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1、 敬请参阅最后一页特别声明 1 6 量价齐升高弹性,民营火电领跑者 投资逻辑 广东省广东省民营火电企业,民营火电企业,发电、发电、投资投资双轮双轮驱动驱动稳定收益。稳定收益。截至2021 年底,公司总装机 351.8 万千瓦、全部位于广东省内;其中火电装机占比 98.6%。公司业绩受煤价波动影响大,3Q22 煤价下行且用电需求景气,剔除投资收益实现盈利 1.5 亿;而 2Q、4Q22煤价上行叠加火电需求疲软,预计 4Q22 火电业务亏损。此外,公司参股投资梅州客商银行、东方富海和汕尾后湖海上风电等项目,13Q22 投资收益占净利润的 61.1%,有力缓解了经营压力。广东用电需求修复弹性可期广东
2、用电需求修复弹性可期,电价形成机制电价形成机制渐趋渐趋完善完善体现体现供供需需。1)疫情和天气因素抑制 22 年广东用电需求;全面放开后广东用电需求修复弹性可期,量价齐升共助公司业绩修复。2)预计 2023 年广东电力供需持续偏紧。电力市场化改革持续深化逐步还原电力的商品属性,电价走势有望更贴合实际供需。2 2H22H22 广东广东燃煤燃煤机组核准机组核准提速提速,公司公司装机装机弹性行业领先弹性行业领先。广东省电力供应依赖外受电,而“十四五”期间南网区域跨省输受电增量有限且西南水电不可预测,凸显省内自主保供紧迫性。2022年 8 月以来,广东省 19 台百万千瓦机组陆续获得核准;公司目前在建
3、 2 台百万千瓦机组,预计于 24 年底、25 年初陆续投产,并有望再获核准 2 台百万千瓦机组。存量机组存量机组区位与技术优势并存,区位与技术优势并存,专专享享电量、电价政策支持电量、电价政策支持。公司煤电机组均位于革命老区,电量受政策保障;其中 147 万千瓦煤矸石综合利用机组享有电价政策支持。2021 年,公司火电利用小时数较省平均高 10.8%,平均上网电价较基准价上浮 32.5%。长协煤占比长协煤占比提升提升+进口煤价进口煤价下降,下降,公司公司火电火电业绩业绩有待有待边际改边际改善善。公司历史上煤炭 100%来自进口市场煤,澳煤严控后以印尼煤为主。保供稳价政策支持下,公司 3Q22
4、 起逐步落实电煤中长协。此外,全球煤炭生产端历时 2 年基本抚平疫情影响,从总量上看 2022 年供需已转松,但俄乌冲突导致的供需结构性失衡支撑煤价高位运行。2023 年全球增速放缓预期下中国逆势复苏,有望受益于海运煤供需边际改善,公司成本端有待持续修复。盈利预测、估值和评级 我们预测,2022/2023/2024 年公司实现营业收入 96.8/104.3/107.6 亿元,同比+2.9%/+7.7%/+3.2%,归母净利润 2.0 亿/13.6亿/21.0 亿元,同比-75.7%/+578.9%/+54.7%。给予公司 2023 年14XPE,对应目标价 8.77 元,首次覆盖,给予“买入”
5、评级。风险提示 新项目进展不及预期、煤电需求不及预期、煤价下行程度不及预期、金融投资风险、公司管理风险等 石油化工组 分析师:许隽逸(执业 S01) 市价(人民币):6.49 元 目标价(人民币):8.77 元 公司基本情况(人民币)项目 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)7,160 9,411 9,684 10,427 10,756 营业收入增长率 27.24%31.44%2.91%7.67%3.15%归母净利润(百万元)1,818 824 200 1,359 2,103 归母净利润增长率 105.83%-54.65%-75.72
6、%578.94%54.74%摊薄每股收益(元)0.835 0.379 0.092 0.625 0.967 每股经营性现金流净额 1.62 0.66 0.09 0.97 1.42 ROE(归属母公司)(摊薄)16.68%7.38%1.77%10.90%14.65%P/E 8.74 15.63 70.54 10.39 6.71 P/B 1.46 1.15 1.25 1.13 0.98 来源:公司年报、国金证券研究所 02004006008001,0001,2003.004.005.006.007.00220207人民币(元)成交金额(百万元)成交金额宝新能源沪深300 公司深度研究 证券研究报告
7、宝新能源(000690.SZ)2023 年 02 月 07 日 买入(首次评级)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 内容目录内容目录 1、广东省民营火电企业,发电、投资双轮驱动稳定收益.4 1.1 区域性民营电企,能源+金融双轮驱动业绩增长.4 1.2 电力主业营收持续增长而盈利有待修复,投资收益托底公司业绩.5 2.+共振推动量价齐增,火电资产的区位优势带来独特机遇.8 2.1 广东用电需求修复弹性可期,电价形成机制渐趋完善体现供需.8 2.2 本地电力缺口持续扩大,2H22 广东省煤电机组核准提速.10 2.3 革命老区苏区扶贫+清洁煤电政策支持,电价和利用小时数行业领先.13 3
8、.长协煤占比提升+进口煤价下降,公司火电业绩有待边际改善.14 3.1 保供稳价政策持续发力,成本端有望持续修复.14 3.2 国际动力煤市场供需基本面边际改善,进口煤价下降有助于公司火电纾困.15 4.盈利预测与投资建议.17 4.1 核心假设.17 4.2 盈利预测.18 4.3 投资建议及估值.18 5.风险提示.19 图表目录图表目录 图表 1:公司控股装机情况.4 图表 2:2018-1H22 公司营收构成(%).4 图表 3:公司股权结构图(截至 3Q22).4 图表 4:公司控股情况.5 图表 5:2018-2021 年公司总发电量及增速(亿千瓦时、%).5 图表 6:2018-
9、13Q22 公司营业收入及增速(亿元、%).5 图表 7:1M18-12M22 印尼中低卡煤 HPB 基准价与国内主要城市中低卡煤车板价对比(折合标煤,元/吨).6 图表 8:2018-13Q22 公司归母净利润及增速情况(亿元、%).6 图表 9:2018-13Q22 公司与火电行业上市企业毛利率对比情况(%).6 图表 10:公司金融投资业务基本情况.6 图表 11:1H22 公司投资项目营业收入、营业利润及权益法确认的投资损益(亿元).7 图表 12:2018-13Q22 公司投资收益及占利润总额比例(亿元、%).7 图表 13:2018-13Q22 公司与可比公司管理费用率(%).7
10、图表 14:2018-1H22 年公司管理费用构成(亿元).7 图表 15:2018-13Q22 公司与可比公司资产负债率(%).7 图表 16:2018-13Q22 公司经营现金流量净额及同比增速(亿元、%).7 图表 17:2018-13Q22 公司货币资金情况(亿元).8 图表 18:2018-2025E 广东省分电源发电结构(亿千瓦时).8 图表 19:2018-2025E 广东省煤电发电量和火电机组平均利用小时数(亿千瓦时、小时).8 图表 20:2022 年 1-11 月广东省全社会用电量和增速情况(亿千瓦时、%).9 图表 21:2022 年广东省月度电网企业代理购电价格情况(元
11、/千瓦时).9 WWiZoXkYoZcZzRuM6M9R8OtRnNtRpMeRpPnPkPrRuMaQoPmMNZrRtQwMmNuM公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 3 图表 22:2022 年广东省年度、月度交易成交均价及较基准价涨幅情况(元/兆瓦时、%).9 图表 23:3Q22 部分地区省间现货市场售电量、售电均价距平率和售电收入占比情况(%).9 图表 24:2022、2023 年广东省电力年度长协成交均价(元/兆瓦时、%).10 图表 25:部分省份 2022 电力年度交易成交均价及较基准价上浮情况(元/兆瓦时、%).10 图表 26:广东电网 8 条 500kV 超高压交
12、流外部联网通道.10 图表 27:广东电网 11 条高压直流外部联网通道.10 图表 28:广东省全社会用电需求的 2 成左右依赖外受电满足.11 图表 29:云南省用电量及其增速、输出电量情况(亿千瓦时、%).11 图表 30:截至 11M22 云南省装机结构.11 图表 31:2021、2022 年 6-10 月广东省火电利用小时数及增速、云南省输出电量增速情况(小时、%).11 图表 32:贵州省原煤日均产量及增速(万吨/天、%).12 图表 33:截至 11M22 贵州省装机结构.12 图表 34:广东省火电与核电装机容量与尖峰负荷情况(亿千瓦).12 图表 35:2017-2025E
13、 公司火电装机容量情况(万千瓦).13 图表 36:革命老区支持政策.13 图表 37:公司 2021 年火电利用小时数远超广东省和全国平均水平.14 图表 38:2021 年公司火电平均上网电价居于行业领先水平(含税、元/千瓦时).14 图表 39:1M20-1M23 秦皇岛动力煤长协价、平仓价及印尼煤 HPB 基准价对比(元/吨).14 图表 40:1Q20-3Q22 公司与国电电力单季度销售毛利率情况对比(%).14 图表 41:山东滕州 5500 大卡动力煤月均坑口价(元/吨).15 图表 42:2019-2022 年分月份国内原煤日产量(万吨/天).15 图表 43:2021-202
14、2 年各国动力煤出口量变化情况(百万吨).15 图表 44:2018-2022E 全球煤炭产量情况(百万吨).15 图表 45:2021 年印尼煤炭分国家出口结构(%).16 图表 46:7M21-7M22 不同热值动力煤离岸价(美元/吨).16 图表 47:1-12M22 印度煤炭目标与实际产量情况(百万吨).16 图表 48: 财年印度煤炭产量及需求量情况(百万吨、%).16 图表 49:2022-2023 年印度煤炭进口需求测算.16 图表 50:1M20-1M23 欧洲三港 ARA 及南非理查德港动力煤离岸价(美元/吨).17 图表 51:公司净利润对煤炭采购
15、来源、结构变化的敏感性测算.17 图表 52:2019-2024E 公司费用率.18 图表 53:核心估值假设.18 图表 54:可比公司估值比较(市盈率法).18 公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 4 1、广东省民营火电企业,发电、投资双轮驱动稳定收益 1.1 1.1 区域性区域性民营民营电企,电企,能源能源+金融双轮驱动业绩增长金融双轮驱动业绩增长 公司是区域性电力企业,主营业务为火力发电。公司于 1997 年成立并在深交所上市,2003 年切入发电领域;当前主营业务包括洁净煤燃烧技术发电、可再生能源发电等,2018-2021 年电力业务营收占比维持在 99%左右。截至 2021 年
16、底,公司总装机规模351.8 万千瓦、全部位于广东省内;其中火电装机占比 98.6%。梅县荷树园电厂共有6 台劣质煤资源综合利用循环流化床机组,是全国规模最大的资源综合利用电厂。图表图表1 1:公司控股装机情况公司控股装机情况 图表图表2 2:2012018 8-1 1H H2 22 2 公司营收构成(公司营收构成(%)子公司名称子公司名称 项目名称项目名称 项目性质项目性质 装机容量装机容量(万千(万千瓦)瓦)投产时间投产时间(年)(年)广东宝丽华电力有限公司 梅县荷树园电厂一期 火力发电 27 2005 梅县荷树园电厂二期 60 2008 梅县荷树园电厂三期 60 2012 陆丰宝丽华新能
17、源电力有限公司 陆丰甲湖湾电厂一期 火力发电 200 2019 陆丰甲湖湾陆上风电场一期 风力发电 4.8 2009 来源:公司公告,国金证券研究所 来源:公司公告,国金证券研究所 公司属于民营企业,实际控制人为叶华能先生。截至 3Q22,公司主要股东包括叶华能(14.4%)、张慧强(2.87%)、宁远喜(1.97%)和叶耀荣(1.6%)。其中,公司控股股东为广东宝丽华集团有限公司,持股比例为 16%;叶华能先生持有广东宝丽华集团有限公司 90%股权,最终持有公司 14.4%股份,为公司实际控制人。图表图表3 3:公司股权结构图(截公司股权结构图(截至至 3Q223Q22)来源:Wind,公司
18、公告,国金证券研究所 控股子公司调整,精准服务新能源电力、新金融投资两大核心主业。公司以“做大做强新能源电力,做精做优新金融投资,产融结合、双轮驱动”为发展战略,全力打造“宝新能源+宝新金融”双核心主业平台。近年来,公司先后注销了与公司核心业务相关性较低的子公司,优化了资源配置。当前公司旗下共有 4 家全资子公司,其中宝丽华电力、陆丰电力为发电企业,宝新售电负责宝丽华电力、陆丰电力的购售电业务;宝新资产负责公司金融板块业务,于 2017 年 3 月发起设立宝新 3 号私募投资基金并作为管理人。99.87%99.96%99.59%98.24%96.45%70%75%80%85%90%95%100
19、%200211H22电力其他业务公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 5 图表图表4 4:公司控股情况公司控股情况 来源:Wind,公司公告,国金证券研究所 1 1.2.2 电力主业营收持续增长而盈利有待修复,投资收益托底公司业绩电力主业营收持续增长而盈利有待修复,投资收益托底公司业绩 新机组投产+电力供需紧张+市场化改革,量价齐升驱动公司营收持续增长。2018-2021 年,公司营业收入年均复合增速达 34.9%,但 18-19、20、21 年营收增长的驱动力各不相同:2018-2019 年主因公司陆丰甲湖湾电厂一期 2 台百万千瓦机组相继投产、生产能力扩大;2020
20、 年主要由火电电价上涨驱动;2021 年主要系电力供需紧张,公司火电利用小时数大幅增加所致。图表图表5 5:20 年公司总发电量及增速(亿千瓦时、年公司总发电量及增速(亿千瓦时、%)图表图表6 6:20182018-1 13Q223Q22 公司营业收入及增速(亿元、公司营业收入及增速(亿元、%)来源:公司公告,国金证券研究所 来源:公司公告,国金证券研究所 盈利能力行业领先,近 2 年受进口煤价高企影响短期业绩承压。燃料成本占公司营业成本 7 成左右,盈利能力受煤价波动影响较大。公司毛利率、净利率多年稳定高于同业可比公司,主因:1)从事劣质煤资源综合利用,享有电价
21、和税收优惠政策;2)作为沿海民营电厂,煤炭采购以进口煤为主,存在价格优势。但自 2H20 煤价上行以来,公司 2021、13Q22 归母净利润分别同比下降 54.7%、76.8%,毛利率分别为 16.3%、6.5%,下降至行业中上游,主因电煤中长协覆盖率较低。近期,公司积极展开电煤中长协签订工作,叠加进口煤价下行,业绩有望迎来边际改善。0%10%20%30%40%50%60%70%020406080001920202021总发电量(亿千瓦时)同比增速(%)0%10%20%30%40%50%60%00708090100201820
22、3Q22营业收入(亿元)同比增速(%)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 6 图表图表7 7:1M11M18 8-1 12 2M22M22 印尼印尼中低卡中低卡煤煤 HPBHPB 基准价与国内主要城市基准价与国内主要城市中低卡中低卡煤煤车板车板价对比(价对比(折折合标煤,合标煤,元元/吨)吨)来源:Wind,国金证券研究所。注:HPB 基准价为政府编制的指导价,具体计算公式未公开 图表图表8 8:20182018-1 13Q223Q22 公司归母净利润及增速公司归母净利润及增速情况情况(亿(亿元、元、%)图表图表9 9:20182018-1 13Q223Q22 公司与
23、火电公司与火电行业上市企业行业上市企业毛利率毛利率对对比比情况(情况(%)来源:公司公告,国金证券研究所 来源:Wind,国金证券研究所 投资收益发挥托底作用,缓解高煤价带来的经营压力。公司结合电力行业资金充裕的特点,积极探索运用资本市场多种股权投资工具,用新金融投资贡献新力量。目前参股投资项目主要包括梅州客商银行、汕尾后湖海上风电项目和深圳市东方富海投资管理有限公司。公司 2021 年、13Q22 分别实现投资收益 2.5、1.2 亿元,分别占净利润的 25.4%、61.1%,有力缓解了经营压力。图表图表1010:公司金融投资业务基本情况公司金融投资业务基本情况 投资项目投资项目 业务性质业
24、务性质 主要经营地主要经营地 投资时间投资时间 现持股比例现持股比例 梅州客商银行 金融服务 梅州市 2017 年 30%深圳市东方富海投资管理有限公司 投资管理 深圳市 2017 年 29.41%汕尾后湖海上风电项目 电力生产及销售 汕尾市 2018 年 8.09%来源:公司公告,国金证券研究所 05000250030---------11
25、------11印尼4200-4400煤价区间安徽宿州4500山东枣庄4400辽宁丹东4000河北邢台4500-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%0246802002113Q22归母净利润(亿元)同比增速(%)-30-20-502018A2019A2020A2021A13Q22火电行业销售毛利率区间宝新能源公司深度研究 敬请参阅最后
26、一页特别声明 7 图表图表1111:1H221H22 公司投资项目营业收入、营业利润公司投资项目营业收入、营业利润及及权益法权益法确认的投资损益(亿元)确认的投资损益(亿元)图表图表1212:20182018-1 13Q223Q22 公司投资收益及占利润总额比例(亿公司投资收益及占利润总额比例(亿元、元、%)来源:公司公告,国金证券研究所 来源:公司公告,国金证券研究所 优化管理有效控本,1-3Q22 管理费用及费率均下降。公司营收保持稳步增长态势,同时不断修订完善内部管理机制,管理费用率由 2021 年的 4.4%下降至 1-3Q22 的2.2%,降幅达 2.2pcts。职工薪酬和房屋租赁支
27、出减少是驱动公司管理费用下降主要因素。1H22 职工薪酬同比下降 83.7%;房屋租赁费由 1H20 的 1.3 亿下降至 1H22的 10.8 万元,降幅高达 99.1%。图表图表1313:20182018-1 13Q223Q22 公司公司与与可比公司可比公司管理费用率(管理费用率(%)图表图表1414:20182018-1H221H22 年公司管理费用构成(亿元)年公司管理费用构成(亿元)来源:Wind,公司公告,国金证券研究所 来源:Wind,国金证券研究所 经营性现金流净额有望持续修复、现金余额充足且负债率较低,多渠道满足未来资金需求。受益于用电需求景气和煤价下降,公司 3Q22 经营
28、性现金流净额 12.7 亿元,同比、环比分别增加 429.7%、285.6%,且未来有望持续改善。此外,由于公司前期规模扩张计划相对缓和、资本开支压力较小,截至 3Q22 公司现金余额 54.0 亿元、资产负债率为 42.8%,偿债压力远低于同业可比公司,有利于后续获取银行借款。图表图表1515:20182018-13Q2213Q22 公司与可比公司资产负债率(公司与可比公司资产负债率(%)图表图表1616:20182018-13Q2213Q22 公司经营现金流量净额及同比增公司经营现金流量净额及同比增速(亿元、速(亿元、%)来源:Wind,国金证券研究所 来源:Wind,国金证券研究所 01
29、23456梅州客商银行汕尾后湖海上风电东方富海营业收入净利润权益法确认的投资损益-10%0%10%20%30%40%50%60%70%-1.5-1.0-0.50.00.51.01.52.02.53.0200211Q322投资收益(亿元)占利润总额比例(%)0%1%2%3%4%5%6%7%8%2002113Q22宝新能源华能国际华电国际粤电力A0500300350400450200211H22职工薪酬折旧摊销咨询及服务房屋租赁办公及其他30%40%50%60%70%80%90%100%201820192020
30、202113Q22宝新能源华能国际国电电力大唐发电华电国际-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%055402002113Q22经营现金流量净额同比增速公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 8 图表图表1717:2 2018018-13Q2213Q22 公司货币资金情况(亿元)公司货币资金情况(亿元)来源:Wind,国金证券研究所 2.+共振推动量价齐增,火电资产的区位优势带来独特机遇 2 2.1.1 广东用电需求修复弹性可期广东用电需求修复弹性可期,电价形成机制电价形成机制渐趋渐趋完善完善体现体现供需供需 疫情
31、和天气抑制 2022 年广东用电需求,全面放开后修复弹性可期。回顾 2020-2022年,发现第三产业占 GDP 比重较高致使广东省受疫情影响较大,但也使其疫后复苏弹性也高于全国。2022 年 1-11 月,广东省、全国用电量分别同比下降 0.1%、增加3.5%,火电机组平均利用小时数分别同比下降 326、47 小时。据中电联预测,2023年全国电力需求将增加 6%;假设 23 年广东省用电增速修复至与全国持平、外受电量恢复至 1907 亿千瓦时、水电机组平均利用小时数 1879 小时,对应火电机组平均利用小时数将增加 1.4%。图表图表1818:2 2018018-2025E2025E 广东
32、省分电源发电结构(亿千瓦广东省分电源发电结构(亿千瓦时)时)图表图表1919:2 2018018-2025E2025E 广东省煤电发电量和火电机组平均广东省煤电发电量和火电机组平均利用小时数(亿千瓦时、小时)利用小时数(亿千瓦时、小时)来源:广东电力交易中心,中电联,国金证券研究所 来源:广东电力交易中心,中电联,国金证券研究所 23 年广东省电力供需将延续偏紧态势,下游需求景气有利于电企成本传导。用电需求疲软导致 2022 年广东省电网企业代理购电价格仅 4 月较基准价上浮超 20%,2023年广东电价仍有上行空间。全面放开叠加产业政策逐步落地,下游需求景气、盈利能力修复均有助于电力企业成本
33、传导。002002113Q22货币资金(亿元)0040005000600070008000200212022E2023E2024E2025E燃煤燃气生物质及其他水电核电风电光伏30003200340036003800400042004400460048005000050002500300035004000200212022E 2023E 2024E 2025E煤电-发电量(亿千瓦时)煤电-利用小时数(小时)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 9 图表图表202
34、0:20222022 年年 1 1-1111 月广东省全社会用电量和增速情月广东省全社会用电量和增速情况(亿千瓦时、况(亿千瓦时、%)图表图表2121:2 2022022 年广东省月度电网企业代理购电价格情况年广东省月度电网企业代理购电价格情况(元(元/千瓦时)千瓦时)来源:Wind,中电联,国金证券研究所 来源:北极星电力网,国金证券研究所 现货市场反映真实供需+一次能源价格传导机制出台,电企议价能力提升。由于现货市场限价较为宽松,成交价格更贴近真实成本和供需,为中长期市场提供指引。广东省电力现货市场自 2022 年起不间断运行,1H22 煤机平均现货申报价格556 元/兆瓦时、8 月以来的
35、月度交易综合价维持在较基准价均上浮约 18%水平,为2023 年电力年度交易价格提供参考。2022 年 11 月,广东省能源局、南方能监局发布关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知,一方面提出可按“固定价格+联动价格+浮动费用”模式签订零售合同,浮动费用上限 2 元/兆瓦时;同时,明确当一次能源价格波动超出一定值时,按照一定比例对年度/月度电量进行补偿,补偿费用由工商业用户分摊,提高了电力企业的议价能力。图表图表2222:2 2022022 年广东省年度、月度交易成交均价及较基年广东省年度、月度交易成交均价及较基准价涨幅情况(元准价涨幅情况(元/兆瓦时、兆瓦时、%)图表图表2323:3Q
36、223Q22 部分地区省间现货市场售电量、售电均价部分地区省间现货市场售电量、售电均价距平率和售电收入占比情况(距平率和售电收入占比情况(%)来源:广东省电力交易中心,北极星电力网,国金证券研究所 来源:北极星电力网,国金证券研究所 广东省 2023 年度电力交易成交均价同比增长 11.4%,涨幅全国领先。2021 年,国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(简称“1439 号文”),将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过20%,高耗能企业和电力现货市场交易电价不受上浮 20%限制。此后,各省组织开展2022 年电力市场中长期交易,多数省份年度电力长协成交均价
37、较基准价上浮超 15%。受行政等因素干预,广东省 2022 年度双边协商交易均价为 497.04 元/兆瓦时,仅较基准价上浮 9.7%。近期广东省 2023 年度电力交易完成,双边协商交易均价为553.88 元/兆瓦时,较基准价上浮 19.6%,同比提升 9.9pcts,涨幅全国领先。-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%00500600700800900M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11广东省全社会用电量(亿千瓦时)YoY(%)0.40.450.50.550.6M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12电网企业代理
38、购电价格(元/千瓦时)燃煤基准价(元/千瓦时)基准价上浮20%电价(元/千瓦时)0%5%10%15%20%460480500520540560M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10 M11 M12月度交易综合价(元/兆瓦时)年度交易成交均价(元/兆瓦时)较基准价涨幅(%)-200%-100%0%100%200%300%400%500%600%700%0%5%10%15%20%25%30%黑龙江电网吉林电网辽宁电网蒙东电网河北电网冀北电网蒙西电网山西电网天津电网福建电网湖南电网甘肃电网宁夏电网青海电网陕西电网新疆电网四川电网西藏电网重庆电网售电量占比售电收入占比售电均价距平率公司深度研究 敬
39、请参阅最后一页特别声明 10 图表图表2424:2 2022022、2 2023023 年广东省电力年度长协成交均价年广东省电力年度长协成交均价(元(元/兆瓦时、兆瓦时、%)图表图表2525:部分省份部分省份 2 2022022 电力年度交易成交均价及较基准电力年度交易成交均价及较基准价上浮情况(元价上浮情况(元/兆瓦时、兆瓦时、%)来源:广东省电力交易中心,国金证券研究所 来源:北极星电力网,国金证券研究所 2 2.2 2 本地本地电力缺口持续扩大电力缺口持续扩大,2 2H22H22 广东省广东省煤煤电电机组机组核准提速核准提速 广东省电力供应依赖外受电,“十四五”计划年均外受电量超 180
40、0 亿千瓦时。根据“十四五”云电送粤框架协议,“十四五”期间云南计划每年向广东输送基础电量 1233 亿千瓦时。贵州、广东在“十四五”黔电送粤座谈会上达成共识,“十四五”期间黔电送粤最大电力 800 万千瓦,每年计划送电量 500 亿千瓦时。此外,广东通过三广超高压、闽粤联网特高压与国网联网,输电容量分别为 300、200 万千瓦。图表图表2626:广东电网广东电网 8 8 条条 5 50000kVkV 超高压交流外部联网通道超高压交流外部联网通道 序号序号 名称名称 送端送端 受端受端 电压(电压(kVkV)容量(万千容量(万千瓦)瓦)投产时间投产时间 1 天广 I 回 天二电站 广东佛山
41、500 80 1993 年 2 天广 II 回 天二电站 广东佛山 500 80 1998 年 3 天广 III 回 天生桥 广东茂名 500 80 2002 年 4 天广 IV 回 云南罗平 广东茂名 500 120 2005 年 5、6 贵广双回 贵州贵阳 广东佛山 500 150 2003 年 7、8 施贤双回 贵州施秉 广东贤令山 500 2008 年 来源:北极星电力网,国金证券研究所 图表图表2727:广东电网广东电网 1111 条高压直流外部联网通道条高压直流外部联网通道 序号序号 名称名称 送端送端 受端受端 电压电压(kVkV)容量(万千容量(万千瓦)瓦)投产时间投产时间 备
42、注备注 1 江城直流 湖北三峡 广东惠州 500 300 2003 年 三广直流 2 天广直流 天生桥换流站 广东广州 500 300 2001 年 3 高肇直流 贵州安顺 广东肇庆 500 300 2004 年 贵广直流 I 4 兴安直流 贵州兴仁 广东深圳 500 300 2007 年 贵广直流 I 5 楚穗直流 云南楚雄 广东广州 800 500 2009 年 云广直流 6、7 牛从直流双回 溪洛渡电站 广东从化 500 640 2013 年 溪广直流 8 普侨直流 云南普洱 广东江门 800 500 2013 年 糯扎渡 9 昆柳龙直流 乌东德电站 广东惠州 800 500 2020
43、年 乌东德 10 新东直流 云南大理 广东深圳 800 500 2017 年 滇西北 11 闽粤联网 福建东林 广东嘉应 100 200 2022 年 两头衔接500kV 交流 来源:北极星电力网,国金证券研究所 南方电网公司“十四五”规划中未提及新增跨区域输电线路。广东省用电需求的 2成左右靠外受电量满足。从历史经验看,特高压建设周期一般为 4 年,“十四五”期间在政策的大力支持下可压缩至 2.5 年。“十四五”期间南网无跨区域输电线路新开工计划,也即预计直到 2028 年广东省外受电增量主要来自提高在运通道利用率。460470480490500555056020222
44、023成交均价(元/兆瓦时)+11.4%+11.4%0%5%10%15%20%25%00500600河北江苏广东海南陕西广西2022电力年度交易成交均价(元/兆瓦时)较基准价上浮比例(%)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 11 图表图表2828:广东省广东省全社会全社会用电需求用电需求的的 2 2 成成左右左右依赖外受电满足依赖外受电满足 来源:Wind,国金证券研究所 西南水电的不可预测性对广东电力系统提出挑战。广东省外受电量超三分之二来自装机结构以水电为主的云南省。水电出力具有季节性和随机性,汛期输出电量主受本地电力供需平衡情况和来水丰枯情况影响。2022 年
45、7、8 月,长江流域遭遇极端高温干旱天气,来水由偏丰转为较常年偏枯 3-5 成,广东省电力供需缺口再次扩大;7-10 月火电设备利用小时数分别同比-9.1%/+18.2%/+0.5%/+6.1%。图表图表2929:云南省用电量及其增速、输出电量情况(亿千云南省用电量及其增速、输出电量情况(亿千瓦时、瓦时、%)图表图表3030:截至截至 11M2211M22 云南省装机结构云南省装机结构 来源:Wind,国金证券研究所 来源:中电联,国金证券研究所 图表图表3131:2 2021021、20222022 年年 6 6-1010 月广东省火电利用小时数及增速、云南省输出电量增速情月广东省火电利用小
46、时数及增速、云南省输出电量增速情况(小时、况(小时、%)来源:Wind,中电联,国金证券研究所 云南、贵州本地电力供应趋紧,或难有余力进行区域互济。近年来云南省为促进水0%5%10%15%20%25%0200040006000800000202021外受电量(亿千瓦时)全省用电量(亿千瓦时)外受电量占比(%)-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%0501001502002-----052020-082
47、----08当月用电量(亿千瓦时)YoY-输出电量YoY-用电量风电9%光伏5%水电水电73%73%火电13%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%0500300350400450500M6M7M8M9M1020212022YoY-广东火电利用小时数YoY-云南输出电量公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 12 电消纳,通过优惠电价政策引进电解铝等高耗能工业,本地负荷快速增长;因电力供需转向紧平衡,云南省已于 2022 年全面取消优惠电价政
48、策。贵州省煤炭和水力资源丰富,火电和水电分别占装机结构的 47%、27%。然而经历“十三五”煤电去产能,贵州原煤日产量大幅下降,2021、2022 年连续出现冬季“缺煤限电”情况。中电联根据电源、电网工程进度预测 2023-2024 年南网区域 5 省电力供需均偏紧,新增装机应优先满足本地用电需求,可用于跨区域配置的电力资源有限。图表图表3232:贵州省原煤日均产量及增速(万吨贵州省原煤日均产量及增速(万吨/天、天、%)图表图表3333:截至截至 11M2211M22 贵州省装机结构贵州省装机结构 来源:Wind,国金证券研究所 来源:中电联,国金证券研究所 火电与核电作为相对稳定的保障电源,
49、合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。2021年广东电网尖峰负荷达到 1.35 亿千瓦。假设广东省“十四五”期间负荷增速为5.5%、“十五五”期间负荷增速为 5%,预计到 2025 年尖峰负荷将达到 1.7 亿千瓦,到 2028 年尖峰负荷将接近 2 亿千瓦;根据广东省能源发展“十四五”规划,预计广东省 2025 年在运核电机组容量达 1853.6 万千瓦,对应 2025 年火电理论需求量为 1.51 亿千瓦,即 2022-2025 年火电装机新增需求约 4000 万千瓦。图表图表3434:广东省火电与核电装机容量与尖峰负荷情况(亿千瓦)广东省火电与核电装机容量与尖峰负荷情况(亿千瓦)来源:Win
50、d,广东电力交易中心,广东省统计年鉴,国金证券研究所 公司公司在建在建 2 2 台百万千瓦机组、台百万千瓦机组、有望再获有望再获批批 2 2 台百万千瓦机组台百万千瓦机组,火电装机容量增长弹,火电装机容量增长弹性行业领先性行业领先。陆丰甲湖湾电厂 3、4 号机组已于 2022 年 11 月正式开工,分别计划于2024 年底、2025 年初投产。完全投产后,公司火电装机容量将增加 57.6%。目前公司荷树园电厂 7、8 号、陆丰甲湖湾 5-8 号共 6 台百万千瓦机组正开展前期工作;其中,荷树园电厂 7、8 号机组已完成环评第二次公示。-15%-10%-5%0%5%10%15%010203040
51、50200-11M22原煤日均产量(万吨/天)原煤日均产量增速(%)用电量增速(%)风电8%光伏18%水电27%火电火电47%47%0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8200212022E2023E2024E2025E火电+核电装机容量(亿千瓦)最高统调负荷(亿千瓦)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 13 图表图表3535:2 2017017-2025E2025E 公司公司火电装机火电装机容量情况(万千瓦)容量情况(万千瓦)来源:公司官网,公司公告,国金证券研究所 2 2.3 3 革命老区苏区扶贫革
52、命老区苏区扶贫+清洁清洁煤煤电电政策支持政策支持,电价和电价和利用小时数利用小时数行业领先行业领先 老区经济凸显发展潜力,公司享有电量保障。2016 年国务院发布关于加大脱贫攻坚力度支持革命老区开发建设的指导意见,提出“增加位于贫困老区的发电企业年度电量计划”。公司火电资产所在的梅州市和陆丰市分别为中央苏区和革命根据地,享有对革命老区企业的政策支持。2021 年公司主动承担保供责任,火电机组利用小时数达 5305 小时,分别超出广东省和全国火电平均利用小时 515、857 小时。图表图表3636:革命老区支持政策革命老区支持政策 时间时间 政策政策 内容内容 2014 年 赣闽粤原中央苏区振兴
53、发展规划 提高能源保障能力 2015 年 中共中央、国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定 重点支持革命老区、民族地区、边疆地区、连片特困地区脱贫攻坚 2016 年 关于加大脱贫攻坚力度支持革命老区开发建设的指导意见 加快推动老区电网建设,支持大用户直供电和工业企业按照国家有关规定建设自备电厂,保障发展用能需求;增加位于贫困老区的发电企业年度电量计划,提高水电工程留存电量比例 2018 年 海陆丰革命老区振兴发展规划 调整优化能源结构和布局,建设清洁低碳、安全高效的现代化能源体系 2019 年 中共中央国务院关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见 支持民营企业以参股形式开展基础电信运营业务,以
54、控股或参股形式开展发电配电售电业务 2021 年 国务院关于新时代支持革命老区振兴发展的意见 巩固拓展脱贫攻坚成果,因地制宜推进振兴发展;促进实体经济发展;补齐公共服务短板;健全政策体系和长效机制 2022 年 革命老区重点城市对口合作工作方案 在保护好生态的基础上,支持革命老区因地制宜利用沙漠、戈壁、荒漠以及采煤沉陷区、露天矿排土场、关停矿区建设风电和太阳能发电基地 来源:公司公告,国家改革与发展委员会,广东省改革与发展委员会,国金证券研究所 核心火电资产质量佳,清洁煤电技术带来电量+电价优势。公司梅县荷树园电厂属于资源综合利用发项目,享有优先上网和电价补贴。根据热电联产和煤矸石综合利用发电
55、项目建设管理暂行规定(发改能源2007141 号),煤矸石综合利用发电项目应优先上网发电;根据煤矸石综合利用管理办法(2014 年修订版),符合条件的煤矸石利用单位可按照国家鼓励的资源综合利用认定管理办法有关要求和程序申报资源综合利用;根据国家有关规定申请享受并网运行、财税等资源综合利用鼓励扶持政策。符合燃煤发电机组环保电价及环保设施运行管理的煤矸石综合利用发电(含热电联产)企业,可享受环保电价政策。00500600200202022E2023E2024E2025E总装机容量新增装机公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 14 图表图表3737:公司
56、公司 2 2021021 年年火电利用小时数火电利用小时数远超远超广东广东省省和全国和全国平均平均水平水平 图表图表3838:2 2021021 年年公司火电平均上网电价居于行业领先水公司火电平均上网电价居于行业领先水平(含税、元平(含税、元/千瓦时)千瓦时)来源:Wind,公司公告,国金证券研究所 来源:公司公告,国金证券研究所 3.长协煤占比提升+进口煤价下降,公司火电业绩有待边际改善 3 3.1.1 保供稳价保供稳价政策持续政策持续发力发力,成本成本端端有望持续有望持续修复修复 国家发改委发布关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知(简称“303 号文”),明确要引导煤炭价格在合理区间运
57、行,完善煤、电价格传导机制,保障能源安全稳定供应,推动煤、电上下游协调高质量发展,自 2022 年 5 月 1 日起执行。7月初,发改委安排部署电煤中长期合同换签补签工作,提出对 6 月以来发生的长协不履约案例严格执行欠一补三的条款;7 月新发生的不履约的案例,对所在省份实行欠一罚十,展现出国家执行保供政策的力度和决心。趁政策东风逐步提升电煤长协覆盖率,成本端有望进一步改善。公司作为沿海地区民营电力企业,历史上煤炭采购基本为 100%进口煤。2H21 起国际煤价高企、国内外煤价倒挂,使得内贸煤中长协覆盖率、履约率高的火电企业在盈利能力修复速度上具有明显优势。在一系列保供稳价政策的支持下,公司
58、3Q22 起开始签署电煤长协,未来长协煤占比有望逐步提升,从而有效控制燃料成本波动对业绩的影响。图表图表3939:1 1M M2020-1M21M23 3 秦皇岛动力煤长协价、平仓价及印秦皇岛动力煤长协价、平仓价及印尼煤尼煤 H HPBPB 基准价对比(元基准价对比(元/吨)吨)图表图表4040:1Q1Q2020-3Q223Q22 公司与国电电公司与国电电力单季度销售毛利率力单季度销售毛利率情况对比(情况对比(%)来源:Wind,国金证券研究所 来源:Wind,国金证券研究所 预计 2023 年国内市场煤价中枢在 1000-1100 元/吨左右。过去 10 年历史煤价基本可见当年取暖季决定次年
59、全年高点,而次年 3 月煤价决定该年煤价低位:11 月疫情反复叠加暖冬,国内用电增速低于 1%;而 2022 年原煤产量同比增长 9.0%。即便考虑 3 月、6 月、9 月原煤产量存疑,我们判断原煤实际产量增速仍有约 8%。高压保供政策下煤炭先进产能释放叠加防疫优化后生产效率改善,11-12 月原煤日产量分别为 1304、1299 万吨/天,较 1-10 月显著提升。供应转松致使煤价在供暖季300035004000450050005500201920202021宝新能源广东省全国0.00.10.20.30.40.50.60.7宝新能源粤电力A华能国际浙能电力0500025
60、---------112023-01广州港库提价(山西5500)秦皇岛CCTD长协价(5500)广州港库提价(印尼5500)-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%1Q20 2Q20 3Q20 4Q20 1Q21 2Q21 3Q21 4Q21 1Q22 2Q22 3Q22宝新能源国电电力公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 15 罕见持续大幅下行
61、,近期秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价跌破 1200 元/吨。3M23 供暖季结束叠加两会控产政策,煤价或下滑至 1000 甚至以下。但 4 月后,两会结束叠加国内产业政策效用逐步释放,能源、铁路等投资拉动电力需求,因此判断煤价将在 5 月开始上涨。如 6 月水电未出现来水明显偏丰情况,夏季煤价将回归1100-1300 元/吨高位(视 3 月煤价能否跌到 1000 元以下)。图表图表4141:山东滕州山东滕州 5 5500500 大卡动力煤月均坑口价(元大卡动力煤月均坑口价(元/吨)吨)图表图表4242:2 20 年分月份年分月份国内原煤日产量国内原煤日产量(万
62、吨(万吨/天天)来源:Wind,国金证券研究所 来源:Wind,国金证券研究所 3 3.2.2 国际国际动力煤动力煤市场市场供需基本面边际改善供需基本面边际改善,进口进口煤价煤价下降下降有助于有助于公司公司火电火电纾困纾困 2022 年全球煤炭产量创新高,供需结构性错配致使国际煤价高位运行。国际能源署在煤炭 2022报告中预测,2022 年全球煤炭产量将达到 83.2 亿吨,对比 2019 年三年复合增速达 1.5%,生产端历时 2 年基本平抑疫情干扰。另外,国际能源署预测2022 年全球动力煤进口量、出口量将分别达到 10.4、10.5 亿吨。从总量上看,2022 年全球煤炭供需已转松,但俄
63、乌冲突后多国对俄能源实施制裁,导致煤炭供需结构性错配、支撑国际煤价维持高位运行。图表图表4343:2 2 年年各国各国动力煤动力煤出口出口量量变化变化情况情况(百百万吨)万吨)图表图表4444:2 2E E 全球全球煤炭产量煤炭产量情况(情况(百万吨)百万吨)来源:IEA,国金证券研究所 来源:IEA,国金证券研究所 海运煤市场高低卡煤价格走势分化,电厂主力燃烧的中低卡煤定价权仍在中印。由于高、低卡煤需求难以相互转换,俄乌冲突引发的欧洲煤炭结构性短缺主要影响美国、日本、澳大利亚、南非等国参与的高卡煤市场,而对中国、印度主导的中低卡煤市
64、场影响较小。俄乌冲突后,印尼 4200 大卡动力煤离岸价基本维持稳定,涨幅显著低于澳大利亚纽卡斯尔港 6000 大卡动力煤离岸价。0200400600800016001800M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12五年月均价区间202013001400M12 M3M4M5M6M7M8M9M10 M11 M0200740076007800800082008400200212022E全球煤炭产量(百万吨)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 16 图表
65、图表4545:2 2021021 年印尼煤炭年印尼煤炭分国家分国家出口结构(出口结构(%)图表图表4646:7 7M21M21-7M227M22 不同热值动力煤离岸价(美元不同热值动力煤离岸价(美元/吨)吨)来源:BP,国金证券研究所 来源:IEA,国金证券研究所 经济增速放缓预期下印度、印尼计划继续增产,中国逆势复苏有望受益于中低卡煤供需边际改善。供应侧:根据印度煤炭部(Ministry of Coal),印度 2022-23 财年(4M22-3M23)煤炭计划产量 9.11 亿吨,即较 2021-22 财年增产约 1.34 亿吨。2022 年 1-12 月印度煤炭实际产量(不含褐煤)8.6
66、2 亿吨,同比增长 12.5%。基于此,我们预计印度2022-23 财年煤炭实际增产约 0.97 亿吨。此外,印度 2023-24 财年煤炭计划产量达10.17 亿吨,约合增产 1.4 亿吨。基于 2022 年实际,我们判断 2023 年印度完成增产约 1 亿吨的可能性较大。需求侧:根据国际能源署煤炭 2022年度报告预测,2022 年印度煤炭需求量同比增长 7%至 11.05 亿吨,对应增量为 0.72 亿吨。国际货币基金组织预计 2023 年印度GDP 增速将下降 0.7pct 至 6.1%。基于此,我们判断印度 2023 年煤炭需求增速超 8%的可能性较小,而煤炭需求增速在 9.0%以内
67、时可通过本国增产满足。此外,2023 年印尼计划增加出口量约 0.2 亿吨,中低卡煤供需格局有望边际改善、推动价格下行。图表图表4747:1 1-12M2212M22 印度煤炭目标与实际产量情况(百万印度煤炭目标与实际产量情况(百万吨)吨)图表图表4848:2 2019024 财年印度煤炭产量财年印度煤炭产量及及需求量需求量情况(百万吨、情况(百万吨、%)来源:印度煤炭部,国金证券研究所。注:CIL 为印度国有煤炭公司,SCCL 为辛加瑞尼煤矿公司 来源:印度煤炭部,国金证券研究所。注:预测值来自印度煤炭部 图表图表4949:2 2
68、3 年印度煤炭进口需求测算年印度煤炭进口需求测算 年份年份 需求量需求量 (百万吨)(百万吨)增速增速(%)(%)煤炭产量煤炭产量 (百万吨)(百万吨)增量增量 (百万吨)(百万吨)进口需求测算进口需求测算(百万吨)(百万吨)变化量变化量 (百万吨)(百万吨)2021 1033 11.0%766.4 43.4 212.1 4.1 2022E 1105 7.0%861.9 95.5 243.4 31.3 2023E 1182.7 7.0%961.9 100.0 220.8-22.6 来源:IEA,印度煤炭部,国金证券研究所 公司业绩对印尼煤价变动的敏感性较高,有望率先受益于海运煤市场供需边际改善
69、。2023 年俄乌冲突将继续影响国际能源市场,但进一步恶化空间有限;煤炭生产端基本抹平疫情影响,而全球经济增速放缓抑制需求,2023 年国际煤炭供需边际改善趋势明显。22-23 年欧洲冬季气温偏高缓解恐慌情绪,近期海外煤炭价格有所回落。中国38%印度18%日本7%韩国6%其他亚太国家31%020406080100120M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12CIL实际SCCL实际自有及其他煤矿实际CIL目标SCCL目标-10%-5%0%5%10%15%20%02004006008001000120019-20FY20-21FY21-22FY22-23FY(E)23-24FY(E)
70、煤炭产量(百万吨)煤炭需求量(百万吨)YOY-需求量(%)YOY-产量(%)公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 17 图表图表5050:1 1M20M20-1M231M23 欧洲欧洲三港三港 A ARARA 及及南非南非理查德理查德港港动力煤动力煤离岸价(离岸价(美元美元/吨)吨)来源:Wind,国金证券研究所 基于此,中性情况下假设 2023 年广州港 4200、4800 大卡印尼煤平均库提价分别为700、1000 元/吨,5000 大卡内贸煤平均库提价为 1100 元/吨,长协煤占比为 15%。在中性假设的基础上,当进口印尼煤价、国内市场煤价分别下降 10%、长协煤占比提升 5pcts
71、 时,对应公司净利润将分别增加 8.4%/8.0%/2.7%。图表图表5151:公司净利润对煤炭采购来源、结构变化的敏感性测算公司净利润对煤炭采购来源、结构变化的敏感性测算 中性假设中性假设 印尼煤价印尼煤价下降下降 10%10%国内市场煤价国内市场煤价下降下降10%10%长协履约率提升至长协履约率提升至20%20%印尼煤广州港库提价(元/吨)4200 大卡 700 630 700 700 4800 大卡 1000 900 1000 1000 内贸煤广州港库提价(元/吨)5000 大卡 1100 1100 990 1100 长协中卡煤占比(%)15%20%净利润变化率(%)13.56 8.4%
72、8.0%2.7%来源:国金证券研究所 4.盈利预测与投资建议 4 4.1.1 核心假设核心假设 火电业务:装机规模:截至目前,公司存量火电装机容量 347 万千瓦,其中梅县荷树园电厂 1-6 号机组共计 147 万千瓦,陆丰甲湖湾电厂 1、2 号机组共计 200 万千瓦。目前在建的陆丰甲湖湾电厂 3、4 号 2X100 万千瓦机组计划于 2024 年底、2025 年初陆续投产。基于此,假设 2022-2024 年装机规模分别为 347/347/447 万千瓦。利用小时数:考虑到南网 5 省 2022-2024 年电力供需均偏紧,预计广东省电力自主保供压力逐年增加。同时,广东省虽然陆上清洁能源基
73、地开发受制于土地资源,但“十四五”期间规划新增海上风电装机容量约 1700 万千瓦,火电发电空间仍将受到一定挤压。因此,预计公司 2022-2024 年利用小时数分别为 5050/5200/5100 小时。上网电价:考虑到 2022 年 8 月以来,广东省月度交易综合价较基准价上浮均超 15%,并且 2023 年度电力长协成交均价为 553.88 元/兆瓦时,同比上涨 11.4%,假设 2022-2024 年平均上网电价分别为 0.64/0.67/0.67 元/千瓦时。燃料成本:公司传统煤炭采购来源基本为 100%进口;2022 年由于国内外煤价一度倒挂,国内市场煤占公司煤炭采购来源的比例逐渐
74、提升。此外,在保供稳价政策支持下,公司3Q22 开始签署电煤中长协,未来履约率有望逐步提升。基于此,假设公司 2022-2024 年供 电 标 煤 耗 分 别 为 312.5/311.5/311.5 克/千 瓦 时,入 炉 标 煤 单 价 分 别 为1518.3/1298.9/1139.9 元/吨。风电业务:05003003504--------042021-0520
75、21----------122023-01欧洲三港ARA南非理查德港公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 18 考虑到公司陆丰甲湖湾陆上风电场二期短期内无开工建设计划,预计 2022-2024 年公司装机容量、折旧成本将维持稳定;此外,因陆丰甲湖湾陆上风电场一期投产时间较早、享受补贴电价,预计上网电价也将维持稳定。费用率方面,公司面对经营压力主动缩减办公场地,并
76、在收到监管函后积极优化薪酬管理制度,预计 2022 年公司管理费率将大幅下降;未来 2 年随着公司装机规模扩张,预计费用率稳中略升。公司所处电力行业为成熟行业,预计未来 3 年销售费用率和研发费用率基本维持稳定。图表图表5252:2 2019019-2024E2024E 公司公司费用率费用率 20202020 1H211H21 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 销售费用率 0.98%0.70%0.62%0.90%1.00%1.00%管理费用率 5.01%7.00%4.38%2.70%3.00%3.00%研发费用率 0.00%0.00%0.00%
77、0.00%0.00%0.00%来源:公司公告,国金证券研究所 4 4.2.2 盈利预测盈利预测 预计公司 2022-2024 年营业收入分别为 96.8、104.3、107.6 亿元,净利润分别为 2.0、13.6、21.0 亿元。图表图表5353:核心估值假设核心估值假设 20202020 20212021 2022E2022E 2023E2023E 2024E2024E 火电火电 总装机容量(万千瓦)347 347 347 347 447 利用小时数(小时)3,833 5,305 5,050 5,200 5,100 发电量(亿千瓦时)133.0 184.1 180.4 178.7 183.
78、7 平均上网电价(含税,元/千瓦时)0.64 0.60 0.64 0.67 0.67 营业收入(百万元)7,092 9,217 9,436 10,140 10,423 YoY(%)27.5%30.0%2.4%7.5%2.8%风电风电 总装机容量(万千瓦)4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 发电量(亿千瓦时)0.68 0.48 0.52 0.57 0.61 利用小时数(小时)1375 979 1,079 1,179 1,279 上网电价(含税,元/千瓦时)0.67 0.67 0.67 0.67 0.67 营业收入(百万元)39 28 30 33 36 YoY(%)-4.3%-29.0%7.6
79、%9.3%8.5%其他业务其他业务 营业收入(百万元)28.6 165.7 217.9 254.1 297.6 YoY(%)1698.1%479.7%31.5%16.6%17.1%综合营收综合营收&毛利率毛利率 营业收入(百万元)7,159 9,410 9684 10427 10756 YoY(%)27.2%31.4%2.9%7.7%3.2%毛利率(%)42.0%16.3%4.2%20.6%29.1%来源:国金证券研究所 4 4.3.3 投资建议及估值投资建议及估值 我们采用市盈率法对公司进行估值,预计公司 2022-2024 年净利润为 2.0、13.6、21.0亿元,对应 EPS 为 0.
80、09、0.63、0.97 元,当前股价对应 PE 为 71、10、7 倍。综合 5 家可比公司 PE 及公司历史 PE 估值水平,考虑到粤电力 A 深耕广东电力市场,部分存量火电资产与公司享有类似区位优势,给予公司 2023 年 14 倍 PE,对应 2023 年目标价 8.77 元,给予公司“买入”评级。图表图表5454:可比公司估值比较(市盈率法)可比公司估值比较(市盈率法)代码 证券简称 收盘价(元/股)EPSEPS(元(元/股)股)PEPE 2020/12/31 2021/12/31 2022E 2023E 2024E 2020/12/31 2021/12/31 2022E 2023E
81、 2024E 601991.SH 大唐发电 2.9 0.10-0.58 0.09 0.21 0.26 29-5 32 14 11 公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 19 000539.SZ 粤电力 A 6.3 0.33-0.60-0.33 0.25 0.45 17-10-19 25 14 600011.SH 华能国际 8.0 0.18-0.79-0.47 0.64 0.82 43-10-17 12 10 600027.SH 华电国际 6.0 0.33-0.61 0.34 0.52 0.62 19-10 18 11 10 600863.SH 内蒙华电 3.6 0.11 0.05 0.38
82、0.49 0.57 32 71 9 7 6 中位数中位数 0.18-0.60 0.09 0.49 0.57 29-10 9 12 9 平均值平均值 0.21-0.51 0.08 0.41 0.53 28 7-8 14 5 000690.SZ 宝新能源 6.5 0.84 0.38 0.09 0.63 0.97 8 17 71 10 7 来源:Wind,国金证券研究所。注:截至 2023 年 2 月 7 日,其中华能国际预测值来自国金证券,其余均来自 WIND 一致预期。5.风险提示 新项目进展不及预期新项目进展不及预期 公司在建项目陆丰甲湖湾电厂二期装机规模为 200 万千瓦,完全投产后对应装机
83、规模增长 57.6%。若机组无法按时投产,将对公司经营产生较大影响。此外,梅县荷树园电厂四期项目(2X1000MW)尚处前期筹备阶段,能否获得核准并按计划开工仍存在不确定性。电力需求不及预期造成的量价风险电力需求不及预期造成的量价风险 伴随电力市场化改革深化,电力的商品属性逐步增强,电量和价格受供需关系影响较大;而电力供需则受宏观环境、天气和疫情等不确定性因素影响。同时新型电力系统转型,火电定位逐步由主体电源转向辅助服务提供者、发挥灵活性调节功能;可再生能源大发将挤压火电发电空间。煤价煤价下行下行程度不及预期程度不及预期 公司业绩对燃料成本敏感性较高,且煤炭采购结构以市场煤为主。然而市场煤价与
84、供需高度相关,若供需紧张仍将推动煤价上行;并且电煤长协价与市场价价差过大或导致履约率不及预期。金融投资风险金融投资风险 以能源与金融为双核心主业,1-3Q22 投资收益成为公司净利润重要来源,而参股企业未来经营情况具有不确定性。公司管理风险公司管理风险 5 年先后因信息披露不完整、不准确,以及董事、监事报酬和高级管理人员薪酬管理有关事项收到监管函,内部管理机制仍有完善空间。公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 20 附录:三张报表预测摘要附录:三张报表预测摘要 损益表(人民币百万元)损益表(人民币百万元)资产负债表(人民币百万元)资产负债表(人民币百万元)2019 2020 2021 202
85、2E 2023E 2024E 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 主营业务收入主营业务收入 5,6275,627 7,1607,160 9,4119,411 9,6849,684 10,42710,427 10,75610,756 货币资金 2,842 4,161 4,779 3,584 3,304 3,047 增长率 27.2%31.4%2.9%7.7%3.2%应收款项 666 799 1,235 1,207 1,300 1,341 主营业务成本-3,900-4,153-7,881-9,280-8,277-7,631 存货 442 185 349 509 454
86、 418%销售收入 69.3%58.0%83.7%95.8%79.4%70.9%其他流动资产 788 772 440 840 1,040 1,240 毛利 1,727 3,006 1,530 404 2,150 3,125 流动资产 4,737 5,916 6,803 6,140 6,097 6,046%销售收入 30.7%42.0%16.3%4.2%20.6%29.1%总资产 24.9%30.7%34.6%30.4%26.0%23.1%营业税金及附加-50-70-58-87-104-108 长期投资 2,646 2,834 3,159 3,259 3,259 3,259%销售收入 0.9%1
87、.0%0.6%0.9%1.0%1.0%固定资产 10,281 9,554 8,850 9,931 13,252 16,078 销售费用-10-10-9-12-16-16%总资产 54.2%49.5%45.0%49.2%56.5%61.4%销售收入 0.2%0.1%0.1%0.1%0.2%0.2%无形资产 643 652 674 663 651 640 管理费用-360-358-412-261-313-323 非流动资产 14,250 13,385 12,875 14,037 17,340 20,149%销售收入 6.4%5.0%4.4%2.7%3.0%3.0%总资产 75.1%69.3%65.
88、4%69.6%74.0%76.9%研发费用 0 0 0 0 0 0 资产总计资产总计 18,98618,986 19,30219,302 19,67819,678 20,20,177177 23,43723,437 26,19526,195%销售收入 0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%短期借款 1,746 1,213 2,173 2,242 2,413 1,175 息税前利润(EBIT)1,306 2,568 1,050 44 1,718 2,679 应付款项 1,486 1,240 1,470 1,484 1,390 1,341%销售收入 23.2%35.9%11.2%0.4%
89、16.5%24.9%其他流动负债 209 549 293 188 388 518 财务费用-384-297-209-169-228-260 流动负债 3,441 3,003 3,936 3,915 4,191 3,035%销售收入 6.8%4.1%2.2%1.7%2.2%2.4%长期贷款 5,670 5,381 4,513 4,903 6,753 8,788 资产减值损失 0-36-3 0 0 0 其他长期负债 373 18 56 30 22 16 公允价值变动收益-7 175-103 160 0 0 负债 9,485 8,402 8,505 8,848 10,966 11,839 投资收益
90、210-122 250 207 210 210 普通股股东权益普通股股东权益 9,500 10,898 11,173 11,329 12,471 14,357%税前利润 19.4%n.a 25.4%82.8%12.4%8.0%其中:股本 2,176 2,176 2,176 2,176 2,176 2,176 营业利润 1,129 2,297 989 249 1,699 2,629 未分配利润 3,448 4,770 4,833 4,990 6,132 8,017 营业利润率 20.1%32.1%10.5%2.6%16.3%24.4%少数股东权益 1 1 0 0 0 0 营业外收支-48 4-6
91、 1 0 0 负债股东权益合计负债股东权益合计 18,98618,986 19,30219,302 19,67819,678 20,17720,177 23,43723,437 26,19526,195 税前利润 1,081 2,301 984 250 1,699 2,629 利润率 19.2%32.1%10.5%2.6%16.3%24.4%比率分析比率分析 所得税-198-483-159-50-340-526 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 所得税率 18.3%21.0%16.2%20.0%20.0%20.0%每股指标每股指标 净利润 883 1,818 8
92、24 200 1,359 2,103 每股收益 0.406 0.835 0.379 0.092 0.625 0.967 少数股东损益 0 0 0 0 0 0 每股净资产 4.366 5.009 5.135 5.207 5.731 6.598 归属于母公司的净利润归属于母公司的净利润 883883 1,8181,818 824824 200200 1,3591,359 2,1032,103 每股经营现金净流 0.875 1.617 0.659 0.091 0.972 1.418 净利率 15.7%25.4%8.8%2.1%13.0%19.6%每股股利 0.200 0.300 0.050 0.02
93、0 0.100 0.100 回报率回报率 现金流量表(人民币百万元)现金流量表(人民币百万元)净资产收益率 9.30%16.68%7.38%1.77%10.90%14.65%2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 总资产收益率 4.65%9.42%4.19%0.99%5.80%8.03%净利润 883 1,818 824 200 1,359 2,103 投入资本收益率 6.18%11.60%4.93%0.19%6.35%8.81%少数股东损益 0 0 0 0 0 0 增长率增长率 非现金支出 771 828 786 739 797 991 主营业务收入增长率 46.7
94、5%27.24%31.44%2.91%7.67%3.15%非经营收益 341 364 142-116 90 116 EBIT 增长率 48.89%96.62%-59.11%-95.85%3846.58%55.98%营运资金变动-91 508-317-625-131-125 净利润增长率 90.80%105.83%-54.65%-75.72%578.94%54.74%经营活动现金净流经营活动现金净流 1,9031,903 3,5183,518 1,4351,435 198198 2,1152,115 3,0853,085 总资产增长率-12.07%1.66%1.95%2.53%16.16%11.
95、77%资本开支-356-342-281-1,798-4,100-3,800 资产管理能力资产管理能力 投资 1,578-535-5 59 0 0 应收账款周转天数 41.7 37.0 39.2 45.0 45.0 45.0 其他 257 677 292 207 210 210 存货周转天数 38.0 27.6 12.4 20.0 20.0 20.0 投资活动现金净流投资活动现金净流 1,4791,479 -200200 6 6 -1,5311,531 -3,8903,890 -3,5903,590 应付账款周转天数 36.5 43.8 26.3 30.0 30.0 30.0 股权募资 0 0
96、0 0 0 0 固定资产周转天数 640.5 466.0 326.2 293.7 291.0 361.0 债权募资-3,212-1,196-10 448 2,020 798 偿债能力偿债能力 其他-723-823-963-299-517-543 净负债/股东权益 43.69%17.61%15.23%29.62%45.36%46.74%筹资活动现金净流筹资活动现金净流 -3,9343,934 -2,0192,019 -973973 149149 1,5031,503 254254 EBIT 利息保障倍数 3.4 8.6 5.0 0.3 7.5 10.3 现金净流量现金净流量 -552552 1,
97、2991,299 467467 -1,1841,184 -272272 -251251 资产负债率 49.96%43.53%43.22%43.85%46.79%45.19%来源:公司年报、国金证券研究所 公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 21 市场中相关报告评级比率分析市场中相关报告评级比率分析 日期日期 一周内一周内 一月内一月内 二月内二月内 三月内三月内 六月内六月内 来源:聚源数据 市场中相关报告评级比率分析说明:市场中相关报告投资建议为“买入”得 1 分,为“增持”得 2 分,为“中性”得 3 分,为“减持”得 4 分,之后平均计算得出最终评分,作为市场平均投资建议的参考。最终
98、评分与平均投资建议对照:1.00 =买入;1.012.0=增持;2.013.0=中性 3.014.0=减持 投资评级的说明:投资评级的说明:买入:预期未来 612 个月内上涨幅度在 15%以上;增持:预期未来 612 个月内上涨幅度在 5%15%;中性:预期未来 612 个月内变动幅度在-5%5%;减持:预期未来 612 个月内下跌幅度在 5%以上。公司深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 22 特别声明:特别声明:国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准,已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”(以下简称“国金证券”)所有,未经事先书面授权,任何机构和个人均不得
99、以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发,或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发,需注明出处为“国金证券股份有限公司”,且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料,但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法,故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致,国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预
100、测均反映报告初次公开发布时的判断,在不作事先通知的情况下,可能会随时调整,亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用,在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险,可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突,而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务
101、具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品,使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况,以及(若有必要)咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议,国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保,在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下,国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易,并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告
102、而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密,只有符合条件的收件人才能使用。根据证券期货投资者适当性管理办法,本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于 C3 级(含 C3 级)的投资者使用;本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要,不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具,本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资,遭受任何损失,国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告,则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议,国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有,保留一切权利。上海上海 北京北京 深圳深圳 电话: 传真: 邮箱: 邮编:201204 地址:上海浦东新区芳甸路 1088 号 紫竹国际大厦 7 楼 电话: 邮箱: 邮编:100005 地址:北京市东城区建内大街 26 号 新闻大厦 8 层南侧 电话: 传真: 邮箱: 邮编:518000 地址:中国深圳市福田区中心四路 1-1 号 嘉里建设广场 T3-2402