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"));1.1 区域性民营电企，能源 金融双轮驱动业绩增长
公司是区域性电力企业，主营业务为火力发电。
公司于 1997 年成立并在深交所上市，2003 年切入发电领域；当前主营业务包括洁净煤燃烧技术发电、可再生能源发电等，2018-2021 年电力业务营收占比维持在 99%左右。
截至 2021 年底，公司总装机规模 351.8 万千瓦、全部位于广东省内；其中火电装机占比 98.6%。梅县荷树园电厂共有 6 台劣质煤资源综合利用循环流化床机组，是全国规模最大的资源综合利用电厂。
公司属于民营企业，实际控制人为叶华能先生。
截至 3q22，公司主要股东包括叶华能（14.4%）、张慧强（2.87%）、宁远喜（1.97%）和叶耀荣（1.6%）。
其中，公司控股股东为广东宝丽华集团有限公司，持股比例为 16%；叶华能先生持有广东宝丽华集团有限公司 90%股权，最终持有公司 14.4%股份，为公司实际控制人。
控股子公司调整，精准服务新能源电力、新金融投资两大核心主业。
公司以做大做强新能源电力，做精做优新金融投资，产融结合、双轮驱动为发展战略，全力打造宝新能源 宝新金融双核心主业平台。
近年来，公司先后注销了与公司核心业务相关性较低的子公司，优化了资源配置。
当前公司旗下共有 4 家全资子公司，其中宝丽华电力、陆丰电力为发电企业，宝新售电负责宝丽华电力、陆丰电力的购售电业务；宝新资产负责公司金融板块业务，于 2017 年 3 月发起设立宝新 3 号私募投资基金并作为管理人。
1.2 电力主业营收持续增长而盈利有待修复，投资收益托底公司业绩
新机组投产 电力供需紧张 市场化改革，量价齐升驱动公司营收持续增长。2018-2021 年，公司营业收入年均复合增速达 34.9%，但 18-19、20、21 年营收增长的驱动力各不相同：2018-2019 年主因公司陆丰甲湖湾电厂一期 2 台百万千瓦机组相继投产、生产能力扩大；2020 年主要由火电电价上涨驱动；2021 年主要系电力供需紧张，公司火电利用小时数大幅增加所致。
盈利能力行业领先，近 2 年受进口煤价高企影响短期业绩承压。
燃料成本占公司营业成本 7 成左右，盈利能力受煤价波动影响较大。公司毛利率、净利率多年稳定高于同业可比公司，主因：
1）从事劣质煤资源综合利用，享有电价和税收优惠政策；
2）作为沿海民营电厂，煤炭采购以进口煤为主，存在价格优势。
但自 2h20 煤价上行以来，公司 2021、1~3q22 归母净利润分别同比下降 54.7%、76.8%，毛利率分别为 16.3%、6.5%，下降至行业中上游，主因电煤中长协覆盖率较低。近期，公司积极展开电煤中长协签订工作，叠加进口煤价下行，业绩有望迎来边际改善。
投资收益发挥托底作用，缓解高煤价带来的经营压力。
公司结合电力行业资金充裕的特点，积极探索运用资本市场多种股权投资工具，用新金融投资贡献新力量。目前参股投资项目主要包括梅州客商银行、汕尾后湖海上风电项目和深圳市东方富海投资管理有限公司。
公司 2021 年、1~3q22 分别实现投资收益 2.5、1.2 亿元，分别 占净利润的 25.4%、61.1%，有力缓解了经营压力。
优化管理有效控本，1-3q22 管理费用及费率均下降。
公司营收保持稳步增长态势，同时不断修订完善内部管理机制，管理费用率由 2021 年的 4.4%下降至 1-3q22 的 2.2%，降幅达 2.2pcts。
职工薪酬和房屋租赁支出减少是驱动公司管理费用下降主要因素。1h22 职工薪酬同比下降 83.7%；房屋租赁费由 1h20 的 1.3 亿下降至 1h22 的 10.8 万元，降幅高达 99.1%。
经营性现金流净额有望持续修复、现金余额充足且负债率较低，多渠道满足未来资金需求。受益于用电需求景气和煤价下降，公司 3q22 经营性现金流净额 12.7 亿元，同比、环比分别增加 429.7%、285.6%，且未来有望持续改善。
此外，由于公司前期规模扩张计划相对缓和、资本开支压力较小，截至 3q22 公司现金余额 54.0 亿元、资产负债率为 42.8%，偿债压力远低于同业可比公司，有利于后续获取银行借款。
2.1 广东用电需求修复弹性可期，电价形成机制渐趋完善体现供需
疫情和天气抑制 2022 年广东用电需求，全面放开后修复弹性可期。
回顾 2020-2022 年，发现第三产业占 gdp 比重较高致使广东省受疫情影响较大，但也使其疫后复苏弹性也高于全国。
2022 年 1-11 月，广东省、全国用电量分别同比下降 0.1%、增加 3.5%，火电机组平均利用小时数分别同比下降 326、47 小时。
据中电联预测，2023 年全国电力需求将增加 6%；假设 23 年广东省用电增速修复至与全国持平、外受电量恢复至 1907 亿千瓦时、水电机组平均利用小时数 1879 小时，对应火电机组平均利用小时数将增加 1.4%。
23 年广东省电力供需将延续偏紧态势，下游需求景气有利于电企成本传导。
用电需求疲软导致 2022 年广东省电网企业代理购电价格仅 4 月较基准价上浮超 20%，2023 年广东电价仍有上行空间。全面放开叠加产业政策逐步落地，下游需求景气、盈利能力修复均有助于电力企业成本传导。
现货市场反映真实供需 一次能源价格传导机制出台，电企议价能力提升。
? 由于现货市场限价较为宽松，成交价格更贴近真实成本和供需，为中长期市场提供指引。
广东省电力现货市场自 2022 年起不间断运行，1h22 煤机平均现货申报价格 556 元/兆瓦时、8 月以来的月度交易综合价维持在较基准价均上浮约 18%水平，为 2023 年电力年度交易价格提供参考。
? 2022 年 11 月，广东省能源局、南方能监局发布《关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知》，一方面提出可按固定价格 联动价格 浮动费用模式签订零售合同，浮动费用上限 2 元/兆瓦时；同时，明确当一次能源价格波动超出一定值时，按照一定比例对年度/月度电量进行补偿，补偿费用由工商业用户分摊，提高了电力企业的议价能力。
广东省 2023 年度电力交易成交均价同比增长 11.4%，涨幅全国领先。
? 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》(简称1439 号文)，将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。此后，各省组织开展 2022 年电力市场中长期交易，多数省份年度电力长协成交均价较基准价上浮超 15%。
? 受行政等因素干预，广东省 2022 年度双边协商交易均价为 497.04 元/兆瓦时，仅较基准价上浮 9.7%。近期广东省 2023 年度电力交易完成，双边协商交易均价为 553.88 元/兆瓦时，较基准价上浮 19.6%，同比提升 9.9pcts，涨幅全国领先。
2.2 本地电力缺口持续扩大，2h22 广东省煤电机组核准提速
广东省电力供应依赖外受电，十四五计划年均外受电量超 1800 亿千瓦时。根据 《十四五云电送粤框架协议》，十四五期间云南计划每年向广东输送基础电量 1233 亿千瓦时。
贵州、广东在十四五黔电送粤座谈会上达成共识，十四五 期间黔电送粤最大电力 800 万千瓦，每年计划送电量 500 亿千瓦时。此外，广东通过三广超高压、闽粤联网特高压与国网联网，输电容量分别为 300、200 万千瓦。
南方电网公司十四五规划中未提及新增跨区域输电线路。
广东省用电需求的 2 成左右靠外受电量满足。从历史经验看，特高压建设周期一般为 4 年，十四五期间在政策的大力支持下可压缩至 2.5 年。
十四五期间南网无跨区域输电线路新开工计划，也即预计直到 2028 年广东省外受电增量主要来自提高在运通道利用率。
西南水电的不可预测性对广东电力系统提出挑战。
广东省外受电量超三分之二来自装机结构以水电为主的云南省。水电出力具有季节性和随机性，汛期输出电量主受本地电力供需平衡情况和来水丰枯情况影响。
2022 年 7、8 月，长江流域遭遇极端高温干旱天气，来水由偏丰转为较常年偏枯 3-5 成，广东省电力供需缺口再次扩大； 7-10 月火电设备利用小时数分别同比-9.1%/ 18.2%/ 0.5%/ 6.1%。
云南、贵州本地电力供应趋紧，或难有余力进行区域互济。
近年来云南省为促进水电消纳，通过优惠电价政策引进电解铝等高耗能工业，本地负荷快速增长；因电力供需转向紧平衡，云南省已于 2022 年全面取消优惠电价政策。
贵州省煤炭和水力资源丰富，火电和水电分别占装机结构的 47%、27%。然而经历十三五煤电去产能，贵州原煤日产量大幅下降，2021、2022 年连续出现冬季缺煤限电情况。
中电联根据电源、电网工程进度预测 2023-2024 年南网区域 5 省电力供需均偏紧，新增装 机应优先满足本地用电需求，可用于跨区域配置的电力资源有限。
火电与核电作为相对稳定的保障电源，合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。
2021 年广东电网尖峰负荷达到 1.35 亿千瓦。假设广东省十四五期间负荷增速为 5.5%、十五五期间负荷增速为 5%，预计到 2025 年尖峰负荷将达到 1.7 亿千瓦，到 2028 年尖峰负荷将接近 2 亿千瓦；根据《广东省能源发展 十四五 规划》，预计广东省 2025 年在运核电机组容量达 1853.6 万千瓦，对应 2025 年火电理论需求量为 1.51 亿千瓦，即 2022-2025 年火电装机新增需求约 4000 万千瓦。
公司在建 2 台百万千瓦机组、有望再获批 2 台百万千瓦机组，火电装机容量增长弹性行业领先。陆丰甲湖湾电厂 3、4 号机组已于 2022 年 11 月正式开工，分别计划于 2024 年底、2025 年初投产。
完全投产后，公司火电装机容量将增加 57.6%。目前公司荷树园电厂 7、8 号、陆丰甲湖湾 5-8 号共 6 台百万千瓦机组正开展前期工作；其中，荷树园电厂 7、8 号机组已完成环评第二次公示。
2.3 革命老区苏区扶贫 清洁煤电政策支持，电价和利用小时数行业领先
老区经济凸显发展潜力，公司享有电量保障。
2016 年国务院发布《关于加大脱贫攻坚力度支持革命老区开发建设的指导意见》，提出增加位于贫困老区的发电企业年度电量计划。
公司火电资产所在的梅州市和陆丰市分别为中央苏区和革命根据地，享有对革命老区企业的政策支持。2021 年公司主动承担保供责任，火电机组利用小时数达 5305 小时，分别超出广东省和全国火电平均利用小时 515、857 小时。
核心火电资产质量佳，清洁煤电技术带来电量 电价优势。
公司梅县荷树园电厂属于资源综合利用发项目，享有优先上网和电价补贴。
? 根据《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》（发改能源〔2007〕141 号），煤矸石综合利用发电项目应优先上网发电；
? 根据《煤矸石综合利用管理办法（2014 年修订版）》，符合条件的煤矸石利用单位可按照《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》有关要求和程序申报资源综合利用；根据国家有关规定申请享受并网运行、财税等资源综合利用鼓励扶持政策。
符合燃煤发电机组环保电价及环保设施运行管理的煤矸石综合利用发电（含热电联产）企 业，可享受环保电价政策。
3.1 保供稳价政策持续发力，成本端有望持续修复
国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称303 号文），明确要引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展，自 2022 年 5 月 1 日起执行。
7 月初，发改委安排部署电煤中长期合同换签补签工作，提出对 6 月以来发生的长协不履约案例严格执行欠一补三的条款；7 月新发生的不履约的案例，对所在省份实行欠一罚十，展现出国家执行保供政策的力度和决心。
趁政策东风逐步提升电煤长协覆盖率，成本端有望进一步改善。公司作为沿海地区民营电力企业，历史上煤炭采购基本为 100%进口煤。
2h21 起国际煤价高企、国内外煤价倒挂，使得内贸煤中长协覆盖率、履约率高的火电企业在盈利能力修复速度上具有明显优势。在一系列保供稳价政策的支持下，公司 3q22 起开始签署电煤长协，未来长协煤占比有望逐步提升，从而有效控制燃料成本波动对业绩的影响。
预计 2023 年国内市场煤价中枢在 1000-1100 元/吨左右。
过去 10 年历史煤价基本可见当年取暖季决定次年全年高点，而次年 3 月煤价决定该年煤价低位：
? 11 月疫情反复叠加暖冬，国内用电增速低于 1%；而 2022 年原煤产量同比增长 9.0%。 即便考虑 3 月、6 月、9 月原煤产量存疑，我们判断原煤实际产量增速仍有约 8%。
高压保供政策下煤炭先进产能释放叠加防疫优化后生产效率改善，11-12 月原煤日产量分别为 1304、1299 万吨/天，较 1-10 月显著提升。供应转松致使煤价在供暖季罕见持续大幅下行，近期秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价跌破 1200 元/吨。
3m23 供暖季结束叠加两会控产政策，煤价或下滑至 1000 甚至以下。但 4 月后，两会结束叠加国内产业政策效用逐步释放，能源、铁路等投资拉动电力需求，因此判断煤价将在 5 月开始上涨。如 6 月水电未出现来水明显偏丰情况，夏季煤价将回归 1100-1300 元/吨高位（视 3 月煤价能否跌到 1000 元以下）。
3.2 国际动力煤市场供需基本面边际改善，进口煤价下降有助于公司火电纾困
2022 年全球煤炭产量创新高，供需结构性错配致使国际煤价高位运行。
国际能源署在《煤炭 2022》报告中预测，2022 年全球煤炭产量将达到 83.2 亿吨，对比 2019 年三年复合增速达 1.5%，生产端历时 2 年基本平抑疫情干扰。
另外，国际能源署预测 2022 年全球动力煤进口量、出口量将分别达到 10.4、10.5 亿吨。从总量上看，2022 年全球煤炭供需已转松，但俄乌冲突后多国对俄能源实施制裁，导致煤炭供需结构性错配、支撑国际煤价维持高位运行。
海运煤市场高低卡煤价格走势分化，电厂主力燃烧的中低卡煤定价权仍在中印。
由于高、低卡煤需求难以相互转换，俄乌冲突引发的欧洲煤炭结构性短缺主要影响美国、日本、澳大利亚、南非等国参与的高卡煤市场，而对中国、印度主导的中低卡煤市场影响较小。俄乌冲突后，印尼 4200 大卡动力煤离岸价基本维持稳定，涨幅显著低于澳大利亚纽卡斯尔港 6000 大卡动力煤离岸价。
经济增速放缓预期下印度、印尼计划继续增产，中国逆势复苏有望受益于中低卡煤供需边际改善。
? 供应侧：根据印度煤炭部（ministry of coal），印度 2022-23 财年（4m22-3m23）煤炭计划产量 9.11 亿吨，即较 2021-22 财年增产约 1.34 亿吨。
2022 年 1-12 月印度煤炭实际产量（不含褐煤）8.62 亿吨，同比增长 12.5%。基于此，我们预计印度 2022-23 财年煤炭实际增产约 0.97 亿吨。
此外，印度 2023-24 财年煤炭计划产量达 10.17 亿吨，约合增产 1.4 亿吨。基于 2022 年实际，我们判断 2023 年印度完成增 产约 1 亿吨的可能性较大。
? 需求侧：根据国际能源署《煤炭 2022》年度报告预测，2022 年印度煤炭需求量同比增长 7%至 11.05 亿吨，对应增量为 0.72 亿吨。
国际货币基金组织预计 2023 年印度 gdp 增速将下降 0.7pct 至 6.1%。基于此，我们判断印度 2023 年煤炭需求增速超 8% 的可能性较小，而煤炭需求增速在 9.0%以内时可通过本国增产满足。此外，2023 年 印尼计划增加出口量约 0.2 亿吨，中低卡煤供需格局有望边际改善、推动价格下行。
公司业绩对印尼煤价变动的敏感性较高，有望率先受益于海运煤市场供需边际改善。
? 2023 年俄乌冲突将继续影响国际能源市场，但进一步恶化空间有限；煤炭生产端基本抹平疫情影响，而全球经济增速放缓抑制需求，2023 年国际煤炭供需边际改善趋势明显。
22-23 年欧洲冬季气温偏高缓解恐慌情绪，近期海外煤炭价格有所回落。
? 基于此，中性情况下假设 2023 年广州港 4200、4800 大卡印尼煤平均库提价分别为 700、1000 元/吨，5000 大卡内贸煤平均库提价为 1100 元/吨，长协煤占比为 15%。
在中性假设的基础上，当进口印尼煤价、国内市场煤价分别下降 10%、长协煤占比提升 5pcts 时，对应公司净利润将分别增加 8.4%/8.0%/2.7%。
4.1 核心假设
火电业务：
装机规模：
截至目前，公司存量火电装机容量 347 万千瓦，其中梅县荷树园电厂 1-6 号机组共计 147 万千瓦，陆丰甲湖湾电厂 1、2 号机组共计 200 万千瓦。目前在建的陆丰甲湖湾电厂 3、4 号 2x100 万千瓦机组计划于 2024 年底、2025 年初陆续投产。
基于此，假设 2022-2024 年装机规模分别为 347/347/447 万千瓦。
利用小时数：
考虑到南网 5 省 2022-2024 年电力供需均偏紧，预计广东省电力自主保供压力逐年增加。同时，广东省虽然陆上清洁能源基地开发受制于土地资源，但十四五期间规划新增海上风电装机容量约 1700 万千瓦，火电发电空间仍将受到一定挤压。
因此，预计公司 2022-2024 年利用小时数分别为 5050/5200/5100 小时。
上网电价：
考虑到 2022 年 8 月以来，广东省月度交易综合价较基准价上浮均超 15%，并且 2023 年度电力长协成交均价为 553.88 元/兆瓦时，同比上涨 11.4%，假设 2022-2024 年平均上网电价分别为 0.64/0.67/0.67 元/千瓦时。
燃料成本：
公司传统煤炭采购来源基本为 100%进口；2022 年由于国内外煤价一度倒挂，国内市场煤占公司煤炭采购来源的比例逐渐提升。此外，在保供稳价政策支持下，公司 3q22 开始签署电煤中长协，未来履约率有望逐步提升。
基于此，假设公司 2022-2024 年供电标煤耗分别为 312.5/311.5/311.5 克/千瓦时，入炉标煤单价分别为1518.3/1298.9/1139.9元/吨。
风电业务：
考虑到公司陆丰甲湖湾陆上风电场二期短期内无开工建设计划，预计 2022-2024 年公司装机容量、折旧成本将维持稳定；此外，因陆丰甲湖湾陆上风电场一期投产时间较早、享受补贴电价，预计上网电价也将维持稳定。
费用率方面，公司面对经营压力主动缩减办公场地，并在收到监管函后积极优化薪酬管理制度，预计 2022 年公司管理费率将大幅下降；未来 2 年随着公司装机规模扩张，预计费用率稳中略升。
公司所处电力行业为成熟行业，预计未来 3 年销售费用率和研发费用率基本维持稳定。
4.2 盈利预测
预计公司 2022-2024 年营业收入分别为 96.8、104.3、107.6 亿元，净利润分别为 2.0、13.6、21.0 亿元。
4.3 总结及估值
我们采用市盈率法对公司进行估值，预计公司 2022-2024 年净利润为 2.0、13.6、21.0 亿元，对应 eps 为 0.09、0.63、0.97 元，当前股价对应 pe 为 71、10、7 倍。
综合 5 家可比公司 pe 及公司历史 pe 估值水平，考虑到粤电力 a 深耕广东电力市场，部分存量火电资产与公司享有类似区位优势，给予公司 2023 年 14 倍 pe，对应 2023 年目标价 8.77 元。
新项目进展不及预期
公司在建项目陆丰甲湖湾电厂二期装机规模为 200 万千瓦，完全投产后对应装机规模增长 57.6%。若机组无法按时投产，将对公司经营产生较大影响。此外，梅县荷树园电厂四期项目（2x1000mw）尚处前期筹备阶段，能否获得核准并按计划开工仍存在不确定性。
电力需求不及预期造成的量价风险
伴随电力市场化改革深化，电力的商品属性逐步增强，电量和价格受供需关系影响较大；而电力供需则受宏观环境、天气和疫情等不确定性因素影响。同时新型电力系统转型，火电定位逐步由主体电源转向辅助服务提供者、发挥灵活性调节功能；可再生能源大发将挤压火电发电空间。
煤价下行程度不及预期
公司业绩对燃料成本敏感性较高，且煤炭采购结构以市场煤为主。然而市场煤价与供需高度相关，若供需紧张仍将推动煤价上行；并且电煤长协价与市场价价差过大或导致履约率不及预期。
金融投资风险
以能源与金融为双核心主业，1-3q22 投资收益成为公司净利润重要来源，而参股企业未来经营情况具有不确定性。
公司管理风险
5 年先后因信息披露不完整、不准确，以及董事、监事报酬和高级管理人员薪酬管理有关事项收到监管函，内部管理机制仍有完善空间。
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