广东省电力龙头企业，主业综合优势显著。
广东省电力龙头企业，具备雄厚背景资源优势。公司是广东省属国资控股唯一资产 过千亿的上市公司，控股股东为广东省能源集团，截至2022年9月末直接持股67.39%， 实际控制人为广东省国资委。“十四五”期间，公司实施“1+2+3+X”战略——建设 国内一流、具有国际竞争力的绿色低碳电力能源上市公司，统筹安全与发展，做优 做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、碳捕捉利用、 土地园区开发等。2022年前三季度归母净利亏损17.2亿元、全年预计亏损26~31亿 元，主要系煤价高企导致火电利润大幅下滑。
电力资产主要分布在广东省内，区位优势显著。公司主要发电资产位于广东省内， 截止2022年末，公司拥有可控装机容量31.44GW，其中控股装机29.70GW，参股权 益装机1.75GW。控股装机中，燃煤装机20.55GW（占比69.2%）、气电装机6.39GW （占比21.52%）；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源装机2.75GW（占比9.27%）。 此外，公司受托管理装机容量8.85GW（火电6.65GW、水电2.20GW），以上可控、 受托管理装机合计39.90GW，为广东省最大的电力上市公司。 公司火电项目多为大比例持股，根据年报、募集说明书等公开信息统计，2022年公 司控股部分的煤电权益装机为14.38GW（占控股煤电的70.0%）、控股部分的气电 权益装机为4.37GW（占控股气电的68.4%），火电控股部分对应权益装机合计 18.75GW，占控股火电装机的69.6%。
近两年公司发电量稳定在千亿度以上，2022年完成发电量1141亿千瓦时。2022年 公司完成发电量1141亿千瓦时（同比+3.0%）、上网电量1077亿千瓦时（同比+2.6%）。 2021年得益于收购沙角C等公司股权，加之珠海金湾、阳江沙扒等风电项目投入运 营、装机规模提升，因而发电量与上网电量呈阶梯式提升。考虑当前公司在建拟建 项目众多，未来发电能力将进一步提升。
广东省最大电力上市公司，装机容量和发电体量显著领先。公司发电装机容量稳居 全省第一，且机组具备参数高、容量大、运行效率高、煤耗低等优势。2022年上半 年，公司累计完成上网电量463.49亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，2022全 年公司发电量占广东地区发电量的19%，预计龙头地位有望继续保持。
近两年营收保持高增速，业绩受制于高煤价连续两年亏损。2021年以来燃料价格高 居不下，2021年归母净利润亏损31亿元，2022年前三季度亏损17亿元；此前公司发 布业绩预告，全年预计归母净利润亏损26~31亿元。2022年前三季度公司实现营业 收入396亿元（同比+20.4%），上网电价同比上涨保持背景下，预计2022全年营业 收入保持高增速。参考2023年广东省中长期交易电价同比仍有提升，预计2023年公 司营收仍将保持较高增速。
2022年受益于电价上浮，但煤价仍然较高，因而公司盈利承压，前三季度毛利率、 净利率分别为-0.2%、-4.4%，加权ROE为-7.7%，但在此之前公司盈利能力已呈不 断提升趋势。预计2023年市场煤价下行、长协履约提升等多方影响下，公司综合用 煤成本有望下降、火电业务大幅减亏或恢复盈利，绿电及投资收益增厚下实现ROE 的回正。
电力业务贡献98%营业收入，其中煤电营收占76%。2022年上半年公司电力业务实 现营收222.64亿元（同比+10.1%），其中煤电营收为171.70亿元（同比+12.6%）、 气电营收34.61亿元（同比-16.6%）、风电营收13.94亿元（同比+145.9%）。参考 同期公司煤电发电量同比减少5.84%，预计煤电营收增长主要受益于电价上浮。2021 年公司电力营收同比大幅增长31.9%，主要为收购大股东所持的沙角C51%股权、云 河公司90%股权及粤华发电51%股权（投产装机共4.44GW），体量大幅提升所致。
2022年前三季度平均上网电价同比+18.3%，电价上浮尚未充分体现。电价方面， 公司前三季度平均上网电价为543元/兆瓦时（含税），同比增长18.3%，而同业普 遍上涨20%以上，主要系2022年度广东省中长期交易电价较标杆仅上浮7.34%影响； 回顾过去，公司历年上网电价稳定在450~460元/兆瓦时。煤价方面，2021年公司标 煤单价达1249元/吨，同比大幅增长60.6%；2022Q1为1353元/吨，预计2022全年煤 价同比仍有增长，燃料成本持续提升致主业连续两年亏损。煤价高位运行背景下， 2023年度广东省中长期交易电价上浮19.63%，预计公司电价仍有提升空间。
2022H1公司电力业务毛利率为-3.1%、其中煤电为-9.1%。受制于高煤价，公司电 力业务连续两年亏损，2021及2022H1电力业务毛利润分别亏损32.64（对应毛利率 为-7.5%，下同）、-6.81（-3.1%）亿元；其中煤电分别亏损41.76（-11.8%）、15.61 （-9.1%）亿元，气电盈利2.90（+4.6%）、0.25（+0.7%）亿元，预计伴随市场煤 价下降与长协比例提升、以及国际天然气价格的迅速回落，公司火电盈利有望恢复。 此外，受益于2021年末并网海风出力，2022H1风电毛利率升至59.0%。
分季度来看，2022年第一、二、三季度公司归母净利润分别亏损4.5、9.3、3.4亿元， 结合此前发布的业绩预告，预计2022全年亏损26~31亿元，则第四季度亏损8.8~13.8 亿元，四季度亏损环比扩大考虑主要系10月煤价再次攀高影响。装机方面，二、三 季度花都天然气热电两台460MW机组分别投产，四季度新增风电374.6MW、新增光 伏176.4MW（含部分并网投产的104.2MW），全年新增控股装机1.47GW。电量方 面，历经三季度火电超发保供、四季度受疫情影响用电需求偏弱，四季度公司煤电 上网电量降至216亿千瓦时，环比下降25.6%、同比下降33.2%。
公司联营、合营企业众多，投资收益有效增厚业绩。公司长期股权投资占比较大 （2022Q3占总资产7.06%），参股企业涉及燃料贸易（工业燃料，公司参股50%）、 火力发电（台山发电，公司参股20%、神华持股80%）、采矿发电（粤电能源，公 司参股40%）、运输（粤电航运，公司参股35%）等诸多领域，同时参股40%集团 财务投资平台、近年收益稳定提升。2020、2021及2022上半年公司长期股权投资收 益分别为2.89、7.42、4.99亿元，2020、2021及2022年前三季度投资收益分别为3.55、 8.34、5.90亿元。
回顾过去，2019、2020年长期股权投资收益大幅下滑，主要系联营公司粤电航运受 全球经济低迷及航运业竞争激烈等影响，公司投资分别损失4.76、2.03亿元。2021 年投资收益大幅提升，主要系粤电能源资产、利润大幅提升，公司投资收益达4.80 亿元。粤电能源作为大股东在山西地区的窗口、煤炭项目的投资平台，预计未来仍 将高速发展，公司参股40%有望充分收益。
2020年公司减值计提金额较大，主要为火电上大压小容量指标未批复及水电经营不 善影响。2019~2021年公司计提减值损失分别为1.15、5.02、0.51亿元，其中资产 减值损失分别为1.62、5.02、0.29亿元。公司历年较大金额减值主要来自：（1）沙 角A电厂（火电，5台机组合计1.29GW），1号机已于2018年11月关停，2、3号机 已于2019年12月关停。（2）临沧能源（水电，132.8MW），因经营不善连续多年 亏损；（3）博贺能源，2013年3月向连州电厂购入520MW关停机组容量指标（拟 用于新建2×1000MW火电机组的核准）未取得核准批复；（4）红海湾、靖海、虎门 在建工程项目停滞等。 参考广东省发改委《关于印发推进沙角电厂退役及替代电源建设工作方案的函》， 2023年关停退役沙角A电厂4、5号机，2025年关停退役沙角C电厂3台机组（共计 1.98GW），公司已对沙角A电厂1-5号机组进行加速折旧，但不排除未来继续计提 减值的可能性。
总资产达千亿规模，2017-2021年CAGR达12.63%。截至2022年9月末，公司总资 产为1248亿元（同比+30.2%），是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。 从资产结构来看，2022Q3公司固定资产、在建工程、长期股权投资分别为609、64.6、 88.1亿元，占比分别为48.8%、5.2%、7.1%。
近年公司负债规模不断扩大、2017-2021年CAGR达18.53%，资产负债率已升至70% 以上。截至2022年9月末公司总负债达943亿元（同比+54.1%），其中长期借款、 短期借款分别为380、154亿元，占总负债比例分别为40.3%、16.3%；债务规模大 幅攀升下，2022Q3公司资产负债率已升至75.5%。但受益于融资成本的下降（计算 债务融资成本已降至3%以下），近年公司财务费率持续降低。
燃煤成本上涨导致公司盈利及经营获现能力均有所下降。2021年燃煤成本上涨导致 公司经营活动净现金流呈微幅净流出态势（2022年前三季度已回正至25.69亿元）， 对风电和气电等项目的建设使得投资活动继续保持较大规模，经营活动净现金流不 能覆盖投资支出，使得筹资活动大幅流入。 考虑公司十四五期间在建、拟建发电项目众多，测算火电恢复盈利下公司2023~2024 年经营现金流净额合计为218亿元。根据统计，公司在建及核准火电项目总投资额达 536亿元，若对应30%资本金投入则需161亿元。 绿电方面，公司规划十四五期间新增新能源装机14GW，其中新增陆风1.60GW，新 增海风2.80GW，新增光伏9.60GW。参考CPIA十四五期间光伏造价预测值，假设公 司9.60GW光伏装机对应造价为3600元/千瓦，考虑资本金比例30%时（下同），对 应所需资金为104亿元；参考BNEF对陆风、海风造价预测值，假设公司1.60GW陆 风装机对应造价为5000元/千瓦、所需资本金为24亿元，2.80GW海风装机对应造价 为17000元/千瓦，所需资本金为143亿元；三者合计所需资本金为270亿元，且当前 风光项目造价暂未考虑配储成本，因而预计公司十四五期间需进行对外融资满足目 标规划建设。
