业绩环比改善，火电盈利修复可期，新能源转型稳步推进

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。 盈利预测和财务指标 粤电力 A 是广东省最大电力上市公司，主要从事电力项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、风力发电和水力发电等多种能源项目。截至 2022 年三季度，公司拥有可控装机容量 3089.42 万千瓦，其中控股装机 2914.64 万千瓦，参股权益装机 174.78 万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量 2055 万千瓦，占比 70.51%；气电控股装机容量 639.2 万千瓦，占比21.93%；风电、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量 220.44 万千瓦，占比 7.56%。 公司实际控制人为广东省国资委，控股股东为广东省能源集团。截至 2022 年三季报，广东省能源集团直接持有公司 67.39%股权，并通过广东省电力开发有限公司持有公司 1.80%股权，合计持有公司 69.19%股权，为公司控股股东。公司控股股东广东能源集团作为广东省属重点能源企业，可利用其资源、技术、资产规模等优势，支持公司项目资源开发与运营，助力公司业务战略发展目标落地。 图 1：粤电力 A 股权结构图 公司风光新能源装机占比及盈利能力均有待进一步提升。大型区域化的电力公司有粤电力 A、上海电力、内蒙华电、福能股份，目前各公司均大力发展风光新能源项目。从风光新能源装机占比来看，截至 2021 年，粤电力 A、上海电力、内蒙华电、福能股份的风光新能源累计装机容量分别为 1.97、7.66、1.45、1.85GW，在总装机容量中占比分别为 7.02%、40.20%、11.26%、30.85%。从毛利率、净利率、ROE 等指标来看，公司均差于可比公司，原因在于公司电厂均分布于广东沿海地区，燃料成本受进口煤价格影响较大，由于进口煤价格较高，公司燃料成本压力较大，火电业务仍处于亏损状态；同时，公司风光新能源装机规模较小，对公司业绩增长贡献有限。 图 2：2021 年粤电力 A 与可比公司装机容量结构（GW） 图3：粤电力 A 与可比公司毛利率比较 图 4：粤电力 A 与可比公司净利率比较 图5：粤电力 A 与可比公司 ROE 比较 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%。 分不同电源来看，2022 年前三季度，公司煤电发电量 706.72 亿千瓦时，同比增加 4.37%；气电发电量 114.38 亿千瓦时，同比减少 18.38%；风电发电量 29.67亿千瓦时，同比增加 191.17%；水电发电量 2.94 亿千瓦时，同比增加 14.40%；生物质发电量 5.25 亿千瓦时，同比减少 10.56%。 图6：粤电力A营业收入及增速（单位：亿元） 图7：粤电力A单季度营业收入（单位：亿元） 图8：粤电力A归母净利润及增速（单位：亿元） 图9：粤电力A单季度归母净利润（单位：亿元） 图10：粤电力A发电量情况（亿千瓦时） 图11：粤电力A上网电量情况（亿千瓦时） 毛利率、净利率下降，费用率亦小幅增长。2022年前三季度，公司毛利率为-0.21%，同比减少2.90pct，主要系燃料价格上涨影响所致。费用率方面，公司管理费用率为1.88%，与2021年同期持平；财务费用率为3.93%，同比增加0.80pct。净利率方面，公司净利率为-6.60%，同比减少5.46pct，主要受燃料价格上涨致毛利率下降以及费用率增加影响所致。 图12：粤电力A毛利率、净利率情况 图13：粤电力A三项费用率情况 ROE下降，经营性净现金流有所下降。2022年前三季度，公司ROE为-7.65%，同比减少6.72pct，主要系公司净利率下降影响所致。现金流方面，前三季度，公司经营性净现金流为25.69亿元，同比减少37.38%，主要系公司燃料成本大幅增长影响所致。 图14：粤电力AROE及杜邦分析 图15：粤电力A现金流情况（亿元） 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。 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。此外，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。 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，年均新增规模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。 盈利预测 假设前提： 火电：根据公司十四五发展规划以及火电项目核准情况，预计2022-2024年公司新增火电装机规模分别为150、150、450万千瓦；利用小时数方面，参考公司过往利用小时数情况，同时考虑今年疫情影响和未来电力市场供需变化趋势，假设2022年公司火电利用小时数为4150小时，2023-2024年则有所提升；电价方面，由于市场化交易电价上涨，2022年火电电价有望大幅增长，而未来随着火电成本下降，预计火电电价将保持平稳，假设2022-2024年公司火电平均上网电价分别为0.47、0.49、0.49元/kwh（不含税）。 风光新能源发电：根据公司十四五发展规划及在建项目情况，假设公司2022-2024年新增风电装机30、80、85万千瓦，新增光伏装机20、200、300万千瓦；利用小时数方面，参考公司过往风光新能源项目利用小时数情况，同时考虑公司海上风电项目装机较多，假设2022-2024年公司新增风电利用小时数分别为2000、2400、2400小时，光伏则为1200小时；电价方面，未来公司新增的风光新能源项目均为平价项目，因而预计2022-2024年公司风电平均上网电价将有所下降，光伏上网电价则保持稳定。 综合以上假设，预计2022-2024年公司实现营业收入分别为529.5/606.1/693.6亿元，增长率分别为19.9%/14.5%/14.4%。成本方面，主要考虑煤炭价格变化趋势、风光新能源项目投资成本等因素进行假设。同时销售费用率、研发费用率、管理费用率、所得税率较为稳定，参考公司过往水平进行设定。由于公司火电市场化电价上浮及风光新能源装机增长，因而公司盈利有望改善，预计2022-2024年公司归母净利润分别为-19.0/15.6/21.2亿元。 表1：公司电力业务收入测算 表2：公司未来三年业绩测算表（百万元） 估值与投资建议 可比公司的选择：公司为广东省主要电力企业，公司当前以火电装机为主，未来将大力发展风光新能源发电。选取从火电积极转型发展风光新能源且总体装机容量相当的上海电力、福能股份、内蒙华电作为可比公司。同时，公司加快风光新能源发展，选取新能源发电龙头企业龙源电力作为可比公司。 投资建议：我们预计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-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