（一）广州市属综合能源企业，清洁能源转型利润快速增长
广州市能源龙头，实控人为广州市政府。截至2023年12月末，公司控股股东广州产 投直接持股57.58%，实控人为广州市人民政府，长江电力为第二大股东，与长电宜 昌能源投资合计持股15.51%。根据公司“十四五”规划，十四五期间公司计划实施 “三大倍增任务”—投资总额、装机规模及天然气供气量实现倍增，新增投资超500 亿元，天然气发电装机规模从约1GW增至3GW，新能源装机规模从约1GW增至8GW， 资产规模从400多亿元翻番至1000亿元。
公司业务覆盖电力、能源物流、天然气、新能源、能源金融五大板块。电力板块， 煤电装机稳定，气电、新能源均有项目陆续投产；能源物流板块，子公司能源物流集 团是广东省最大的煤炭储备基地之一，并向海外拓展至柬埔寨、越南等11个国家； 燃气板块，公司全资子公司燃气集团是广州市城市燃气高压管网建设和管道燃气购 销的唯一主体，业务覆盖天然气全产业链；新能源板块，风光装机快速增长，截至 2023年年末，新能源装机达4GW。
能源物流业务贡献主要收入，新能源业务利润快速提升。从各业务收入来看，2023 年，能源物流业务贡献收入254亿元，占总营收比例54.2%，电力、天然气、新能源 业务收入分别为97.5、93.4、21.9亿元，占比分别为20.8%、20.0%、4.7%；公司新 能源业务毛利率较高超过55%，从各业务毛利润来看，2023年新能源、天然气、能 源物流、电力分别贡献毛利润12.41、14.65、5.57、17.24亿元。
2023年控股装机达9.3GW，其中新能源装机4GW。截至2023年末，公司控股火电装 机5.30GW，其中煤电装机3.14GW，气电装机2.16GW，2023年下半年，公司珠江 LNG电厂二期项目投运，气电装机增加1.2GW。截止2023年末，公司控股风电、光 伏装机分别达1.76、2.25GW，公司预计十四五末新能源装机达到8GW。
风光发电量持续提升，天然气销售量持续增长。公司火电装机稳定，发电量有所波 动，主要受当地用电需求和其他电源发电量影响；风光发电量伴随装机逐渐提升， 从2018年的2.5亿千瓦时提升到46.9亿千瓦时，复合增速达80%。公司天然气业务销 售量持续增长，2018-2023年管道燃气销售量CAGR达4.4%，LNG销售量CAGR达 225.5%，LNG快速增长带动天然气销售量CAGR达18.3%。
（二）盈利稳定优于同业，连续分红回报股东
公司经营稳定，业绩较同业波动小。近几年伴随公司规模扩张，营收体量不断增长， 2019-2023年营业收入CAGR达12.1%，2023年公司营收467.97亿元，同比降低2.3%， 主要系煤炭价格下降煤炭销售收入降低；2019-2023年归母净利润CAGR达19.4%， 2021年公司业绩下滑主要系煤价大涨煤电亏损，2022年业绩已经恢复正常，业绩较 同业更加稳定，2023年公司实现归母净利润16.38亿元，同比增长21.0%，公司发售 电量、天然气销量、煤炭销量均实现两位数增长，各业务板块全面盈利。
公司费用结构以管理费用为主，期间费用率较低。从期间费用来看，公司以管理费 用和财务费用为主，公司规模扩大管理费用持续提升，2023年公司管理费用和财务 费用分别为15.5、7.1亿元，期间费用25.34亿元，同比增长10.8%，期间费用率为5.4%。
资产负债率保持低于65%，显著优于同业。近年公司大力发展风光和天然气产业链， 资本开支及债务规模逐年增加，2019~2023年CAGR为20.4%，截至2023年底公司 总负债增至459亿元，其中长期借款222亿元，占比48.5%，随着负债规模的增加， 公司资产负债率随之升至62%左右，但相较同业仍处于较优水平，具备进一步扩表 空间。
公司经营现金流稳定充裕，近几年投资规模持续扩大。公司主营业务均为重资产模 式，2023年固定资产折旧为16.27亿元，因而公司经营现金流虽有波动、但近20年均 能保持正值。2023年公司经营现金流净额28.6亿元（同比-23.4%）。近年来公司资 本支出逐渐扩大，2023年资本性支出52.58亿元，2024年规划资本支出83.45亿元。
分红稳定，股息率较高。1999年以来，公司连续实施分红，累计分红97.96亿元，平 均分红率47.1%（包括回购），2020-2023年分红率均超50%，尤其是2021年，公司 归母净利润下滑至2.03亿元（调整前），分红3.51亿元，分红率173%。以年底收盘 价为基准，1999-2023年，公司股息率在0.8%~4.7%之间，平均值为2.1%，2023年 底公司股息率达4.7%。
2021年8月实施股权激励，考核ROE、净利润增长率、低碳电力装机增长三方面。 2021年8月公司实施股权激励计划，向197名员工授予2730万股限制性股权，占公司 总股本比例的1%，授予价格为3.82元/股。从接触限售条件来看，2022~2024年：（1） 净资产收益率分别不低于5.03%、5.28%、5.54%；（2）归母净利润较2019年增长 率分别不低于30%、40%、50%；（3）低碳电力新增控股装机较2019年增长分别不 低于0.15GW、0.3GW、0.45GW。2022、2023年均完成公司业绩考核目标。
（一）电力：气电装机投产提升业绩，容量电价出台稳定盈利
公司火电控股装机5.3GW，权益装机3.8GW。公司煤电项目主要由四家子公司运营， 其中珠江电力和东方电力共同经营的珠江电厂四台机组，合计装机1.28GW，贡献了 主要的煤电利润，珠江电厂投产时间早，目前等容量替代项目已取得项目核准所有 前置文件。恒益热电和中电荔新持股比例均为50%，公司煤电权益装机2.21GW。公 司气电主要为珠江LNG电厂一期和二期项目，一期项目0.78GW于2007年投产，二 期项目于2023年投产，2024年将全年贡献收益，此外鳌头能源站和太平能源站是燃 气热电联产机组，明珠能源站于2023年投产，旺隆气电（0.92GW）替代工程项目已 取得核准批复。
火电厂利用小时数较高，整体发电量较为稳定。2018-2023年，公司煤电发电量均值 141亿千瓦时，气电发电量均值29.3亿千瓦时，发电量受用电量需求和其他电源发电 量影响。公司火电机组利用小时数较高，2023年珠江电厂、恒益热电、中电荔新利 用小时数分别为4811、4948、5309小时，远高于全国平均水平，珠江LNG电厂利用 小时数比较稳定。
煤电全部市场化，2022年以来火电平均电价提升。政策推动煤电全部进入市场，2022 年煤价高位情况下公司煤电上网电价提升，珠江电厂、恒益热电、中电荔新上网电 价分别为0.537、0.545、0.514元/千瓦时，火电平均电价0.538元/千瓦时，2023年火 电电价基本持平，2024年广东省年度长协电价下降，预计将对公司煤电电价产生影 响。公司气电电价基本稳定，标杆上网电价由广东省发改委调整。
电力、能源物流业务协同发力，煤电业务快速扭亏。2021年起煤价大涨，当年恒益 热电、中电荔新出现大幅亏损，2022年略有好转但仍然亏损，珠江电厂得益于珠江 燃料公司供应长协煤，2022年盈利已恢复正常，2023年度电净利润达到0.063元/千 瓦时，经营效益出色。珠江LNG电厂经营稳定，2023年实现净利润2.5亿元，度电净 利润达0.093元/千瓦时。
2024年起煤电气电两部制电价开始执行，公司有望获得超4.5亿元容量补偿。11月10 日，国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024 年1月1日起建立煤电容量电价机制。电价水平上，容量电价绑定煤电固定成本，煤 电机组固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，公司煤电机组均在广东，2024~2025 年容量补偿均为100元/千瓦·年，此外，广东省同时执行气电容量电价政策，容量电 价水平暂定为每年每千瓦100元（含税），2024、2025年有望获得4.53亿元容量补 偿收入，折度电约2分钱，火电盈利稳定性亦有望增强。
（二）能源物流：煤炭销量持续提升，联动煤电稳定业绩
公司主要以全资子公司能源物流集团开展能源物流业务，主要从事煤炭、油品、港 口、航运和危化品仓储等投资及经营业务。公司旗下珠电燃料公司华南地区最大的 纵向一体化煤炭经营企业，参股投资了千万吨级东周窑煤矿，到港煤炭由公司包销， 自有码头珠电码头年接卸能力达到1000万吨以上，与煤电业务协同可保障煤电所需 煤炭供应。2023年，公司市场煤销售量达3492万吨，2018-2023年CAGR达8.0%。
（三）新能源：规划 2025 年装机达 8GW，成本下行装机有望提速
公司规划2025年新能源装机达8GW，24-25年年均增长2GW。近年来公司新能源装 机规模快速扩张，从2018年0.2GW提升至2023年4.0GW，年均新增0.76GW，与此 同时，新能源发电量由2018年2亿千瓦时提升至2023年47亿千瓦时，CAGR达80%。 根据公司最新规划，2025年新能源装机将达8GW，则2024-2025年年均新增2GW。
伴随平价项目并网，风光利用小时数和电价有所下降。2023年，公司风电、光伏平 均利用小时数分别为2205、1055小时，较2022年有所降低，主要系项目并网时间不 一拉低利用小时数，同时新增项目均为平价项目，风电上网电价持续下降，2023年 风光电价分别0.524、0.524元/千瓦时。
光伏产业链价格持续下行，预测2025年地面光伏系统初始全投资降至3.40元/W，光 伏装机扩张有望加速。根据Pvinfolink数据，2023年12月多晶硅致密料价格为65元/ 吨，单晶PERC组件（182mm）价格为1.00元/W，均较一年以来高点大幅下滑40% 以上。根据光伏产业协会的《2022-2023年中国光伏产业发展路线图》，2022年地面 光伏系统初始全投资为4.13元/W，预计2023、2024、2025年分别下降至3.79、3.63、 3.40元/W，伴随光伏产业链各环节价格的逐渐的下降，收益率回归相对合理水平， 公司未来两年的光伏装机投产亦有望加速。
（四）天然气：全产业链覆盖，天然气顺价机制有望推进
公司即将形成涵盖上游气源、LNG码头、接收站、高压管线、城市燃气、燃气电厂完 整的气电产业链，实现天然气产业链全覆盖，进一步增强天然气业务的经营稳定性 和竞争实力。
公司积极开拓海外气源，气源供应稳定充沛。公司上游天然气资源目前已形成广东 大鹏进口LNG、自主采购进口LNG（大鹏接收站、金湾接收站、迭福接收站TUA、 南沙调峰站）、西气东输二线和中海油等多路稳定气源，与国外墨西哥太平洋液化 天然气市场销售私人有限公司、中化新加坡国际石油有限公司、BP新加坡私人有限 公司合计签订了年采购量超200万吨的长协合同。
天然气销售量持续提升，2018-2023年CAGR达18.3%。公司是广州市城市燃气高压 管网建设及天然气购销唯一主体，除供应广州市其他燃气公司外，公司还拥有包括 商业、工业、公福及居民等用户达223万户，叠加上游气源的不断开拓，公司天然气 销售量持续提升，2023年天然气销售量29.33亿立方米，2018-2023年CAGR达18.3%， 其中，2023年管道燃气销售量15.67亿立方米，2018-2023年CAGR达4.4%，2023年 LNG销售量13.67亿立方米，2018-2023年CAGR达225%。
广州市对管道燃气居民用气价格实行分档计价，当全市平均购气成本波动超过8%且 距离上次调价时间达到或超过12个月时，动态调整居民用气价格；对非居民气源销 售价格可上浮20%，下浮不限，当全市平均购气成本波动超过4%且距离上次调价时 间达到或超过6个月时，动态调整非居民用气价格。2024年1月20日起，非居民销售 最高限价调整为4.58元/立方米。
公司天然气发电厂非居民管道燃气价格由发改委决定，2023年1月20日后，最高限价 调整为4.60元/立方米，2023年7月20日最高限价维持不变，2024年1月20日，最高 限价下降到4.58元/立方米，仍然维持高位。
居民天然气顺价机制持续推进，深圳调整居民用气价格。2024年3月15日，深圳市发 改委发布《关于联动调整我市管道天然气销售价格的通知》，核定平均采购成本为 3.0498元/立方米（含税，下同），本次联动调整额为0.31元/立方米，以平均采购成 本2.4061元/立方米作为今后上下游价格联动机制的基期成本。广州市居民天然气顺 价有望推进。
天然气价格回落，公司天然气业务盈利回升。2021年，海外天然气价格大涨，虽然 公司天然气销售量提升带动收入增长，但成本提升仍然毛利润下降，2021年公司天 然气业务实现毛利润2.30亿元，2022年盈利开始回升，实现毛利润10.45亿元，毛利 率回升至14.4%，2023年进一步提升至15.7%，伴随公司广州南沙应急调峰气源站投 产，大幅提升公司天然气储存能力。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
