货交易有利于体现电力的分时价值，实时体现电力供需和成本情况，促进火电扭亏为盈或维持比较稳定的收益率水平。 进口煤价格或迎来下行，公司火电板块盈利修复可期。公司煤电电厂主要分布在沿海地区，燃料成本受进口煤价格影响较大。预计未来受海外宏观经济衰退影响，进口煤价格有望下降，这将有助于降低公司燃料成本，促进公司火电盈利改善。 公司煤电、气电未来新增装机规模大，成为公司业绩增量来源。根据公司十四五规划，“十四五”期间，公司力争分别新增煤电、气电装机600、1000万千瓦，随着新增的煤电、气电项目逐步投运，将有望推动公司业绩进一步增长。 投资建议：公司新能源布局持续推进，火电业务迎来盈利修复，维持“买入”评级。 由于公司该新能源项目投运周期较长，尚具有一定不确定性，暂不考虑该项目影响，维持盈利预测。预计2022-2024年公司营业收入分别为529.5、606.1、693.6亿元，同比增长19.9%、14.5%、14.4%；归母净利润分别为-19.0、15.6、21.2亿元，EPS为-0.36、0.30、0.40元，当前股价对应PE为-15.6、19.0、14.0x，对应PB为1.4、1.3、1.2x。公司火电业务盈利修复有望持续，且风光新能源装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。由于公司目前装机仍以火电为主，考虑到火电的重资产属性，对公司合理价值测算采用PB估值法。给予公司2023年1.4-1.5倍PB，对应6.20-6.64元/股合理价值，较目前股价有10%-14%的溢价空间。 风险提示 行业政策不及预期；用电量下滑；煤价持续高位；电价下滑；项目推进不及预期。

粤电力A(000539) 核心观点 收入稳步增长，净利润大幅下滑。2022年前三季度，公司实现营业收入394.86亿元（+20.42%），归母净利润-17.20亿元（-597.48%），扣非归母净利润-17.50亿元（-323.71%）。2022年第三季度单季度，公司实现营业收入168.75亿元（+38.36%），归母净利润-3.44亿元（+40.02%），扣非归母净利润-3.50亿元（+48.52%）。公司收入增长主要系发电量和电价增加。前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量858.96亿千瓦时，同比增加2.76%；完成上网电量810.44亿千瓦时，同比增加2.31%；上网电价方面，截至2022年9月30日，公司平均上网电价为542.94元/MWh（含税），同比增加84.15元/MWh。净利润出现大幅下降主要系燃料成本增加影响，公司前三季度发电燃料成本319.72亿元，同比增加63.09亿元，增幅24.58%。 公司火电业务有望迎来盈利修复。国家政策推动煤炭保供调价，煤炭长协覆盖率、执行率和履约率提升，公司火电燃料成本有望下行；同时，受供需格局影响，预计未来下水煤价格或出现下行，促进公司火电盈利改善。煤电市场化交易电价上浮，以及广东省出台一次能源价格传导机制，将有助于公司对冲燃料成本压力，促进公司火电盈利修复。 十四五期间新增装机规模大，贡献增量业绩。根据公司十四五规划，十四五期间，公司将新增新能源装机1400万千瓦，其中新增陆上风电项目装机规模约160万千瓦，新增海上风电项目装机规模约280万千瓦，新增光伏发电项目装机规模约960万千瓦。截至21年，公司新能源装机规模为1.97GW，意味着2022-2025年新增装机容量12GW，年均新增装机容量为3GW左右。此外，十四五期间，公司力争分别新增煤电、气电装机600、1000万千瓦，推动公司业绩进一步增长。 风险提示：行业政策不及预期；用电量下滑；煤价持续高位；电价下滑；新能源项目投运不及预期。 投资建议：预计归母净利润分别为-19.0、15.6、21.2亿元，EPS为-0.36、0.30、0.40元，当前股价对应PE为-14.3、17.4、12.8x，对应PB为1.3、1.2、1.1x。公司火电业务盈利修复有望持续，且风光新能源装机规模有望持续增长，贡献业绩增量。由于公司目前装机仍以火电为主，考虑到火电的重资产属性，对公司合理价值测算采用PB估值法。给予公司2023年1.4-1.5倍PB，对应6.20-6.64元/股合理价值，较目前股价有20%-29%的溢价空间，首次覆盖，给予“买入”评级。