（报告出品方/分析师：国盛证券 张津铭）

1.广东电力龙头企业，火绿协同前景广阔

1.1 公司为广东电力龙头企业，股东实力雄厚

广东省电力龙头企业，立足火电积极发展新能源。

公司全称为广东电力发展股份有限公司，成立于 1992 年，是广东省最早的股份制改制企业和中国首批电力上市公司之一，在 1993、1995 年分别发行 A 股、B 股。

目前公司专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，除大型燃煤电厂外，还拥有天然气发电、风力发电和水力发电等清洁能源项目。

十四五期间，公司立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略，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、土地园区开发等。

公司股东实力雄厚，实控人为广东省国资委。公司控股股东是广东省规模最大的发电企业——广东省能源集团，旗下设财务公司，融资渠道充足。

公司是广东省能源集团境内发电资产整合的唯一上市平台，享有母集团在境内电源项目开发、资产收购等优先权，2022 年公司总资产和营业总收入分别占广东能源集团的 57.85%和 71.34%。

1.2 公司电源结构以煤电为主，新能源装机容量快速增长

装机容量全省第一，规模优势凸显。

从装机结构来看，公司电源结构以煤电机组（69.2%）为主，截至 2022 年末，公司可控股装机容量 3144 万千瓦，包括控股装机 2970 万千瓦，参股权益装机 175 万千瓦。

控股装机中，煤电机组 2055 万千瓦，气电机组 639.2 万千瓦，风电机组 234.5 万千瓦，光伏机组 17.64 万千瓦，水电机组 13.3 万千瓦，生物质机组 10 万千瓦。

此外，公司受托管理装机容量 885 万千瓦，控股及受托管理装机容量合计约占广东省统调装机的 23.38%，是广东省规模最大的电力上市公司。

新能源方面，近两年公司光伏、风电的装机容量及占比大幅提升，截至 2023Q1，风光合计装机 252 万千瓦，装机容量占比由 2020 年的 2.34%提升至 8.5%。

从机组质量来看，目前公司 60 万千瓦及以上的火电机组占比约 59.68%，热电联产机组占火电装机约 34.80%，高参数、大容量机组具有效率高、煤耗低、运行稳定以及环保性能优越等优势。

1.3 煤电收入占绝对比重，电价和煤价主要影响公司盈利

装机及发电量增长支撑公司营收上行。

随着煤电及新能源机组大幅投产，公司过去两年发电量及营收保持高速增长。2020-2022 年，发电量从 737.5 亿千瓦时提升至 1140.6 亿千瓦时，增幅达 54.7%；营收从 283.3 亿元提升至 526.6 亿元，增幅达 85.9%。

营收拆分看，2022 年公司售电业务收入 518.9 亿元，同比增长 19.1%，其中煤电营收 406.3 亿元，同比增长 15.1%；气电营收 81.1 亿元，同比增长 27.3%；风电营收 26.6 亿元，同比增长 94.3%。2022 年，山东高唐分布式光伏项目、山西洪洞项目等光伏项目投产，光伏发电首次创收 0.1 亿元。

电价与煤价主要影响公司盈利，2021-2022 年公司业绩承压。

公司电源结构中煤电机占比 69.2%，所以电价与煤价是影响公司盈利的主要因素。

由于燃料价格高位运行叠加电价传导不顺，公司过去两年业绩承压，2021-2022 年毛利率和净利率均落至负区间，归母净利润亏分别亏损 31 亿元、30 亿元。

2023Q1，公司实现归母净利润 0.88 亿元 （上年同期亏损 4.5 亿元），毛利率回正至 7.6%，净利率回正至 0.67%。

债务规模不断攀升，资产负债率已达 79%。

2022 年以来，电价的提升及税费返还使得公司经营活动现金流小幅增长（截至 2023Q1 为 2.99 亿元），但与历史较好水平仍有差距。同时，近两年公司投资活动现金流保持高位，且需要对外筹资来支持新项目的投资，致使债务规模大幅攀升。

截至 2023Q1，公司总负债达 1085 亿元，其中短期借款、长期借款分别为 189.3 亿元、472.3 亿元，占总负债的 17.4%、43.5%，总资产负债率为 78.97%。

2.火电：量价齐升叠加成本改善，火电资产或迎来底部反转

2.1 火电盈利修复空间巨大

2.1.1 煤价中枢理性回落，长协煤落实力度加强，燃料成本下行可期

23 年国内外煤价中枢下行，全年火电成本改善可期。

年初以来动力煤的供给相对充足、需求相对疲软。

国内产量方面，2023 年 1-8 月全国原煤产量为 38.6 亿吨，同比增长 4.4%，继续保持平稳较快增长；进口煤方面，上半年进口煤量实现超预期增长，2023 年 1-6 月累计进口动力煤 1.67 亿吨，同比增长 98.1%。

上述情形造成动力煤价格的大幅回落，6 月中旬市场煤价触底至 751 元/吨，截至 7 月 20 日，秦皇岛山西产动力煤（Q5500）市场价格为 882 元/吨，较年初（1 月 3 日）的 1169 元/吨下跌 24.6%；印尼煤（Q5500）库提价为 916 元/吨，较年初（1 月 3 日）的 1224 元/吨下跌 25.2%。8 月份以来，进口煤价格倒挂引起淡季不淡，但后续缺乏支持动力，长期来看仍会下行至合理区间。

长协煤保障力度持续加强，进一步支持盈利修复空间。

国家发展改革委先后发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，其中，1439 号文明确放开全部燃煤发电量上网电价和“基准价+上下浮动不超过 20%”的机制，303 号文规定秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格范围为每吨 570-770 吨（含税），并设置了山西、陕西、内蒙古三个重点产煤省区的出矿环节中长期交易价格合理区间。

今年长协落实力度再加强，2022 年 10 月发改委发布《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，提出对动力煤资源签订量不低于 75%要求，并确定 2023 年基准价格 675 元/吨，较 2022 年度下调 25 元，并强调履约严格执行否则进行惩戒措施。

2.1.2 广东长协电价顶格上浮 20%，现货市场亦有上浮空间

2023 年广东省年度交易电价近乎顶格上浮，涨幅领先全国。2021 年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过 20%，高耗能企业和电力现货市场交易电价不受上浮 20%限制。2022 年度广东双边协商交易均价为 497.04 元/兆瓦时，较基准价仅上浮 7.4%。

2023 年度广东省双边协商交易均价为 553.88 元/兆瓦时，较基准价上浮 19.6%，逼近顶格线。2023 年公司年度长协电量约占七成，2023 年综合上网电价预计将因此显著同比提升。

现货市场仍有上浮空间，零售侧浮动费用有望增厚盈利。

《广东省能源局国家能源局南方监管局关于 2022 年电力市场交易有关事项的通知》中提出一次能源价格传导机制，以及可按“固定价格+联动价格+浮动费用”模式签订零售合同，浮动费用为可选项 （0-0.02 元/千瓦时），电价无法覆盖的成本可向下游用户侧疏导，使电厂加深市场化电价受益空间。

2.1.3 广东现有装机以火电为主，高温催化供需矛盾

广东省发电装机中火电占比 60.1%，中长期仍是省内主力电源。

2022 年广东省发电装机容量 171.03GW，其中煤电 68.58GW（占比 40.1%）、气电 34.23GW（占比 20.0%）、水电 9.44GW（占比 5.5%）、核电 16.14GW（占比 9.4%）、并网风电 13.54GW（占比 7.9%）、并网太阳能 14.81GW（占比 8.7%），另有生物质发电等其他 电源装机 14.30GW（占比 8.4%）。今年高温极端天气下，南方区域电力供需形势趋紧。

7 月 11 日南方电网电力负荷达 2.272 亿千瓦，创历史新高。据南方电网预计，今年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达 2.45 亿千瓦，同比增长 10%。火电具备调峰和容量支持特性，在负荷高峰期的保供价值将再次凸显。

十四五期间广东用电量年均增长 4.9%，电力紧缺仍将持续。

广东是全国电力紧缺大省，2022 年广东全社会用电量 7870.3 亿千瓦时，发电量 6102.2 亿千瓦时，电力缺口 1768.1 亿千瓦时。据《广东省能源发展“十四五”规划》，预计 2025 年，广东全社会用电量达到 8800 亿千瓦时，“十四五”年均增长率为 4.9%。

在省内已核准电源全部按规划建成投产的情况下，十四五期间，广东省电力缺口仍将存在。公司控股及受托管理装机容量合计约占广东省统调装机的 23.38%，为广东省电网的主力电源，有效支撑广东省的用电需求。

电力紧缺下，广东煤电核准速度加快。随着新能源的大规模介入，煤电作为保障新能源消纳和电网稳定的必要手段，仍需稳定出力。

《广东省能源发展“十四五”规划》中提出重点建设 7 个煤电项目，转变此前不再新建煤电的政策口径。

2022 年以来，广东省加速核准火电项目，据绿色和平统计，广东省全年累计新核准 10 个煤电项目，合计 1818 万千瓦，在全国 18 个省份中位列第一。电力紧缺仍将持续，公司规划煤电机组有望在十四五期间加速投产。

2.2 电煤改善、电价提升，煤电业务盈利修复反转可期

2.2.1 电煤：煤价下行叠加长协提升，发电用煤成本下降

公司燃料结构中长协煤占比较低，海外煤占比较高。

2022 年 5 月以来，国家发改委加大电煤长协保供力度，提出严格落实三个 100%（即电煤保供签约率 100%，履约率 100%，执行合理的价格区间 100%）”，电煤长协签约率、履约率均有所上行。但由于公司无控股的上游煤炭资源，实际长协煤占比较小。

2022 年，公司进口煤（以印尼煤为主）占比 1/3，其余煤炭来源为国内现货和月度长协。

因此，公司业绩对煤价具有较高的敏感性，煤价下行时业绩改善弹性大。年初以来国产及进口动力煤价格的大幅回落，有效缓解了公司的成本压力。2023Q1 公司发电标煤单价为 1253.53 元，较 2022 年下降 6.3%。

2023 年长协兑现率有望提升，成本端边际向好。

2022 年 10 月发改委发布《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，提出对动力煤资源签订量不低于 75%要求，并确定 2023 年基准价格 675 元/吨，较 2022 年度下调 25 元，并强调履约严格执行否则进行惩戒措施。

截至 2023 年 3 月 1 日，2023 年电煤中长期合同签订总量超过 25 亿吨，已基本实现签约全覆盖。随着长协履约监管继续加强，公司电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升。

2.2.2 电价：2023Q1 平均上网电价较 2022 年上涨 6.4%

公司市场化交易电量规模不断扩大，平均上网电价保持上升态势。随着电力体制改革的不断推进，电价传导机制逐步完善，电价的商品属性逐渐凸显。

2020 年来，公司市场化交易电量规模及比重不断扩大，2023Q1 公司市场化交易电量 234.22 亿千瓦时，占比达到 94%。

近年来，公司平均上网电价保持上升态势，2023Q1 平均上网电价为 0.585 元/亿千瓦时，较 2022 年上涨 6.4%。

2.2.3 装机：广东省能源主力军，火电装机规划弹性空间大

火电装机具备高成长空间，在建煤电 8GW，在建气电 5.46GW。截至 2023 年 6 月，公司在建煤电 8GW，预计于 2024-2025 年投产；在建气电 5.46GW，预计 2023 年投产 5GW。

根据公司《“十四五”发展规划纲要》，十四五力争新增煤电装机 6GW、新增气电装机 10GW。

截至 2022 年末，公司煤电机组 20.55GW，气电机组 6.39GW，合计 26.94GW，考虑沙角 A 电厂 2 台 33 万千瓦煤电机组于 2023 年停产，沙角 C 电厂 3 台 66 万千瓦机组于 2025 年停产情况下，2025 年火电总装机容量有望达到 45GW。

3.绿电：既有绿电资产以海风为主，十四五拟新增新能源装机 14GW

3.1“双碳”目标下，广东省风光装机有望持续增长

我国风光装机突破 8 亿千瓦。

截至 2023 年 4 月底，我国风电装机 3.8 亿千瓦，光伏发电装机 4.4 亿千瓦，风电光伏发电总装机突破 8 亿千瓦，达到 8.2 亿千瓦，占全国发电装机的 30.9%。

2021 年，国务院就“双碳”目标提出工作意见，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量目标达到 12 亿千瓦以上。

因此在未来 7 年左右的时间内，风光装机最少仍有近一倍的增长空间。

2023 年 4 月，国家能源局发布《2023 年能源工作指导意见》，提出 2023 年风光发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%，风光装机增加 1.6 亿千瓦左右。

2023-2030 年，广东拟新增风光装机 4453 万千瓦。据《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025 年)》，到 2025 年，新能源发电装机规模约 10250 万千瓦，其中风电、光伏、生物质发电装机约 4200 万千瓦。

据《广东省碳达峰实施方案》，到 2030 年，风电和光伏发电装机容量达到 7400 万千瓦以上。

截至 2022 年，广东风电累计装机 1357 万千瓦，光伏累计装机 1590 万千瓦，2023-2030 年，广东拟新增风光装机 4453 万千瓦。

3.2 成本向下，风光装机有望加速成长

风电投资成本下行，项目经济性凸显。2021、2022 年风电抢装潮过后，风电设备行业竞争加剧，带动风机招投标价格大幅回落。

据金风科技数据统计，2021 年 6 月 30 日，3S 平台机型全市场各整机商的投标均价为 2616 元/千瓦；4S 平台机型全市场各整机商投标均价为 2473 元/千瓦。但到了 2023 年 3 月，全市场风电整机商风电机组投标均价已跌至 1607 元/千瓦。同时，风机大型化能摊薄风电度电成本，进一步推动风电产业链降本。

据上海电气风电集团股份有限公司技术总经理康鹏举《海上风电应对平价时代的技术挑战与机遇》报告中预测，中国 2030 年陆风及海风度电成本下降幅度有望分别达到 30%及 40%。

我们认为，投资成本的大幅下降将进一步降低风电度电成本，提高风电项目的投资吸引力，风电项目经济性凸显。

硅料及硅片价格持续下跌，光伏装机需求有望加速释放。

2022 年年初至 11 月，硅料价格逐步走高导致上游成本高企，拖累光伏项目投产建设。从 2022 年 11 月开始，硅片及组件价格，2 月份有短期回弹，但目前降幅明显。

从今年 2 月至今，硅料价格持续下跌，截至 6 月 28 日硅料价格下跌至 64 元/kg，较 2022 年 11 月高点 303 元/kg 跌幅高达 79%。

展望未来，我们认为伴随新增硅料产能投放以及硅料价格下行，产业链成本上行空间有限，装机需求释放可期。

3.3 十四五拟新增新能源装机 14GW，火转绿进程加速

公司新能源项目储备充足，十四五拟新增新能源装机 14GW。根据公司《“十四五”发展规划纲要》，十四五期间，力争新增新能源装机 14GW，其中陆上风电 1.6GW、海上风电 2.8GW 瓦、光伏 9.6GW。

截至 2022 年末，公司拥有风电、光伏等新能源装机 2.52GW，其中海上风电 1.2GW、陆上风电 1.15GW、光伏发电 0.18GW。在建*江阳**青洲一、二海上风电项目、*疆新**瀚海光伏项目等合计装机容量 4.23GW；公司已核准或备案的新能源项目规模约 1.1GW。

新能源在建项目省外占比约 2/3，在广东、*疆新**、青海、内蒙古、甘肃、山东、山西多地均有布局。2022-2024 年并网海风项目可享受补贴，省补退坡前公司海风项目有望落地。

根据《广东省人民政府办公厅关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方 案的通知》，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元。

公司在建的*江阳**青洲一、青洲二海上风电项目合计 100 万千瓦，已于 2021 年 12 月开工建设，分别计划于 2023 年、2024 年建成投产，在省补退坡前有望落地。

4.盈利预测与估值

4.1 盈利预测与核心假设

公司为广东省龙头电力运营商，可控及受托管理装机约占广东统调装机四分之一，2022 年售电规模居全省第一。

火电装机规模大，同时积极寻求清洁能源转型，受益于 2023 年以来煤炭价格中枢下行和硅料及光伏组件价格快速下降，有望实现盈利修复， 且弹性空间较大。

（1）火电板块：

燃煤方面，预计 2023-2025 年燃料成本将逐步理性回落，燃煤装机 将有小幅增加，2023-2025 年燃煤装机规模为 20.55/21.55/22.55GW，利用小时数分别 为分别为 4550/4500/4500 小时，由于广东电力市场交易市场化程度较高，2024 年长 协电价可能会受煤价回落而收窄涨幅，但容量电价呼之欲出，煤电整体上网电价将趋于 稳定。

燃机方面，预计 2023-2025 年燃机装机分别为 9.83/11.83/13.83GW，利用小时 将保持稳定。

（2）水电及绿电板块：

公司致力于新能源转型，在“十四五”期间保持风电光伏装机较快增速，并设定了较高的新能源装机目标。2023 年已为“十四五”中期，我们预计后两年装机增速将会进一步提升以完成公司的十四五装机目标。我们预计 2023- 2025 风电与光伏装机规模增量分别为 3.5/4.5/5.6GW 和 2/5/9GW，风光利用小时数保持稳定。

水电方面，公司水电装机规模将保持现有 13.3 万千瓦，预计水电基本面改善，利用小时数将回升至 3000 小时。

（3）蒸汽、劳务及其他业务板块：

公司蒸汽、劳务及其他业务板块占比较小，一般属于主营业务的附属产品，其中蒸汽板块受益于上游燃料价格相较 2022 年回落预计毛利水平回升，预计其他业务营收和毛利水平都较为稳定，与 2022 年水平接近。

4.2 盈利预测

基于以上假设，我们预计公司 2023-2025 年营业收入分别为 601/642/712 亿元，同比增长 14%，7%和 11%，毛利率分别为 17.79%、20.10%和 21.21%。

4.3.报告总结

公司为广东省龙头电力运营商，可控及受托管理装机约占广东统调装机四分之一，2022 年售电规模居全省第一。

火电装机规模大市场煤比例高，同时积极寻求清洁能源转型，受市场煤价中枢回落及长协覆盖比例进一步提升影响，叠加电力体制改革深入利好释放，具有盈利修复较高弹性和高增长空间。

预计公司 2023-2025 年营业收入分别为 601/642/712 亿元，同比增长 14%，7%和 11%；归母净利分别 25.28 亿元、35.02 亿元和 44.21 亿元，对应 2023-2025 年 EPS 分别为 0.48/0.67/0.84 元，对应 2023-2025 年 PE 分别为 12.40/8.95/7.09，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性。

风险提示

1. 电源装机速度不及预期。公司可能因为前期手续、项目资源协商不及预期等因素，影响电源装机速度。

2. 电价降价风险。由于市场煤价格中枢下行，有可能会影响未来长协电价水平，以及现货市场电价波动较大时，有电价下降风险。

3. 上游原料涨价。钢材及煤炭的采购价格若出现较大波动，会给公司的经营业绩带来一定影响。

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报告来自【远瞻智库】