火电23年重回盈利，支撑公司高强度资本开支。
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。
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。
