财路哥（报告出品方/分析师：国泰君安证券 于鸿光 孙辉贤 陈卓鸣）
1. 核心结论：转型爆发将至，成长属性开启
目标价 7.36 元。
我们认为公司获取省内外新能源项目均具备特有竞争优势，储备项目资源充裕下新能源装机即将迎来加速增长期。
市场认为公司作为区域性电力企业新能源项目资源有限，后续新能源装机增长阻力重重；而我们认为：
1）资源及“双碳”目标双重约束下，新能源将成为广东省内电量平衡主力军，公司作为省属能源龙头企业有望充分受益于省内新能源大发展。
2）广东省经济实力雄厚且将对口帮扶作为重要政治任务之一，公司依托广东省政府对口中西部省份产业帮扶东风，参与省外新能源产业投资多方共赢，争取省外新能源项目具备独特 竞争优势。
3）现阶段行业硅料产能逐步释放，公司光伏储备项目充裕，上游降本趋势下 23 年光伏装机增速爆发时刻即将来临。
4）23 年省内电价上行及煤价回落预期共振下，公司火电业务有望困境反转恢复至合理利润区间，后续火电装机将为新能源发展提供支撑调节能力及稳定现金流。
2. 盈利预测与估值
2.1. 盈利预测
公司核心主营业务为发电业务，考虑到火电及新能源发电投产开发进度，我们预计公司装机有望持续增长。
假设公司 2022~2024 年新能源装机每年新增 55/340/420 万千瓦；火电装机每年新增 92/343/450 万千瓦；公司 2022~2024 年上网电量 1077/1145/1309 亿千瓦时，对应同比增速为 3%/6%/14%。
根据上述关键假设，我们对于公司各主营业务进行预测，预计公司2022~2024年的营业收入 524/580/655 亿元，对应增速为18.6%/10.8%/12.9%。
预计公司2022-2024归母净利润为-28.4/15.3/25.9亿 元，EPS 为-0.54/0.29/0.49 元，BPS 为 3.89/4.19/4.68 元。
2.2. 估值
公司为常规能源转型新能源发电公司，选取华能国际、穗恒运 A、上海电力、浙江新能、三峡能源、龙源电力作为行业可比公司。
可比公司 2024 年平均市盈率为 15.1 倍，以此作为比较对应估值为 7.40 元；可比公司 2024 年平均市净率为 1.52 倍，以此作为比较对应估值为 7.11 元。
综合 PE 和 PB 两种方法，我们给予公司 7.36 元目标价。
3. 广东省属电力龙头，全国扩张再造一个粤电力
3.1. 广东省属能源龙头企业
广东省属国有企业，实际控制人为广东省国资委。
公司于 1992 年经广东省企业股份制试点联审小组、广东省经济体制改革委员会批准成立， 1993 年在深圳证券交易所挂牌上市，是广东省最早的股份制改制企业。
公司控股股东为广东能源集团，截至 2021 年末直接及间接合计持股 69.7%，实际控制人为广东省国资委。
控股股东是广东省内规模最大发电企业，努力打造为全国性大型能源企业集团。
集团为广东能源领域省属国有龙头企业，截至 21 年集团发电量 1559 亿千瓦时，占广东省发电量的 24.7%，是支撑广东电网、保障广东电力供应的骨干电源。
集团战略发展目标为“立足广东、面向全国，努力打造集传统能源和新能源于一体的全国性大型能源企业集团”，下属 61 家电厂已覆盖广东、贵州、云南、内蒙古等省份。
公司为集团境内发电资产整合的唯一上市平台。
公司为集团唯一控股上市平台，后续仍将积极推进集团资产证券化工作。
集团明确承诺：
1）在境内电源项目开发、资产收购等方面给予公司优先选择权；
2）将托管范围内暂不符合上市条件的发电资产除所有权、收益权、处分权之外的全部股东权利托管至公司；
3）对于未来符合上市条件的托管资产，择机注入公司。
广东省能源发展主力军，产业地位及市场份额突出。
2021年公司资产规模总额达 1143 亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。 公司主要发电资产位于广东省内，2017-2021 年公司平均可控装机容量占广东省平均统调装机18%，平均发电量占广东省平均发受电量 13%，是广东省装机规模最大的电力上市公司。
3.2. 火电仍为主体，利润随煤价大幅波动
聚焦电力主业，21 年电力营收阶梯式上行。公司聚焦电力主业，2017-2021 年售电业务收入均占营收 97%以上。
2021 年公司营业收入 442 亿元，同比+56%，主要由于发电量业务量价齐升：
1）公司 2021 年上网电量 1133 亿千瓦时，同比+62.2%；
2）2021 年公司平均含税上网电价 0.470 元/千瓦时，同比+5.1%。
火电仍为主要电源，新能源转型初见端倪
公司近年来装机内生性增长较平稳，2021 年受粤华发电等集团资产（4.4 GW）注入影响装机阶梯式增加。截至 2022 年末公司可控装机 3144 万千瓦，同比+5.0%；控股装机 2970 万千瓦，同比+5.2%。
从结构上来看，公司装机结构仍以火电为主，但新能源占比逐年提高，截至 2022 年末煤电、气电、风电、光伏装机占比 69.2%/21.5%/7.9%/0.6%，较 2018年-12.6%/+6.0%/+5.9%/+0.6%。
煤价高企导致公司连续两年严重亏损。
受煤炭价格影响，公司近十年盈利水平呈现周期性波动。2021 年公司入炉标煤单价 1151 元/吨，同比 +48%，煤电业务大幅亏损（-40.1 亿元）拖累公司整体业绩，2021 年公司归母净利润-31.5 亿元，为上市以来首次亏损。由于燃料成本仍居高不下，公司预告 2022 年归母净利润区间为-31~-26 亿元。
3.3. “十四五”积极扩张，再造一个粤电力
走向全国，“十四五”再造一个粤电力。公司贯彻广东省委、省政府和省国资委决策部署，奋力再造一个粤电力。
立足广东、走向全国，实施 “1+2+3+X”战略，规划“十四五”期间力争新增装机 30 GW，其中火电新增装机 16 GW，2022~2025 年均复合增速 CAGR +11.0%；新能源新增装机 14 GW，2022~2025 年均复合增速 CAGR +79.6%。
公司项目资源储备丰富，资本开支规模扩张。
公司在建及核准项目储备资源丰富：1）我们统计公司在建及核准火电项目 15.3 GW（煤电 8 GW、气电 7.3 GW）；2）公司截至 1H22 末在建新能源装机 2.0 GW，此外公司披露已核准备案新能源项目约 10.7 GW（截至 2022 年 12 月）。
公司 2022 年前三季度购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 80 亿元，同比+18.9%。
4. 4+N 区域布局，新能源业务多点开花
4.1. 立足广东，海风发展大有可为
广东用电需求刚性增长，传统电源难以维系电量平衡《广东省能源发展 “十四五”规划》提出：十四五期间广东省电力需求仍将保持刚性增长，预计2025年全省全社会用电量约8800亿千瓦时，“ 十四五”期间CAGR +4.9%。
广东省作为“能源消费大省、资源小省”，一方面省内传统一次能源资源较为匮乏（缺煤、少油、乏气、水能资源基本开发完毕），另一方面西电东送广东电源（主要为西南水电）“十四五”期间增量电力供应能力亦十分有限。
资源及“双碳”目标约束，新能源将成为省内电量平衡主力军。
《广东省能源发展“十四五”规划》提出优化能源结构，“十四五”期间清洁能源逐步成为能源消费增量主体，2025 年非化石能源消费比重力争达到 32%，较 2020 年提升 2 ppts。
受自然资源及双碳目标双重约束，我们预计“十四五”期间广东省或需主要通过新能源开发满足省内新增电量需求。
少“旧”多“新”，广东省新能源自然资源充裕。
与传统一次能源匮乏不同，广东省新能源资源较为充裕。据《Assessment of wind and photovoltaic power potential in China》测算，广东省新能源潜在可开发资源达 879 GW（位居全国第 9 位），其中海风 536 GW、陆风 171 GW、光伏 202 GW，省内充裕的新能源自然资源足以支撑广东省长期新能源开发。
风光齐发力，广东“十四五”新能源有望长期保持高速发展。广东省提出“十四五”期间新增新能源装机 40 GW（海风 17 GW、陆风 3 GW、光伏 20 GW），且到 2030 年新能源装机容量达到 74 GW 以上。截至 2021 年末广东省新能源装机容量为 22.2 GW，预计 2022-2030 年广东省新能源装机 CAGR +14.3%，广东省新能源建设有望长期保持高速发展。
广东海风资源禀赋优异，省补助力“十四五”平价开发。
广东省拥有我国最长的大陆海岸线（4113 公里），且濒临南海亚热带季候风常年不衰（风能等级 4~6 级），海风资源丰富。
2021 年 6 月广东省发改委《关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案的通知》提出省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，接力国补支持海上风电发展。
乘区域海风发展“东风”，公司海风有望持续增长。
2022 年 7 月广东省政府《关于完整准确全面贯彻新发展理念推进碳达峰碳中和工作的实施 意见》提出规模化开发海上风电，打造粤东粤西两个千万千瓦级海上风电基地，我们预计“十四五”期间广东海上风电将迎来大发展。
公司作为广东省属最大电力上市公司及集团唯一上市控股平台，参与广东省内海风项目竟配时具备竞争优势，有望充分受益省内海风大发展。截至 2023 年 1 月，公司在建海上风电项目合计 1 GW，计划于 2023~2024 年建成投产。
4.2. 倚广东经济优势，省外新能源产业帮扶多方共赢
广东省经济实力雄厚，以东部之优补西部之短。2022年广东省GDP12.9 万亿元，同比+1.9%，连续 34 年在全国各省市中排名第一。
作为经济强省，在中央指导下广东省多次对中西部省份进行对口协作及定向帮扶，并把对口支援工作列为省委省政府重大政治任务和应尽之责。
自脱贫攻坚以来，广东省对口协作及帮扶省份涉及广西、四川、贵州、云南、新疆、西藏六省。
产业帮扶是实现受援地可持续发展的重要方式。
2001年《中国农村扶贫纲要( 2001~2010)》最早正式提出产业化扶贫，而后各地区在帮扶实践中均十分重视产业帮扶，产业帮扶逐渐成为我国扶贫实践中的专项模式之一。据黄连琴等《参与产业帮扶、高管社会资本与竞争优势》，产业帮扶既可巩固脱贫攻坚成果，亦可帮助脱贫对象创造可持续性的发展动力，实现企业发展与乡村振兴的双赢。
广东省将产业帮扶作为重要对外帮扶方式。
以广东援疆援藏工作为例，2022 年 4 月广东省省委书记李希在《广东省对口支援西藏新疆工作领导小组会议》中提出：精准施策深化产业支援。
因地制宜支持当地发展壮大特色产业。“广东企业+当地资源”模式成为重要帮扶方式，产业帮扶既充分利用新疆西藏的资源禀赋和区位优势，又发挥了广东省的资金及管理优势。
新能源投资有望成为广东省对外产业帮扶的主要形式之一。新疆及西藏等中西部帮扶省份风光资源优质，潜在可开发装机量位居全国前列，能够吸纳高额产业资金。
以新能源开发方式进行产业帮扶不仅能够带动当地经济发展，亦有助于援助企业获取优质项目资源，我们预计新能源产业投资有望作为广东省产业帮扶的重要方式之一。
公司为广东对口援助能源建设重点企业，有助在产业帮扶中迎来双赢。
截至 2022 年 9 月，广东省产业援疆 2000 万千瓦光伏发电项目已逐步开工建设（公司为主要建设方之一）。公司不仅为广东省能源领域的省属国有龙头企业，也是对口援助能源建设的重点企业。
我们预计公司有望在广东省政府支持下，积极在全国对口帮扶省份开展新能源产业帮扶，在 助力中西部经济欠发达地区经济建设的同时破除地方区域型电力公司异地项目获取困难的经营难题。
产业帮扶提升公司声誉优势，助力非帮扶区域项目获取。刘建生等《产业精准扶贫作用机制研究》提出：企业参与产业帮扶一方面能够降低企业使用政策信息、劳动力、土地等资源的使用成本，另一方面有利于援助企业赢得声誉优势。
我们认为公司参与产业帮扶有望增强自身经营声誉，并进一步促进公司在非广东对口帮扶区域获取项目。截至 2023 年 2 月，集团及公司已先后在青海、辽宁、山西等非广东省对口帮扶区域获取项目资源。
新能源产业投资有效拉动资源地经济增长。新能源运营属于重资产行业，投资金额规模庞大。我们以部分公司签约及代建项目投资金额测算，即使在不考虑投资对经济增长带来的乘数效应的情况下，仅公司新能源签约项目投资金额本身已能够对项目所在地市级 GDP 产生较为显著的拉动作用。
4.3. 上游降价趋势已现，光伏装机大年将至
光伏新增装机维持高速增长，但弱于此前预期。据国家能源局，截至2022 年末我国光伏累计装机容量 372 GW，同比+29.4%，占国内电力装机容量 15.3%；2022 年我国新增光伏并网 86.6 GW，同比+64.8%。
2022 年 12 月中国光伏行业协会预计 2022 年全年我国光伏新增装机规模将达到 85~100 GW，实际装机量位于预测区间下限。
受行业因素影响，公司 2022 年新能源新增装机量不及预期。
集中式光伏装机初始投资成本显著高于分布式光伏，相同投资收益率边界条件下，组件价格上涨对集中式光伏投资约束更大。
我们推测公司部分集中式光伏电站储备项目收益率在 2 元/瓦以上的组件价格下或难以满足目标水平，进而导致光伏装机进度滞后。
公司 2022 年新增新能源装机 55 万千瓦，低于此前规划值（100~200 万千瓦）。
硅料产能逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。
“十四五”以来组件价格高企的主要原因之一在于上游硅料供给紧张，硅料产能逐步释放有望缓解供需偏紧格局。
据硅业分会统计数据，2020 年以来相继有企业扩产，2021 年国内硅料产能合计 52 万吨（全年实际产量 50 万吨），2022 年底国内硅料产能将达到 120 万吨（全年预计产量 82 万吨），预计 2023 年底国内产能将进一步提升至 240 万吨。
硅料价格与组件价格同步下降。
4Q22硅料产能释放后供需预期调整，11 月以来硅料和组件价格已同步松动下行：
1）根据 PVInfoLink 数据，截 至 2023 年 1 月 11 日，多晶硅致密料平均价格 168 元/千克、182mm 单晶单面 PERC 组件均价约 1.78 元/W，较 2022 年 11 月中旬下降约 45%/10%；
2）从公开招标来看，组件招标价格持续下降，近期最低价下探至 1.5 元/W左右。
我们预计随着硅料产能释放，后续组件价格有望持续下降。
预计 2023年公司光伏装机将进入加速放量阶段。
公司“十四五”规划新增光伏装机 9.6 GW，截至 2022 年 12 月公司披露已核准备案新能源项 目约 10.7 GW（从公司公开披露的签约及在建项目公告来看，省外新能源项目以集中式光伏居多），光伏产业链上游降本趋势下我们预计公司 2023 年光伏装机增速爆发时刻即将来临。
5. 火电 23 年重回盈利，支撑公司高强度资本开支
5.1. 收入成本共振，23 年火电业务困境反转在即
公司为广东省主要的火电公司，火电资产质量较高。
公司为广东省主要的火电发电公司之一，2022 年公司火电发电量 1087 亿千瓦时，占同期 广东省火电发电量的 24.7%；截至 3Q22 末公司火电装机容量 26.9 GW，占同期广东省规上电厂火电装机容量的 25.6%。
截至 2021 年末公司控股电厂中 60 万千瓦及以上机组容量约占火电控股装机容量的 61.6%，火电机组整体质量较高。
燃料成本居高不下，火电业务亏损严重。
2022 年受煤炭价格及 LNG 价格上涨影响，公司燃料成本高企且无法完全通过电价向下游传导成本致使公司火电业务亏损严重。
我们测算 1H22 公司火电单位燃料成本 0.415 元/千瓦时，同比+38.3%；同期公司合并报表售电均价为 0.543 元/千瓦时，同比+18.5%。1H22 公司火电业务归母净利润-19.6 亿元，同期燃煤/燃气业务毛利率为-9.1%/0.7%，同比-11.2/-9.5 ppts。
2023 年广东长协电价边际提升显著。
我们认为 2022年广东省年度长协电量电价涨幅较低是压制 2022 年火电业务毛利率的关键因素，2022 年广东省年度双边交易电价 0.497 元/千瓦时，仅较广东基准电价（0.463 元/千瓦时）上浮 7.35%。
2023 年广东长协电价显著提升，2022 年 12 月《广东电力市场 2023 年度交易及可再生能源年度交易结果》公布 2023 年年度双边交易电价 0.5539 元/千瓦时（接近上限 0.554 元/千瓦时，同比+11.4%），较广东基准电价上浮 19.6%。
成本端多重因素共振有望边际好转。
我们预计 23 年公司综合用煤成本有望好转：
1）国家发改委持续监督 23 年年度电煤中长期合同签约工作落地情况，我们预计公司作为地方国企 23 年煤炭中长期合同实际兑现率边际提升空间较高；
2）现货煤市场价格自 22 年 11 月逐步进入下行通道，2021~2022 年连续两次新增 3 亿吨煤炭产能将陆续释放，供需边际宽松下我们预计国内现货煤价有望延续温和下行；
3）2023 年 1 月卡里曼丹 Q3800 动力煤 FOB 均价 65.7 美元/吨，环比-10.4%。公司 2022 年进口煤（主要为印尼煤）采购占比近 30%，亦有望受益于进口煤价格下行。
公司2023年归母净利润敏感性测算：我们基于2023E公司盈利预测（归母净利润 15.3 亿元）的敏感性测算表明：火电平均含税上网电价每上涨 0.005 元/千瓦时，公司归母净利润提升 16%左右；含税进口煤价（5500 大卡）每下降 50 元/吨，公司归母净利润提升 15%左右。
5.2. 保供催化火电投资，商业模式亟待优化
广东电力供需持续偏紧，能源安全保供压力凸显。广东省骨干支撑和应急备用电源不足，高峰负荷时段部分地区特别是珠三角负荷中心电力供应紧张状况时有发生。3Q21 广东受需求侧经济增长加上持续高温、供应侧燃料价格高涨以及西电少送等因素影响，遭遇了近十年未有的“大缺电”，被迫实施 66 天有序用电。
根据电规总院预测，2022-2024 年广东电力供需偏紧情况仍将持续，保供压力凸显。
广东省仍需开展火电投资满足电力平衡。
据《广东省能源发展“十四五”规划》，广东省迫切需要全面提升能源系统的安全性：
1）积极发展天然气发电，“十四五”新增天然气装机约 36 GW；
2）发挥煤电托底保障作用，有序推进支撑性和调节性电源项目建设。
我们统计“十四五”期间广东省已新增核准火电 25 GW，其中煤电 16 GW，气电 9 GW。
新型电力系统下，火电容量保障能力有望得到定价。
2022 年 11月中电联《适应新型电力系统的电价机制研究报告》提出原则上建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿、国家能源局《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》提出结合实际需要探索市场化容量补偿机制。
我们认为火电机组在满足电力平衡及能源低碳转型的双重目标下，火电定位将由电量主要提供方逐步向支撑调节性电源转变，后续我国火电电价机制或将从纯电量电价向“电量电价+容量补偿”模式转变。
截至 2023 年 1 月，山东、青海、云南等省份均已有火电容量补偿相关政策出台。
商业模式优化下火电业务有望迎来价值重估。
盈利稳定性随着煤-电产业链区间对区间的价格机制建立以及容量补偿相关机制后续有望逐步落地，我们预计火电盈利对于燃料价格波动的敏感性也在逐步减弱。
我们认为未来公司火电业务利润中枢将稳定至合理水平（难以恢复至 2013 年 ROE 高点，但 ROE 波动性将大幅减弱），为公司能源转型提供支撑调节能力及稳定现金流，商业模式优化下火电业务有望迎来价值重估。
6. 风险提示
6.1. 用电需求不及预期
若用电需求增长不及预期，大量风电光伏机组投产后，有可能会出现弃风弃光率反弹。
6.2. 煤炭及 LNG 价格超预期上涨
公司目前燃煤及燃气机组占比仍然较大，若煤价及 LNG 价格超预期上涨，将严重影响公司盈利情况。
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