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1、评级:买入(维持)证券研究报告2023年06月29日电力粤电力A(000539.SZ)深度报告:火电修复+绿电成长,广东电力龙头业绩拐点已至杨阳(证券分析师)钟琪(联系人)S0350521120005S请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明2相对沪深300表现表现1M3M12M粤电力A3.0%22.1%75.5%沪深300-0.3%-4.0%-14.5%最近一年走势预测指标预测指标2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E营业收入(百万元)526677926增长率(%)18101220归母净利润(百万元)-3004279134544
2、570增长率(%)-31932432摊薄每股收益(元)-0.570.530.660.87ROE(%)-15121315P/E13.6611.048.34P/B1.441.651.441.23P/S0.550.660.590.49EV/EBITDA43.728.227.586.68资料来源:Wind资讯、国海证券研究所(股价日期为2023/6/29)相关报告粤电力A(000539)2022年年报点评:至暗时刻已过,火电业绩反转+绿电成长共振(买入)*电力*杨阳2023-04-02-0.2901-0.04800.19400.43610.67810.9201粤电力A沪深300SVuWiWaXjZVU
3、qUbWmU9P9R8OsQoOmOoNjMmMqOkPtQoOaQpPxOvPtQnRNZqQnN请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明3核心提要核心提要粤电力是广东装机规模最大的电力公司,实际控制人为广东省国资委。截至2022年末,公司煤电/气电/水电/风电/光伏控股装机量分别为20.6/6.4/0.1/2.3/0.2GW。2022年公司归母净利润为-30.04亿元,其中,煤电/气电/新能源/本部投资业务分别为-39.5/1.9/3.3/10.4亿元,2023Q1公司归母净利润0.88亿元,扭亏为盈,主要是因为公司平均上网电价同比+8.56%。煤电:业绩有望逐季改善煤电:业绩有望逐季改善
4、,新增装机注入成长动力新增装机注入成长动力。I.I.短期:成本向下短期:成本向下,电价向上电价向上,业绩有望逐季改善业绩有望逐季改善。伴随着欧洲天然气危机缓解,国际动力煤需求回落。2023年3月以来,国内外煤价持续下行。2023年6月初进口煤3800大卡投标价已低至500元/吨(对应标煤单价921元/吨)。电煤需求偏弱背景下,港口高库存+进口煤价格优势明显,国内煤价持续下行。2023年6月2日,秦皇岛港5500大卡煤价已下降至795元/吨,较年初降幅34%。展望Q3,西南地区来水有望好转,火电边际需求同比有望减弱,电煤需求或将保持偏弱态势,保障火电盈利。据公司公告,截至截至20232023年年
5、4 4月末月末,公司进口煤占比约公司进口煤占比约5 5成成,20232023年煤价下行背景下年煤价下行背景下,高进口煤占比有望提升高进口煤占比有望提升,增加公司业绩弹性增加公司业绩弹性。此外,广东2023年火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅达19.6%(2022年涨幅仅7%),有望进一步疏导煤价成本。II.II.中期:中期:公司规划公司规划“十四五十四五”煤电新增装机煤电新增装机6GW,我们预计我们预计电量电量CAGRCAGR3 3=1010.6 6%。截至2022年底公司煤电装机20.6GW,按照公司规划,预计2023-2025年还将投产6GW项目,则2025年底公司煤电装机有望达26.6GW
6、。保守假设利用小时数为4000h,则公司2025年煤电发电量有望达1266亿千瓦时,我们预计电量CAGR3=10.6%。新能源:新能源:20年收入年收入CAGRCAGR或达或达5353%。硅料价格下行背景下,公司光伏收益率有望提升;此外,广东2023年海风竞配方案已出,电价不作为竞配因素,绿电收益有望回归至合理区间,公司海风收益率有望得到保障。公司“十四五”规划新增新能源装机14GW,其中陆风/海风/光伏分别为1.6/2.8/9.6GW。假设公司完成“十四五”装机规划,得2025年公司新能源业务收入或达95亿元,CAGR 3=52.9%,其中,海风/陆风/光伏收入
7、44.3/23.0/28.1亿元,风电业务2022-2025年CAGR 3=36%。投资建议:投资建议:短期来看,公司火电业绩有望逐季改善,中长期来看,煤电装机+绿电转型有望注入成长动力。考虑到煤价超预期下跌,我们上调公司盈利预测,预计公司 2023-2025年归母净利润分别为27.9/34.5/45.7亿元,PE分别为14/11/8倍。维持“买入”评级。风险提示:风险提示:政策变动风险;电力需求不及预期;电价下滑;煤价大幅上涨;装机不及预期;装机成本下降不及预期;测算存在主观性,仅供参考。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明4目录目录目录目录1 广东装机规模最大的省属电力平台,至暗时刻已
8、过.51.1 装机规模位居广东省第一,十四五末新能源装机量或超14GW.61.2 至暗时刻已过,火电业绩有望逐季改善.82 煤电:业绩有望逐季改善,新增装机注入成长动力.102.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善.112.2 短期:电价向上,进一步疏导成本压力.182.3 中期:“十四五”预计新增装机6GW,电量CAGR 3=10.57%.203 新能源:2022-2025年收入CAGR或达53%.213.1 海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿.223.2 预计2025年新能源业务收入或达95亿元,CAGR 3=53%.273.3 预计2023-2025年每年需资本金65-75亿
9、元,现金流尚不紧缺.294 投资建议.315 风险提示.35请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明5目录目录一、广东装机规模最大的省属电力平台,至暗时刻已过一、广东装机规模最大的省属电力平台,至暗时刻已过请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明6粤电力主营火电、水电、新能源发电业务,是广东省能源集团(广东规模最大的能源企业)旗下唯一的上市平台,实际控制人为广东省国资委。资料来源:公司公告,天眼查,iFinD,国海证券研究所图表1:公司实际控制人为广东省国资委(截至2023年3月)图表2:广东省能源集团逐步注入优质电力资产至粤电力年份事件2012收购广前公司60%股权、惠州天然气公司35%股权
10、、石碑山风能公司40%股权、平海发电公司45%股权、红海湾发电公司40%股权、国华台山20%股权、粤电燃料公司15%股权,完成重大资产重组。2013收购广东省风力发电有限公司100%股权,打造以风电为主的新能源开发、投资、建设和运营平台。2014将持有的广东粤电石碑山风能开发有限公司70%股权和华能汕头风力发电有限公司25%股权,增资注入到广东省风力发电有限公司,更好地打造风电开发统一平台。2015收购临沧粤电能源有限公司,在控股水电项目方面实现零的突破2021现金收购广东省沙角(C厂)发电有限公司51%股权、广东粤电云河发电有限公司90%股权、广东粤华发电有限责任公司51%股权。气电和可再生
11、能源装机规模大幅提高,清洁能源占比将明显提升,装机结构进一步优化。2022由全资子公司粤电莎车综合能源有限公司作为投资主体,投资建设广东能源莎车县200万千瓦光储一体化项目,资本金为258,341万元。深化广东对口援疆工作,助推公司实现转型升级和新能源跨越式发展。1.1 装机规模位居广东省第一,十四五末新能源装机量或超装机规模位居广东省第一,十四五末新能源装机量或超14GW请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明7图表4:预计2025年底风电光伏装机将达5/9.6GW资料来源:公司公告,iFinD,国海证券研究所1.1 装机规模位居广东省第一,十四五末新能源装机量或超装机规模位居广东省第一,十
12、四五末新能源装机量或超14GW图表3:2022年煤电业务收入占售电收入比例为 78.31%注:2017年、2018年水电、风业务数据合并展示截至2022年末,公司控股装机容量29.70GW,其中煤电/气电/水电/风电/光伏分别为20.6/6.4/0.1/2.3/0.2GW,新能源装机量占比8.49%。若按可控装机+受托管理装机容量口径(合计40.0GW),则公司装机量约占广东省统调装机容量的23%,装机规模位居广东省第一装机规模位居广东省第一。新能源或成公司新能源或成公司“十四五十四五”装机主要增量来源装机主要增量来源。公司计划“十四五”新增煤电装机6GW,气电装机10GW,新能源装机14GW
13、(其中陆风/海风/光伏为1.6/2.8/9.6GW),若按此规划,则2025年底公司煤电/气电/风电/光伏将达23.2/13.7/5/9.6GW,新能源装机占比27.7%。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明8资料来源:公司公告,iFinD,北极星售电网,广东电力交易中心,国海证券研究所1.2 至暗时刻已过,火电业绩有望逐季改善至暗时刻已过,火电业绩有望逐季改善图表5:2023Q1公司收入同比+14.55%图表6:2022年火电和新能源业务收入增速亮眼图表7:2023Q1公司上网电价同比+8.56%火电电价上浮火电电价上浮+新能源发电量大增新能源发电量大增,拉动公司拉动公司2022年收入同
14、比年收入同比+18.45%。2022年公司实现收入526.61亿元,同比增长18.45%。其中,火电/风电分别实现收入487.35/26.6亿元,同比增长17.0%/94.3%。火电业务收入同比增长主要是因为2022年公司火电电价同比+17.39%至0.54元/千瓦时;新能源业务收入增长主要是因为2022年新能源发电量同比+134.73%(2021年新增装机1GW海风),其中,风电/光伏发电量42.99/0.03亿千瓦时,风电发电量同比+134.57%。2023Q1公司收入同比公司收入同比+14.55%,主要是因为广东省2023年度火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅达到19.6%(2022年涨幅
15、仅7%),拉动公司平均上网电价同比拉动公司平均上网电价同比+8.56%。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明9资料来源:公司公告,iFinD,国海证券研究所图表8:2022年公司亏损30亿元图表9:2023Q1公司扭亏为盈至暗时刻已过,至暗时刻已过,2023Q1扭亏为盈。扭亏为盈。受煤价高企影响,2022年公司归母净利润为-30.04亿元,其中,煤电/气电/新能源/本部投资业务分别为-39.5/1.9/3.3/10.4亿元,煤电度电净利-4.5分/千瓦时。2023Q1公司实现归母净利润公司实现归母净利润0.88亿元,扭亏亿元,扭亏为盈为盈,主要是因为公司平均上网电价同比+8.56%。煤电业
16、务中短期逻辑兼备。煤电业务中短期逻辑兼备。展望未来,我们认为一是2023年国内外电煤价格中枢有望回落,公司煤电业绩有望逐季改善公司煤电业绩有望逐季改善;二是公司规划“十四五”煤电新增装机8GW,当前火电(含气电)在建7.46GW,项目陆续投产有望为煤电业务注入成项目陆续投产有望为煤电业务注入成长动力长动力。图表10:2022年归母净利润分业务拆分图表11:2022年山西粤电贡献5.3亿元投资收益1.2 至暗时刻已过,火电业绩有望逐季改善至暗时刻已过,火电业绩有望逐季改善请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明10目录目录二、煤电:业绩有望逐季改善,新增装机注入成长动力二、煤电:业绩有望逐季改善
17、,新增装机注入成长动力请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明11资料来源:公司公告,中国电力企业联合会,中国电业与能源,iFinD,WIND,国海证券研究所2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善图表12:2022年粤电力子公司火电装机和净利润情况注:子公司2022年火电装机量数据部分来源于公开资料整理,可能与公司现有年报数据有出入图表13:2022年公司火电平均利用小时数4110h从区位来看,除了新疆图木舒克热电厂外,公司全部火电机组都位于广东省内。从利润情况来看,2022年公司气电业务接近盈亏平衡,煤电业绩亏损明显。展望展望2023-2025年,我们认为公
18、司中短期逻辑兼备。年,我们认为公司中短期逻辑兼备。短期来看,国内外动力煤价格持续下降+电价上浮,火电业绩有望改善;中期来看,公司规划“十四五”煤电新增装机6GW,项目陆续投产有望为煤电业务注入成长动力。业务类型公司名称持股比例(%)2022年装机量(万千瓦)2022年净利润(亿元)煤电沙角 A 电厂10066-广东粤电大埔发电有限公司100120-3.48广东省韶关粤江发电有限责任公司90186-9.22湛江中粤能源有限公司90126-7.09广东粤电云河发电有限公司9060-图木舒克热电有限公司79.4870-湛江电力有限公司76132-3.17广东粤电博贺煤电有限公司674000.09广东
19、红海湾发电有限公司65452-3.27广东粤电靖海发电有限公司65520-3.51广东省沙角(C 厂)发电有限公司51198-9.14茂名臻能热电有限公司46.54113-广东惠州平海发电厂有限公司452001.16合计2643-37.63 气电深圳市广前电力有限公司1001174.84广东惠州天然气发电有限公司672552.07广东粤电花都天然气热电有限公司6580-广东粤华发电有限公司5184.6-3.64广东粤电新会发电有限公司45.990.6-合计627.2-0.85请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明12资料来源:全国煤炭交易中心,中肥网,煤炭资讯网,丰矿煤炭物流公众号,国海证券
20、研究所2.1.1 全面严监管下,长协煤兑现率有望提升全面严监管下,长协煤兑现率有望提升图表14:2023年长协煤签订政策在监管要求上大幅加严,在监管细节上考虑更加全面监管类型监管要求2023年2022年数量要求供应方所有在产的煤炭企业。煤矿与火电厂直接签长协存在困难的,可通过煤炭贸易企业签订,但须明确煤源企业和用煤方;用煤量不足20万吨的中小火电厂,由地市为单位统一签约所有核定产能30万吨/年及以上的煤炭生产企业煤企签约数量要求新增:各产煤区将29亿吨任务目标分解至每一个煤炭企业煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%+,2021年9月以来保供煤矿核增产能全部签订中长期合同。发电侧
21、签约要求合理确定国内用煤需求并全部签订长协,原则上最高可按 2022年度国内耗煤量(总耗煤量扣除进口煤使用量)的 105%组织衔接资源,进口煤比例高的电厂考虑进口替代情况可进一步合理放宽比例。鼓励供需双方按 2022 年下半年签订的量价齐全合同 2 倍数量签订 2023 年全年合同。-未按期足额签约惩戒措施煤矿:对煤矿未按期足额签约的,在新核准项目、新核增产能、铁路运力和金融支持等方面予以限制,欠量资源按长协价转为政府储备资源,属于保供煤矿的,调出保供煤矿名单。火电厂:未按期足额实现合同全覆盖的欠量资源,后续补签按市场煤合同对待,不再享受长协价和运力保障政策。-价格机制基准价5500大卡下水煤
22、合同675元/吨;贸易商价格:扣除合理流通服务费用后,折算的港口价、出矿价应在有关政策明确的价格合理区问内,且不得转售给其他贸易商5500大卡下水煤700元/吨(后调整为675元/吨)煤质要求所有合同必须明确供应煤种的煤质要求及双方认可的质检机构。适时组织开展质量抽查,对降卡销售、掺杂使假等行为导致煤质不达标的及时核查、督促整改。-信用承诺及欠一补三将“欠一补三”明确纳入中长期合同条款。企业履约情况将纳入公共信用综合评价体系。-运力配置新增:未足额配置电煤中长期合同运力前,暂不受理其他用煤合同运力配置。对需要通过公路、水路等其他方式运输的,供需双方也要在双方合同条款中予以明确,任何一方不能以未
23、配置铁路运力为借口违约履约监管履约率要求月度间可适当调剂,季度履约量、全年履约量必须达到100%月度履约率应不低于80%,季度和年度履约率不低于90%无运力而影响履约不得以未配置铁路运力为由拒绝履约。未能申请到铁路运力的,供方应当先交付资源,由需方通过其他运输方式提货,不允许以未配置铁路运力为由拒绝交付资源或拒不提货经铁路部门确认运力的年度中长期合同,确实难以执行的,须经产运需三方同意。停产减产影响履约不得以停产减产为由拒绝履约。确因不可抗力因素导致煤矿长期停工停产不能履约的,应在供需双方协商一致,由供方企业所在地省级核实并协调落实替代履约资源后,报送国家发改委,否则仍应严格执行“欠一补三”合
24、同条款-不履约案例归集整改通报未按合同要求履约的,供需企业可向地方政府反映,地方整改不力的,可直接向国家发改委反映,国家发改委将按月对各省区市履约情况进行通报。-违约惩戒措施按照国家发改委关于加强电煤中长期合同诚信履约监管的通知明确的有关措施予以惩戒并予以通报。因供需双方原因导致季度兑现率偏低的合同,铁路运输企业将根据违约程度,采取削减合同运力、取消配置运力的措施。国家发改委将会同有关部门,对中央和地方违约企业实施约谈、通报、信用公示和追责问责等惩戒措施2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明13图表15:全社会用电量增速
25、3%-9%假设下,2023年发电量预测200222023E全社会用电量(亿千瓦时)72,85275,11083,12886,37288,96390,69192,41894145YOY3.1%10.3%3.9%3%5%7%9%发电量(亿千瓦时)73,26976,26483,76883,88689815 91559 93303 95047 装机规模(亿千瓦)火电11.9012.4512.9713.32 14.0 14.0 14.0 14.0 燃煤10.41 10.80 11.09 11.37 11.87 11.87 11.87 11.87 燃气0.90 0.98 1.09 1
26、.16 1.23 1.23 1.23 1.23 生物质等0.59 0.67 0.79 0.79 0.89 0.89 0.89 0.89 水电3.583.703.914.14 4.23 4.23 4.23 4.23 核电0.490.510.550.56 0.58 0.58 0.58 0.58 风电2.092.823.283.65 4.33 4.33 4.33 4.33 光伏2.052.533.073.93 4.90 4.90 4.90 4.90 生物质0.240.300.380.41 0.45 0.45 0.45 0.45 合计20.3422.3124.1526.0128.4928.4928.4
27、928.49平均利用小时数(小时)火电4,3074,2164,4484,379燃煤4,429 4,340 4,586 4,5754,2934,4404,5874,734燃气2,646 2,618 2,814 2,5732,6682,6682,6682,668水电3,6973,8273,6223,4123,6203,6203,6203,620核电7,3947,4537,8027,6167,6247,6247,6247,624风电2,0832,0732,2322,2212,1752,1752,1752,175光伏1,2851,2811,2811,3371,3001,3001,3001,300发电量
28、(亿千瓦时)发电量=装机量*利用小时数火电50,46551,77056,46358,536160163345燃煤45,538 46,296 50,277 52,03550978527225446656210YOY1.7%8.6%3.5%-2.0%1.3%4.7%8.0%燃气2,325 2,525 2,726 3,4863220322032203220水电13,02113,55313,40112,020402414024核电3,4873,6624,0714,1784275 427542754275风电4,0534,6656,5267,6248225 8
29、22582258225光伏2,2402,6113,2594,2345178 5资料来源:新华社,水利部,中国核能行业协会,中电联,WIND,电规总院,国家能源局,澎湃新闻,全球光伏,国海证券研究所2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善2.1.2 中性预期下,中性预期下,2023年火电需求偏弱年火电需求偏弱+国内核增产能落地,煤价有望缓和国内核增产能落地,煤价有望缓和请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明14资料来源:新华社,水利部,中国煤炭报,中国核能行业协会,国务院办公厅,中电联,WIND,电规总院,国家能源局,澎湃新闻,全球光伏,国
30、海证券研究所图表17:2023年火电发电量增速敏感性测算2023年全社会用电量增速水电利用小时数(小时)3,4123,6203,8273%-0.5%-2.0%-3.6%5%2.9%1.3%-0.2%7%6.2%4.7%3.1%9%9.6%8.0%6.5%图表16:2022年电煤累计消费量23.6亿吨需求端:需求端:I.当2023年全社会用电量增速为5%时,当年电煤需求或整体偏弱,火电发电量增速位于-0.2%2.9%。II.当2023年全社会用电量增速为7%时,当年火电发电量增速位于3.1%6.2%。2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善2.1.2 中性预期下,
31、中性预期下,2023年火电需求偏弱年火电需求偏弱+国内核增产能落地,煤价有望缓和国内核增产能落地,煤价有望缓和请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明15资料来源:WIND,人民网,新华社,中国煤炭报,应急管理部,内蒙古自治区自然资源厅,国务院办公厅,国海证券研究所图表18:我国持续出台政策加快煤炭产能核增、扩产2.1.3 国内核增产能落地国内核增产能落地+海外需求减弱,国内外动力煤价格有望缓和海外需求减弱,国内外动力煤价格有望缓和供给端:展望供给端:展望2023年,我国煤炭产能有望进一步释放。年,我国煤炭产能有望进一步释放。2021年下半年以来,我国持续出台政策推进加快煤炭产能核增、扩产和投
32、产。据人民网,2021年9月至2022年8月初,我国共核增了4.9亿吨/年煤炭产能。2022年6月,国家应急管理部等发布关于加强煤炭先进产能核定工作的通知,对煤炭产能的核增幅度、核增间隔期以及剩余服务年限的条件均进行了放松。图表19:2023年4月我国原煤产量3.8亿吨时间出台机构政策来源主要内容2022/4/20 国务院国务院常务会议通过核增产能、扩产、新投产等,2022年新增煤炭产能3亿吨。2022/6/9国家应急管理部关于加强煤炭先进产能核定工作的通知合理放宽核增幅度要求;调整核增间隔限制。核增的间隔期由3年调整为1年,对露天煤矿或智能化采煤的煤矿等,随时增随时核;调整剩余服务年限要求。
33、2022/9/2内蒙古自治区自然资源厅内蒙古自治区盘活矿业权工作方案的通知全面推进107个停产煤矿和160个煤炭探矿权未转采项目,加快形成实际生产力。2022/10/15 国务院第十次全国深化“放管服”改革电视电话会议重点任务分工方案加快煤矿核增产能相关手续办理,推动已核准煤炭项目加快开工建设。2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明16资料来源:中国煤炭市场网,煤炭世界,今日动力煤,WIND,我的钢铁网,国海证券研究所2.1.3 国内核增产能落地国内核增产能落地+海外需求减弱,国内外动力煤价格有望缓和海外需求减弱,国内外
34、动力煤价格有望缓和海外动力煤供需宽松,煤价持续下行。海外动力煤供需宽松,煤价持续下行。伴随着欧洲天然气危机缓解,国际煤炭需求显著回落,叠加其他主要煤炭进口国日本、韩国煤炭需求量的萎缩,国际煤炭供应宽松,国际煤价不断下降。2023年3月以来,广州港印尼煤3800大卡煤价持续下行,2023年6月2日已下行至610元/吨,较年初下降220元/吨,降幅达26.5%。据煤炭视界,2023年6月初进口煤3800大卡投标价已低至500元/吨(对应标煤单价921元/吨)。高港口库存高港口库存+需求偏弱需求偏弱+低热值进口煤价格优势明显,国内煤价持续下行低热值进口煤价格优势明显,国内煤价持续下行。截至2023年
35、6月2日,秦皇岛港5500大卡动力煤价格为795元/吨(较年初下降408元/吨,降幅34%),折合标煤单价1012元/吨,进口煤价格优势显著。图表20:2023年3月以来3800大卡印尼煤进口价格持续下行2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善图表21:2023年2月以来,我国5500大卡动力煤价持续下行请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明17资料来源:各公司公告,国家发改委,易煤资讯,华润电力公告,WIND,广东电力交易中心,国海证券研究所图表22:广东火电厂度电净利敏感性测算假设长协价格720元/吨、运费50元/吨、供电煤耗303克/千瓦时、折旧等其他度
36、电成本0.11元/千瓦时、电价为广东2023年度长协电价0.554元/千瓦时。根据我们测算,当长协煤兑现率为30%、现货煤价为1000元/吨时,广东火电厂度电净利为5.1分/千瓦时,若煤价跌至900元/吨,则度电净利将提升至7.4分/千瓦时。2023年年2月以来,国内外现货煤价持续下行,公司月以来,国内外现货煤价持续下行,公司2023Q2业绩或将进一步改善;展望业绩或将进一步改善;展望Q3,西南地区来水有望好转,西南地区来水有望好转,火电边际需求同比有望减弱,电煤需求或将保持偏弱态势,保障火电盈利。据公司公告,截至火电边际需求同比有望减弱,电煤需求或将保持偏弱态势,保障火电盈利。据公司公告,截
37、至2023年年4月末,粤电力月末,粤电力进口煤占比约进口煤占比约5成,成,2023年煤价下行背景下,该比例有望提升,进一步提升公司业绩弹性。年煤价下行背景下,该比例有望提升,进一步提升公司业绩弹性。2.1.3 国内核增产能落地国内核增产能落地+海外需求减弱,国内外动力煤价格有望缓和海外需求减弱,国内外动力煤价格有望缓和2.1 短期:成本向下,业绩有望逐季改善短期:成本向下,业绩有望逐季改善长协煤兑现率秦皇岛港口5500大卡现货煤价(元/吨)10%20%30%40%50%60%70%7500.1080.1090.1100.1110.1120.1130.1148000.0930.0960.0980
38、.1010.1040.1060.1098500.0770.0820.0860.0910.0950.1000.1049000.0620.0680.0740.0810.0870.0930.0999500.0470.0550.0620.0700.0780.0860.09410000.0320.0410.0510.0600.0700.0790.08910500.0160.0270.0390.0500.0610.0720.08411000.0010.0140.0270.0400.0530.0660.079请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明18资料来源:北极星售电网,福建发改委,陕西发改委,山东能源
39、局,浙江发改委,江苏发改委,山西能源局,国海证券研究所图表23:2023年大部分省份中长期签约电量比例要求较上年提升地区2023年2022年福建直接交易用户2023年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%。燃煤发电机组年度中长期合同签约量不低于上一年发电量的80%所有直接交易用户、电网购电用户年度交易电量限额为其2021年度购电量的70%陕西市场化电力用户/燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%,全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%市场主体年度及以上中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的80%,全年中长期合同签约电量不低于前三年
40、用电量平均值的90%山东2023年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%;燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%售电公司(批发用户)原则上应签订不低于总代理电量(总用电量)90%的中长期合同广东2023年安排年度交易规模上限3000亿千瓦时2022年电力市场年度交易规模3150亿千瓦时青海保障省内中长期合同高比例签订;预计2023年市场化交易电量规模896亿千瓦时浙江110千伏及以上工商业用户原则上其中长期交易电量不低于上一年度用电量的90%,其余工商业用户为80%110千伏及以上工商业用户中长期交易电量不低于其前三年用电量平均值的90
41、%,其它工商业用户为70%江苏保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。直接交易用户年度交易电量应为其2022年用电量的75%-85%,售电公司年度交易电量应为其所有签约用户2022年用电量之和的75%-85%直接交易用户年度交易电量应为其前三年用电量的60%-75%,售电公司年度交易电量应为其所有签约用户前三年用电量之和的60%-75%贵州年度中长期签约规模不低于前三年平均交易电量的80%山西2023年除居民、农业用电外,电力市场交易规模预计在1600亿千瓦时以上2022年全省省内电力市场交易电量规模约1500亿千瓦时2.2 短期:电价向上,进一步疏导成本压力短期:电价向上,进一步疏导
42、成本压力通过对比已出台2023年中长期市场化方案的省份与2022年的变化,我们发现:在2023年电力紧张背景下,各省份更加强调通过高比例签订中长期合同来保障电力供应基本盘,大部分省份中长期签约电量比例较上年均有提升,同时进一大部分省份中长期签约电量比例较上年均有提升,同时进一步强调煤电在电力保供当中的重要性,广东等省份增加一次能源价格联动机制进一步保障煤电盈利步强调煤电在电力保供当中的重要性,广东等省份增加一次能源价格联动机制进一步保障煤电盈利。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明19资料来源:国家发改委,公司公告,中国能源报,国务院,中国政府网,北极星输配电网,北极星电力网,WIND,国
43、海证券研究所图表24:广东2023年年度中长期成交价较燃煤基准价上浮19.6%图表25:2023Q1公司平均上网电价同比+8.56%2.2 短期:电价向上,进一步疏导成本压力短期:电价向上,进一步疏导成本压力据北极星售电网,广东广东2023年火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅均接近年火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅均接近20%(2022年涨幅仅7%)。我们认为,价格机制是疏导火电企业成本、保障电力供应的重要举措,“十四五”电力供需整体偏紧,火电保供价值有望进一步凸显。2023Q1公司平均上网电价达公司平均上网电价达0.585元元/千瓦时,同比千瓦时,同比+8.56%,较广东燃煤基准价上涨19.6
44、%。双碳背景下,十四五电力或维持供需整体偏紧形式,对电价形成一定支撑。同时,迎峰度夏期间,电力供需紧张或驱动现货市场电价上浮,进一步贡献公司业绩弹性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明20资料来源:公司公告,iFinD,招标网,广东省发改委,梅州新闻联播,电力招标网,广东能源集团,广东省能源局,东莞市发展和改革局,南方 PLUS,国海证券研究所2.3 中期:“十四五”预计新增装机中期:“十四五”预计新增装机6GW,电量,电量CAGR 3=10.57%图表26:截至2022年底,公司获得核准的火电项目注:以上项目为2021年、2022年获得核准的火电项目图表27:预计2022-2025年公
45、司煤电发电量CAGR=10.57%业务类型项目名称预计投产时间总投资额(亿元)装机容量预计年供电量(亿千瓦时)汕尾电厂二期 5、6 号机组(21000MW)扩建工程2025年79.42 2GW100.00 煤电粤电惠来电厂 5、6 号机组扩建工程(21000MW)2024年底80.50 2GW95.79 茂名博贺电厂 3、4 号 21000MW机组工程项目2024年底45.88 2GW96.02 广东粤电大埔电厂二期工程项目2024年底80.62 2GW100 合计286.42 8GW391.81 气电茂名市天然气热电联产保障电源项目2025年21.66 0.58GW24 云河发电公司天然气热
46、电联产项目2024年28.10 0.92GW40 粤华发电有限责任公司气代煤发电项目2023年15.32 0.6GW21 广东能源揭阳大南海天然气热电联产项目2023年28.61 0.96GW36.48 惠州大亚湾石化区综合能源站项目2023年38.20 1.2GW47 东莞宁洲厂址替代电源项目2023年底59.28 2.1GW124.23 合计191.17 6.36GW293.04 截至截至2022年底,公司煤电装机年底,公司煤电装机20.6GW,按照目前项目推进状态,2025年底预计三个项目投产,装机容量共计年底预计三个项目投产,装机容量共计6GW,则煤电装机有望达煤电装机有望达26.6G
47、W,较,较2022年底增长年底增长29.13%。2022年公司煤电发电量为936.24亿千瓦时亿千瓦时,保守假设利用小时数为4000h,则公司2025年煤电发电量有望达1265.55亿千瓦时,亿千瓦时,2022-2025年年CAGR=10.57%。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明21目录目录三、新能源:2022-2025年收入CAGR或达53%请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明223.1 海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿资料来源:国家发改委,国务院,国家统计局,中国政府网,中国光伏(2021年版)产业发展路线图,IEA,
48、Ember,WIND,国海证券研究所3.1.1 能源转型路径清晰,海风方兴未艾能源转型路径清晰,海风方兴未艾“双碳双碳”目标坚如磐石目标坚如磐石,能源转型路径清晰能源转型路径清晰。2020年9月习总书记提出“2030年碳达峰,2060年碳中和”发展目标;2021年10月国务院下发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见,提出2025/2030/2060年国内非化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上。据国家统计局数据,2022年我国能源消费结构中煤炭占比达56.2%。光伏光伏、风电迎来历史性发展机遇风电迎来历史性发展机遇。电力部门是我国能源消费碳排放主要来源,是
49、碳减排的核心。风电、光伏作为零碳清洁能源,2021年以来,在政策推动以及电站单位投资成本下降的背景下,风电光伏行业迎来了历史性发展机遇。图表28:我国2060年非化石能源消费比重计划达到80%+图表29:电力部门是我国碳排放的主要来源图表30:我国电源结构仍以煤电为主请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明23资料来源:WIND,CWEA,广东省发改委,科技日报,中国华能,国家气象局,广东省能源发展“十四五”规划,福建省人民政府,山东省能源局,江苏省发改委,广西人民政府,浙江省人民政府,辽宁省人民政府,上海市人民政府,国海证券研究所海风有望成为未来风电成长的主力。海风有望成为未来风电成长的主力
50、。相较于陆风发展受制于土地资源,海风资源丰富。据科技日报,我国5-50米水深、70米高度的海上风电,预计可开发资源达到500GW;据国家气象局,我国离岸200公里范围内,近海和深远海风能资源开发潜力可达到约2250GW。根据CWEA,“十四五”期间共有9个省市提出海风发展规划,规划“十四五”合计新增装机达规划“十四五”合计新增装机达59.3GW,开工,开工15.7GW。2022年我国海风新增装机5.2GW,则按照上述海风发展规划,则按照上述海风发展规划,2022-2025年我国海风年均新增装机约年我国海风年均新增装机约10.6GW。省份十四五海风规划装机量(万千瓦)开工(万千瓦)广东1700福
51、建1030480山东35001000江苏909广西750浙江455辽宁405上海180天津-90合计59291570图表33:“十四五”各省海风规划装机约59.3GW图表31:2022年我国海风累计装机30.5GW 图表32:2022年我国海风新增装机5.2GW 3.1 海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿3.1.1 能源转型路径清晰,海风方兴未艾能源转型路径清晰,海风方兴未艾请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明24资料来源:WIND,中国新闻周刊,百川盈孚,PVInfoLinK,国海证券研究所图表34:2022年12月起硅料价格开始
52、明显回落图表35:2022年11月中旬起双面单晶组件价格回落据中国新闻周刊,能源转型背景下,我国光伏装机需求快速提升,但上游硅料扩产周期长,叠加俄乌冲突持续推升欧洲需求等因素影响,硅料价格持续攀升。2022年12月开始,随着硅料产能的释放,我国多晶硅价格和组件价格开始大幅回落,2023年年5月月29日多晶硅(致密料,日多晶硅(致密料,单晶用)价格已下降至单晶用)价格已下降至13.27万元万元/吨,较吨,较2022年年11月的高点下降月的高点下降41.3%;PERC组件价格组件价格(182mm)已下降至已下降至1.65元元/W,较较2022年年11月的高点下降月的高点下降17.5%。3.1 海风
53、方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿3.1.2 硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明25资料来源:索比咨询,硅业分会,工信部,上海有色网,CEA,集邦咨询,国海证券研究所图表36:2022年12月我国多晶硅产量9.7万吨图表37:预计多晶硅产能将持续爬坡3.1 海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿3.1.2 硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升2022年年9月起,硅料产能快速落地。月起
54、,硅料产能快速落地。据上海有色网和硅业分会,2022年我国多晶硅产量81.1万吨,同比增长65.5%,其中12月多晶硅产量9.7万吨,国内多晶硅供应不足情况消失国内多晶硅供应不足情况消失。据集邦咨询预计,2023年多晶硅产量将达年多晶硅产量将达134万吨,可支万吨,可支撑撑375GW以上的光伏装机以上的光伏装机,500GW以上的组件产出,整体供应充足。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明26资料来源:集邦新能源网,WIND,贵州省资源节约综合利用协会,阳光工匠光伏网,PV Infolink,全球光伏,微能网公众号,光伏测试网,国海证券研究所图表38:预计2023年多晶硅产量将达134万吨图
55、表39:光伏项目IRR对装机成本的敏感性测算(不含配储成本)单位综合成本(元/W)资本金IRR(70%借款比例)较上一级成本的IRR增幅4.056.8%47.2%0.35%3.957.5%0.36%3.97.9%0.37%3.858.3%0.38%3.88.7%0.39%3.759.1%0.40%3.79.5%0.42%3.659.9%0.42%3.610.4%0.44%硅料产能落地有望推动组件价格下行,提升运营商光伏装机动力。硅料产能落地有望推动组件价格下行,提升运营商光伏装机动力。据PV Infolink预计,到2023年底,组件价格可能会从2022年末的0.250.27美元下降至0.22
56、0.23美元/瓦之间,相当于每瓦0.2元人民币降幅。根据我们测算,当装机成本根据我们测算,当装机成本处于处于3.6-4.1元元/W时,光伏装机成本每下降时,光伏装机成本每下降5分分/W,资本金,资本金IRR将提升将提升0.35-0.44%;当装机成本下降至;当装机成本下降至3.6元元/W时,资本时,资本金金IRR可达可达10.4%。3.1 海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿海风方兴未艾,硅料价格下行有望提升光伏装机意愿3.1.2 硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升硅料价格下行,光伏装机意愿有望提升请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明27资料来源:公司公告,国海证券研究所图表40
57、:公司已投产及在建海风项目项目名称投产时间装机容量(万千瓦)持股比例外罗一海上风电项目2020年19.8100%珠海金湾海上风电项目2021年4月3074.49%湛江徐闻外罗二海上风电项目2021年12月20100%湛江徐闻新寮海上风电项目2021年11月20.35100%阳江沙扒海上风电项目2021年12月3091.41%粤电阳江青洲一海上风电项目2023年(预计)40100%粤电阳江青洲二海上风电项目2024年(预计)60100%截至2022年末,公司海风/陆风/光伏控股装机量1.20/1.15/0.18GW。公司“十四五”规划新增新能源装机14GW,其中陆风陆风1.6GW、海风、海风2.
58、8GW、光伏、光伏9.6GW;区位上,将重点开发广东、新疆、青海、贵州地区的新能源项目。3.2 预计预计2025年新能源业务收入或达年新能源业务收入或达95亿元,亿元,CAGR 3=53%请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明283.2 预计预计2025年新能源业务收入或达年新能源业务收入或达95亿元,亿元,CAGR 3=53%图表41:预计2025年新能源业务收入或达95亿元,CAGR3=52.9%假设公司完成“十四五”装机规划,结合当前在手项目,我们测算得测算得2025年公司新能源业务收入或达年公司新能源业务收入或达95亿元,亿元,CAGR 3=52.9%,其中,海风,其中,海风/陆风陆
59、风/光伏收入光伏收入44.3/23.0/28.1亿元,风电业务亿元,风电业务2022-2025年年CAGR 3=36%。新能源业务20222023E2024E2025E备注风光合计期末装机量(GW)2.526.3610.3914.61其中:陆风(GW)1.15 1.43 1.72 2.01 海风(GW)1.20 1.60 2.20 3.00 光伏(GW)0.18 3.32 6.46 9.60 总收入(亿元)26.70 48.63 69.10 95.39 YOY148%82%42%38%海风海风收入(亿元)26.0532.1244.25YOY 23.31%37.76%海风累计装机(GW)1.20
60、1.602.203.00新增装机(GW)0.000.400.600.802023-2024年底分别投产青洲一和青洲二项目利用小时数(h)350035003500总上网电量(亿千瓦时)28.8140.3253.7380.50综合电价0.6510.6460.5980.550假设2022年开始投产项目电价均为广东燃煤标杆电价;2021-2022年为风电业务平均电价陆风陆风收入(亿元)16.4019.7723.02YOY 20.50%16.43%陆风累计装机(GW)1.141.431.722.01新增装机(GW)0.370.290.290.29以“十四五”规划为基准,假设2023-2025年每年新增装
61、机相等利用小时数(h)200020002000总上网电量(亿千瓦时)24.6930.2335.77假设当年新增装机机组有50%并网发电平均电价(元千瓦时)0.6460.6360.6260.6162021-2022年为公司风电业务平均上网电价,此后每年小幅下降光伏业务光伏收入(亿元)0.10 6.18 17.21 28.12 YOY 178%63%光伏累计装机(GW)0.18 3.3 6.5 9.6 新增装机(GW)0.18 3.1 3.1 3.1 以“十四五”规划为基准,假设2023-2025年每年新增装机相等利用小时(h)1100总上网电量(亿千瓦时)0.0319.05
62、3.287.3假设当年新增装机机组有50%并网发电上网电价(元/千瓦时)0.3250.3240.322参考2021年全国燃煤基准价均值,且每年小幅下降资料来源:公司公告,观察者网,南方电网报,阳光工匠光伏网,中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题,国家发改委价格成本调查中心,国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明29资料来源:公司公告,太阳能公告,广宇发展公告,三峡能源公告,国海证券研究所图表42:预计2023-2025年公司新能源投资需要资本金年均为35-45亿元分类2023E2024E2025E光伏累计光伏装机容量(GW)3.326.469.60当年新增光伏装机容量(
63、GW)3.143.143.14光伏单位投资成本(元/W)3.93.93.9YoY-1.5%-1.0%-1.0%投资额(亿元)123.8122.5121.3海风海风装机量(GW)1.602.203.00当年新增海风装机量(GW)0.400.600.80单位投资成本(元/W)13.713.413.3YoY-2.0%-2.0%-1.0%投资额(亿元)54.980.7106.0陆风装机量(GW)1.431.722.01当年新增装机量(GW)0.290.290.29单位投资成本(元/W)5.45.35.2YoY-2.0%-2.0%-1.0%投资额(亿元)15.615.315.1当年风电+光伏新增总装机量
64、(GW)3.84.04.2风电光伏项目总投资(亿元)178.6203.2227.3资本金比例20%20%20%风电光伏项目资本金投资额(亿元)35.740.645.53.3 预计预计2023-2025年每年需资本金年每年需资本金65-75亿元,现金流尚不紧缺亿元,现金流尚不紧缺根据我们测算,若“十四五”期间完成14GW装机规模,2023-2025年总投资额或将超总投资额或将超600亿元,需要资本金亿元,需要资本金122亿元,年均亿元,年均41亿元。亿元。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明30图表43:预计2023-2025年每年需资本金65-75亿元图表44:2022年公司资产负债率78
65、.16%单位:亿元2023E2024E2025E新能源总投资额178.6203.2227.3火电总投资额162.1153.7101.6合计投资额340.8 356.9 328.9 资本金比例20%20%20%借款金额272.6285.5263.2资本金68.271.465.83.3 预计预计2023-2025年每年需资本金年每年需资本金65-75亿元,现金流尚不紧缺亿元,现金流尚不紧缺考虑到公司“十四五”期间的火电投资,粗略假设煤电/气电机组建设周期2年,则2023-2025年公司每年需投入资本金65-75亿。而2022年末公司现金余额114.3亿元,因此公司现金流尚不紧缺。资料来源:公司公告
66、,太阳能公告,广宇发展公告,三峡能源公告,招标网,广东省发改委,电力招标网,广东省国资委,南方报业传媒集团,WIND,国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明31目录目录四、投资建议四、投资建议请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明32收入成本拆分收入成本拆分资料来源:WIND,国海证券研究所注:若无特殊说明,单位均为亿元2022A2023E2024E2025E公司整体收入526.61 579.48 648.07 779.26 YOY18.45%10.04%11.84%20.24%营业成本528.52 478.71 527.68 627.96 毛利率-0.36%17.39%18
67、.58%19.42%1、煤电业务占总收入比重77.14%74.44%66.64%65.37%收入406.25 431.38 431.87 509.40 YOY15.1%6.2%0.1%18.0%营业成本433.8 376.0 374.4 440.3 毛利率-6.78%12.84%13.32%13.57%2、气电业务占总收入比重15.40%14.65%20.19%20.05%收入81.1084.88130.81156.25YOY27.26%4.66%54.11%19.45%营业成本74.1977.24119.04142.19毛利率8.52%9.00%9.00%9.00%3、水电业务占总收入比重0
68、.13%0.12%0.11%0.09%收入0.70 0.70 0.70 0.70 YOY8.7%0.0%0.0%0.0%营业成本0.55 0.55 0.55 0.55 毛利率21.97%21.99%22.01%21.99%4、新能源业务占总收入比重5.07%8.41%10.78%12.42%收入26.70 48.71 69.83 96.78 YOY147.6%82.4%43.4%38.6%营业成本12.77 16.86 25.46 36.42 毛利率52.17%65.39%63.54%62.36%5、生物质业务占总收入比重0.79%0.89%0.79%0.65%收入4.14 5.15 5.10
69、 5.08 YOY-13.4%24.3%-0.9%-0.5%营业成本3.74 4.38 4.33 4.32 毛利率9.63%15.00%15.00%15.00%6、粉煤灰综合利用收入3.66 4.39 5.26 6.32 YOY-26.2%20.0%20.0%20.0%营业成本0.050.060.070.08毛利率98.70%98.70%98.70%98.70%7、供热业务等收入4.06 4.26 4.49 4.73 YOY5.0%5.2%5.5%营业成本3.443.643.864.11毛利率15.31%14.58%13.85%13.12%核心假设:1)煤电:)煤电:以公司“十四五”煤电装机规
70、划为基础,结合具体煤电项目规划,假设2024-2025年分别新增装机4/2GW。2)气电:)气电:以公司“十四五”气电装机规划为基础,结合具体气电项目规划,假设2023-2025年分别新增装机3.3/2.5/0.6GW。3)新能源:)新能源:公司“十四五”规划新增装机陆风1.6GW、海风2.8GW、光伏9.6GW,除海风2023-2024年分别投产青洲一、二号项目,2023-2025年假设上述规划每年以相等的水平完成。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明33图表45:盈利预测表投资建议投资建议短期来看,公司火电业绩有望逐季改善,中长期来看,煤电装机+绿电转型有望注入成长动力。考虑到煤价超预
71、期下跌,我们上调公司盈利预测,预计公司 2023-2025年归母净利润分别为27.9/34.5/45.7亿元,PE分别为14/11/8倍。维持“买入”评级。预测指标预测指标2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E营业收入(百万元)526677926增长率(%)18101220归母净利润(百万元)-3004279134544570增长率(%)-31932432摊薄每股收益(元)-0.570.530.660.87ROE(%)-15121315P/E13.6611.048.34P/B1.441.651.441.23P/S0.550.660
72、.590.49EV/EBITDA43.728.227.586.68资料来源:Wind资讯、国海证券研究所(股价日期为2023/6/29)请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明34资料来源:WIND,国海证券研究所图表46:可比公司估值表可比公司估值可比公司估值注:广州发展盈利预测来源于WIND一致预期重点公司股票2023/6/29EPSPE代码名称股价20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E600011.SH华能国际9.25-0.610.690.770.86-13.412.010.8600027.SH华电国际6.79-0.080.430.580.63-15
73、.811.710.8600098.SH广州发展6.190.390.440.530.6216.313.911.79.9平均值14.411.810.5000539.SZ粤电力A7.26-0.570.530.660.87-13.711.08.3我们选取央企火电公司华能国际、华电国际,以及广东火电企业广州发展作为可比公司。2023-2025年粤电力PE分别为13.7/11.0/8.3倍,低于可比公司PE平均水平。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明35目录目录五、风险提示五、风险提示请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明36风险提示风险提示政策变动风险政策变动风险:若双碳政策、电价涨幅可达到20
74、%等政策发生变动,将直接影响公司成长性和盈利性。电力需求不及预期电力需求不及预期:若用电量不及预期,将影响火电发电量,进而影响公司盈利。电价下滑电价下滑:若火电电价或绿电电价大幅下滑,将直接影响公司盈利。煤价大幅上涨煤价大幅上涨:煤价大幅上涨将影响火电厂盈利。装机不及预期装机不及预期:火电和绿电装机不及预期,将影响公司成长性。装机成本下降不及预期:装机成本下降不及预期:若风机成本和硅料成本降幅不及预期,或影响公司新能源项目建设积极性。测算存在主观性,仅供参考测算存在主观性,仅供参考:报告中存在大量测算,相关测算依据存在主观性,将影响测算结果。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明37资产负债
75、表(百万元)资产负债表(百万元)2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E现金及现金等价物635221629应收款项758928存货净额33775其他流动资产3350357633315189流动资产合计流动资产合计258227062369140691固定资产624007996996604 112209在建工程231712409无形资产及其他22325222702221222151长期股权投资99198资产
76、总计资产总计4 4 5 8短期借款460628688应付款项743476预收帐款0000其他流动负债987821560流动负债合计流动负债合计4200442004469404694053080530806099160991长期借款及应付债券595581955其他长期负债8822882288228822长期负债合计长期负债合计6077860778707787077880778807789077890778负债合计负债合计1
77、02782102782 8 7 9股本5250525052505250股东权益287233299负债和股东权益总计负债和股东权益总计4 4 5 8利润表(百万元)利润表(百万元)2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E营业收入营业收入52665794864807648077792677926营业成本528524787营业税金及附加2452
78、70344380销售费用698893111管理费用01648财务费用23732其他费用/(-收入)01761营业利润营业利润-40634063493449346036603680498049营业外净收支-318000利润总额利润总额-438346036603680498049所得税费用07净利润净利润-4568426842少数股东损益-72272归属于母公司净利润归属于母公司净利润-3004300427912791345
79、4345445704570现金流量表(百万元)现金流量表(百万元)2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E经营活动现金流经营活动现金流19672净利润-3004279134544570少数股东权益-72272折旧摊销50577公允价值变动0000营运资金变动-4231546272-11投资活动现金流投资活动现金流-1315-2450资本支出-12865-25000-25000-2
80、5000长期投资-396000其他0筹资活动现金流筹资活动现金流7040105债务融资203574082权益融资467000其它-5741-2958-3468-3977现金净增加额现金净增加额3403328277每股指标与估值每股指标与估值2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E每股指标每股指标EPS-0.57 0.53 0.66 0.87 BVPS3.86 4.39 5.04 5.92 估值估值P/E
81、13.7 11.0 8.3 P/B1.4 1.7 1.4 1.2 P/S0.6 0.7 0.6 0.5 财务指标财务指标2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E2025E盈利能力盈利能力ROE-15%12%13%15%毛利率0%17%19%19%期间费率6%7%7%7%销售净利率-6%5%5%6%成长能力成长能力收入增长率18%10%12%20%利润增长率-3%193%24%32%营运能力营运能力总资产周转率0.400.380.380.40应收账款周转率6.957.247.587.13存货周转率15.5929.8419.4326.46偿债能力偿债能力资产负债率78
82、%78%78%77%流动比0.610.580.590.67速动比0.480.500.490.58粤电力粤电力A盈利预测表盈利预测表证券代码:证券代码:000539000539股价:股价:7.267.26投资评级:投资评级:买入买入(维持维持)日期:日期:2023062920230629请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明38研究小组介绍研究小组介绍杨阳,本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立,客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因,不因,也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间
83、接收取到任何形式的补偿。分析分析师承师承诺诺行业投资评级行业投资评级国海证券投资评级标准国海证券投资评级标准推荐:行业基本面向好,行业指数领先沪深300指数;中性:行业基本面稳定,行业指数跟随沪深300指数;回避:行业基本面向淡,行业指数落后沪深300指数。股票投资评级股票投资评级买入:相对沪深300 指数涨幅20%以上;增持:相对沪深300 指数涨幅介于10%20%之间;中性:相对沪深300 指数涨幅介于-10%10%之间;卖出:相对沪深300 指数跌幅10%以上。公用事业公用事业&中小盘小组介绍中小盘小组介绍杨阳,中央财经大学会计硕士,湖南大学电气工程本科,5年证券从业经验,现任国海证券公
84、用事业和中小盘团队首席,曾任职于天风证券、方正证券和中泰证券。获得2022年新财富分析师公用事业入围,2021年新财富分析师公用事业第4名,21世纪金牌分析师和Wind金牌分析师公用事业行业第2名,21年水晶球公用事业入围,2020年wind金牌分析师公用事业第2,2018年新财富公用事业第4、水晶球公用事业第2核心成员。罗琨,香港浸会大学经济学硕士、湖南大学会计学本科,5年证券从业经验,曾任财信证券资管投资部投资经理、研究发展中心机械研究员、宏观策略总监。钟琪,山东大学金融硕士,现任国海证券公用事业&中小盘研究员,曾任职于方正证券、上海证券。许紫荆,对外经济贸易大学金融学硕士,现任国海证券公
85、用事业&中小盘研究员。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明39免责声明和风险提示免责声明和风险提示本报告的风险等级定级为R3,仅供符合国海证券股份有限公司(简称“本公司”)投资者适当性管理要求的的客户(简称“客户”)使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通,需以本公司的完整报告为准,本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料,本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证,不保证其中的信息已做最新变更,也不保证相
86、关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断,本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期,本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考,在任何情况下,本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。免责声明免责声明市场有风险,
87、投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素,亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前,如有需要,投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意,其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构(以下简称“该机构”)发送本报告,则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本
88、公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。风险提示风险提示本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定,除法律规定的情况外,任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容,否则均构成对本公司版权的侵害,本公司有权依法追究其法律责任。郑重声明郑重声明心怀家国,洞悉四海国海研究深圳国海研究深圳深圳市福田区竹子林四路光大银行大厦28F邮编:518041电话:国海研究上海国海研究上海上海市黄浦区绿地外滩中心C1栋国海证券大厦邮编:200023电话:国海研究北京国海研究北京北京市海淀区西直门外大街168号腾达大厦25F邮编:100044电话:国海证券国海证券研究所研究所公用事业公用事业&中小盘中小盘研究团队研究团队40