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。

(资料图片)

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。