一、民营火电运营商，盈利能力优于同业

（一）广东地区民营火电龙头，区位优势显著

广东地区民营火电龙头，大股东为宝丽华集团。

公司是A股少有的民营火电运营商，控股股东为广东宝丽华集团有限公司，截至2022年9月末持股16%，实际控制人为叶华能先生。

1997年成立至今，公司业务历经两次转型调整，2021年先后注销与主业关联度较低的子公司宝丽华建设、信用宝，2022年确定“立足能源电力主业，拓展金融投资领域，构建绿色崛起格局”的最新发展战略。

电力资产集中于广东梅州、陆丰，区位优势显著。

截至2021年末，公司总控股装机容量为3.52GW，其中火电装机3.47GW，其中梅县荷树园电厂1.47GW、陆丰甲湖湾电厂2GW（另有在建2GW）。公司在运风电装机0.05GW，此外公司参与投资开发的汕尾后湖（0.5GW）海风项目于2021年11月底成功并网发电（原持股20%，后被稀释至8.09%），扩张新能源领域布局。

员工持股计划已完成七期。

2015年公司提出《员工持股计划管理办法》，计划实施2015~2024年十年期员工持股计划，资金来源之一为：公司每年按照上一会计年度经审计净利润的10%提取“员工持股计划奖励金”，至2021年共完成七期。

截止目前，公司第一至五期员工持股计划所持本公司的股份已通过大宗交易方式减持完毕； 尚在存续期内的第六、七期员工持股计划合计持有公司股票2681.25万股，占公司总股本的1.23%。综合考虑第一至七期员工持股计划的实施效果，结合市场环境及公司发展需要，公司拟取消实施后续暂未实施的第八、九、十期员工持股计划。

坚持高分红政策，2017~2021年累计分红14.8亿元，分红率达36%。公司历年现金流稳定且充裕（近10年经营现金流均为正），自1997年上市至今已连续现金分红24次，累计金额达38.68亿元、分红率达36.50%。2017~2021年公司累计分红14.8亿元，平均分红率达36%。

（二）装机投产带动收入高增，盈利能力优于同业

受益于公司机组持续投产，近年来收入持续高增。公司2018/2019年持续投产火电项目，带动发电量持续增长、带动收入2018~2021年收入复合增速超30%。

从盈利维度来看，一方面公司持续优化财务费用，2017~2020年利润增幅远大于收入增幅。 但另一方面公司受市场煤比例较高影响，2021年利润大幅下滑54.7%。

2022年1~3月煤价持续攀升，后期有所回落但仍在高位，导致上半年公司业绩至盈亏平衡点；三季度受益于电量、电价及煤价的综合影响，公司业绩大幅改善、实现盈利1.81亿元。

此外，公司具有股权投资、证券投资等金融资产，其损益亦对业绩产生一定影响，2022年前三季度公司扣非业绩为2.45亿元。

2021年火电利用小时数突破5300小时，发电量达到185亿千瓦时。

回顾历史，2018 年11月公司陆丰甲湖湾电厂一号机组投产（1GW超超临界机组，下同），2019年4月二号机组投产，发电量、上网电量呈阶梯式提升，2017~2021年CAGR均在35%以上。

2021年用电需求超预期增长，加上持续高温天气及来水减少，电力供应紧张，公司火电利用小时数同比增加1472小时至5305小时，完成发电量184.56亿千瓦时（同比+38.1%），完成上网电量174.79亿千瓦时（同比+37.8%）。

公司资产负债率持续下滑，2021年末为43%，相较2018年下降16pct。

从负债端来看，伴随陆丰甲湖湾2GW煤电机组于2019年全部投产，公司负债规模降至80~90亿元左右，自此公司持续降低负债规模，2021年资产负债率为43.2%。测算2021年融资成本降至4.37%，负债结构持续改善。

负债下降叠加管理费用控制，带动公司期间费用率持续下降，带动盈利边际改善。

2021年公司财务费用率仅为2.2%，管理费用率为4.4%，期间费用率相较2017年下降16.2pct至6.7%。因此尽管公司毛利率2021年大幅下滑，但净利率降幅相对缓和。2022年前三季度毛利率同比下降18.56pct至6.5%，净利率同比下降9.14pct至2.7%。

受上网电价较高影响，公司盈利能力显著高于同业。

公司历年火电机组占比超95%，盈利水平受燃料价格影响较大，但受益于公司火电上网电价始终处于0.55元/千瓦时以上较高水平，历年电力业务毛利率均为正、且显著高于同业。

2021年受制于燃煤价格大涨，火电板块巨亏，而公司火电毛利率为16.2%，盈利韧性出众。2021年风电毛利率降至-20.9%，主要系设备维修致成本中制造费用提升50%+。

优质火电资产持续运营，2012年至今经营现金流均为正。尽管公司业绩受煤价影响波动较大，但火电资产的持续运营，赋予公司相对稳定的现金流，2012年荷树园电厂全投产、而后公司经营现金流均为正。

（三）在手资金充裕推动投资，股权及证券投资多元丰富

公司总资产中，长期股权投资及金融资产占比相对较高。从资产端来看，截至2022年9月末公司总资产达197亿元，其中以在运机组为主的固定资产达到79亿元，在建工程为4.60亿元，货币资金54.58亿元。公司拥有长期股权投资+其他权益工具投资+交易性金融资产合计达29.37亿元，占总资产的14.93%。

历年股权投资、证券投资多元丰富，投资收益波动较大。

2022年前三季度公司长期股权投资达26.24亿元，占总资产13.34%，主要包括对梅州客商银行、东方富海、中广核汕尾（海上风电）的股权投资；同期公司其他权益工具投资、交易性金融资产分别为1.92、1.21亿元。2022年前三季度实现投资收益1.17亿元，回顾历史公司投资收益波动较大，主要系证券投资损益影响。

二、火电装机预期翻倍，煤价下降弹性显著

（一）高市场煤采购比例，煤价-盈利联动明显

高市场煤比例，2021年煤价大涨、度电燃料成本升至0.36元/千瓦时。公司燃料构成分为两部分，荷树园电厂为流化床，采用煤矸石与劣质煤作为燃料，陆丰甲湖湾电站为纯凝机组，为正常采煤。

2021年公司采购均为国内市场煤，受制于煤价高企、公司火电营业成本为77.28亿元，同比大幅增长87.54%，主要系原材料采购成本达65.75亿元，同比增长135.80%，占火电总成本比例升至85.07%；度电燃料成本升至0.357元/千瓦时（同比+70.4%）。

煤价对利润率影响显性，Q3已持续改善。

受公司采购均为市场煤所致，因此公司利润率受市场煤价影响明显。自2021Q2市场煤价开始提升（2021年下半年市场煤价一度高达2400元/吨），公司毛利率持续下降。

2022年起市场煤价持平，Q3出现阶段性下降，公司积极调整煤炭采购策略下、Q3毛利率升至10.66%（环比Q2提升12.2pct）。

我们预期公司盈利有望持续改善，从以下两方面来看：

（1）市场煤价格持续下降，公司购煤策略灵活。

截至2022年11月末，秦皇岛5500大卡煤价已降至1249元/吨，相较此前高点降幅约20%，印尼烟煤Q4200下降至849元/吨，降幅亦接近20%。当前国内市场煤与进口煤价格波动起伏大，公司可基于市场价格变动情况灵活改变煤炭采购策略，实现燃煤成本最优、增厚盈利。

（2）电煤管控日趋严格，公司正积极衔接、洽谈长协煤，若签订、履约成功燃料成本将大幅改善。

考虑当前市场煤仍在1000元/吨以上的高位，而长协煤价基本在720 元/吨左右，公司若换改签成功、即使在考虑运费等其他费用影响下，预计综合用煤成本仍将下降、火电盈利有望改善。

原煤产量同比继续提升，煤炭供应偏紧有望缓解。

2021年10月，出台多项措施保障煤炭供应；结合2022年全国能源工作会议强调，要继续发挥煤炭“压舱石”作用，原煤产量持续提升，2022年10月单月产量达3.70亿吨（同比+1.2%），2022年1-9月原煤单月产量基本保持10%以上的同比增速。政策督促煤企加快释放先进产能下，预计未来2~3年煤炭供需格局有望同比改善。

（二）火电在建 2GW 及规划 6GW，新增装机高增

火电在运3.47GW、在建2GW、规划6GW，装机高弹性。

2022年6月，公司陆丰甲湖湾电厂3、4号机组扩建工程在广东省发改委开展的煤电项目优选中排位第一，省发改委同意将国家“十四五”电力建设规划新增我省的200万千瓦煤电建设规模用于陆丰甲湖湾电厂3、4号机组扩建工程（2×1GW）建设。

2022年11月28日公司公告项目已开工建设，预计两台机组分别于2024年底、2025年初实现投产，则2025年公司火电装机有望达5.47GW，较2021年增长57.6%。

此外，公司目前正在开展项目前期工作的有：

（1）陆丰甲湖湾基地电厂远期规划三期、四期百万煤电机组共计4GW；

（2）梅县荷树园电厂四期资源综合利用机组2GW，公司火电装机远期亦有提升可能。

广东省发电装机以火电、核电为主，2021年二者发电量占比超95%。

2021年广东省发电装机容量158.56GW，其中火电98.42GW（占总装机62.1%，下同），水电9.46GW（占5.7%），核电16.14GW（占10.2%），并网风电12.24GW（占7.7%），并网光伏10.04GW（占6.3%），另有生物质发电等其他电源装机12.27GW（占7.7%）。

2021年全省完成发电量6115亿千瓦时，其中火电+核电发电量占比达95.4%（装机占比为72.3%）。

经济持续恢复下，2021年广东省用电量增速高出全国3.3pct，用电需求持续高增。

2021年广东地区生产总值达12.44万亿，同比增长8.0%，两年平均增长5.1%；同期用电量达7867亿千瓦时，同比增长13.6%，高出全年用电量增速3.3pct。

根据《广东省“十四五”能源发展专项规划》，预计2025年广东全省用电量将达8800亿千瓦 时，“十四五”期间年均增长约4.9%，保持增长态势。

考虑公司发电装机集中在梅州、陆丰（汕尾代管县级市），从地级市角度来看，2021年汕尾GDP增长领跑全省，增长12.7%；全社会用电量为74.92亿千瓦时，增长13.6%。2021年梅州GDP增长5.5%，全社会用电为122.69亿千瓦时，增长9.5%。

预计“十四五”期间粤东地区的加速发展将对广东的区域协调发展起到支撑作用，用电量有望持续提升。

广东为电力输入省，火电新增核准装机年内全国第一。

广东作为我国“西电东送”南部通道的接收省份之一，主要接收贵州、广西、云南三省区的水电资源以及云南、贵州两省的火电资源，其中以云南的水电贡献居首。

2021年广东省输入电量为1825 亿千瓦时，云南送广东电力达1244亿千瓦时，占广东输入电量的84.5%、占广东用电量的15.8%，广东省内电源供应能力有待挖掘。

根据全国各省市区发改委披露数据统计，截至2022年11月27日，广东省新增核准火电装机全国第一，公司陆丰甲湖湾电厂远期规划4GW煤电及梅县荷树园电厂远期规划2GW资源综合利用机组有望得以审批，期待后续审批加速。

（三）资源综合利用电价高，煤价下降弹性显著

荷树园属资源综合利用电厂，含补贴高电价、优先上网优势显著。

公司历年上网电价相较广东省燃煤标杆电价始终处于较高水平，主要为荷树园电厂属于循环流化床资源综合利用机组，除优先上网外、还具备含补贴高电价优势。

2019年4月陆丰甲湖湾一期煤电项目全投产后（广东省最新燃煤标杆电价为0.453元/千瓦时），公司上网电价略有下降，但仍在0.55元/千瓦时以上的较高水平。

广东省市场化交易电价持续上浮，零售侧增设浮动电价，公司亦有望受益。

参考广东电力交易中心数据，2022年1月至今市场化交易当月成交电价在500元/兆瓦时左右，同比保持在高位。广东省2023年电力市场交易细则中针对零售电价增加浮动费用（可 选0-2分/千瓦时），预计也可扩大市场化交易电价上浮空间。

电价高位保持+燃料成本改善下，测算火电边际利润有望大幅改善。

参考历史数据，计算2019~2021年公司火电度电毛利润分别为0.158、0.227、0.083元/千瓦时，假设公司煤电利用小时数在4900~5000小时、煤耗同比持，当上网电价为0.66元/千瓦 时（广东省燃煤标杆电价上浮10%+综合利用补贴电价）、煤炭采购价格为684元/吨时（综合考虑煤矸石后的加权成本），对应度电毛利润约0.061元/千瓦时，伴随煤价的回落或电价的进一步提升，公司火电度电利润边际改善显著。

三、稳健开发甲湖湾基地，携手中广核共建海风

十四五重点打造陆丰甲湖湾清洁能源基地，规划总装机容量达9.54GW。汕尾市陆丰甲湖湾清洁能源基地立足8GW火电，打造1.45GW海上风电场及0.1GW陆上风电场，公司具备建设经营权。截至2021年末，基地新能源项目已投产50MW陆风，以及与中广核风电合作开发的0.5GW海风。

与中广核合资成立海上风电公司，共同开发汕尾优质海风资源。

汕尾是广东省海洋大市，全市海域面积2.39万平方公里，位居全省第一，海岸线长455.2公里，位居全省第二，具备优良的海上风电资源和开发条件。“十四五”时期，汕尾市计划建设 新能源项目装机容量为25.70GW，其中海上风电19.50GW。

2018年公司与中广核风电签署协议、成立合资公司中广核新能源海上风电（汕尾）有限公司，公司以全资子公司陆丰风能100%股权作价出资1.04亿元，持股20%（中广核风电现金出资4.17亿元，持股80%），联合开发运营汕尾后湖海上风电场（0.5GW）；2021年11月末因其他股东增资致公司持股比例下降为8.09%。

汕尾后湖0.5GW海风于2021年内并网、高电价，增厚公司投资收益。

海风项目上，汕尾后湖0.5GW海上风电场于2021年11月26日全部机组并网投运；2022年上半年公司参股中广核汕尾公司投资收益达2033万元。

陆风项目上，公司将在陆丰甲湖湾（陆上）风电场一期工程投产基础上，投资建设陆丰甲湖湾（陆上）风电场二期工程49.5MW。

四、盈利预测与估值

（一）关键业务核心假设

（1）火电业务

截至2021年底，公司控股火电装机3.47GW，2022年11月28日公司公告陆丰甲湖湾电厂二期项目已开工建设，预计两台机组分别于2024年底、2025年初实现投产，则2024年公司火电装机有望达4.47GW。

（2）风电业务

截至2021年底，公司控股风电装机50MW，陆风二期项目暂未开工，故暂不考虑新增装机投产。

（二）盈利预测与估值

我们将公司收入分为电力业务、销售原材料业务、其他业务三部分，预计公司2022~2024年：电力业务营收分别为95.37、93.49、93.98亿元，对应毛利率分别为11.0%、20.1%、22.6%；其中火电业务营收分别为94.99、93.10、93.58亿元，对应毛利率分别为11.0%、20.1%、22.6%。

重要假设如下：

其中火电业务：

收入端，基于前述装机假设，假设2022~2024年利用小时数同比分别-7%、-1%、-2%，则发电量为171、169、172亿千瓦时；假设同期电价同比分别+10%、-1%、-1%；成本端，假设2022~2024年公司燃料采购均价同比分别+20%、-13%、-5%。

销售原材料业务假设营收增速均为10%，则对应营收分别为1.42、1.56、1.72亿元，毛利率参考2021年为8.1%的水平，假设维持稳定。

预计公司2022~2024年营业收入分别为97.20、95.50、96.18亿元，同期归母净利润分别为4.31、11.12、12.41亿元，按最新收盘价对应PE分别为32.13、12.46、11.17倍。

参考Wind一致预期，全国性火电龙头（华能国际、华电国际等）业绩改善程度有限、目前2023年PE估值为10~13倍，地方区域龙头（上海电力、皖能电力等）业绩改善显著、目前2023年PE估值为15~16倍。

公司火电集中于广东省，盈利对煤价弹性较大，且新增装机弹性较高，综合考虑下给予2023年15倍PE估值，对应7.67元/股合理价值。

五、风险提示

（一）煤价持续上行风险

由于公司煤电机组占比较高，盈利水平受动力煤价格影响仍然较大。虽预计未来一段时间内，随着煤炭行业下游需求的放缓和新增产能的增加，我国煤炭市场供求整体形势将相对宽松，煤炭价格将处于平稳态势，但也不排除煤炭价格的再次大幅上涨挤压公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。

（二）项目建设不及预期风险

公司未来重点打造陆丰甲湖湾清洁能源基地：煤电方面，加快推进广东陆丰甲湖湾电厂二期扩建工程（2×1GW）的项目实施工作，确保“十四五”建成投产；新能源方面，积极投资建设陆丰甲湖湾（陆上）风电场二期工程49.5MW。若上述项目建设进度不及预期，将对公司未来3年营收、业绩产生较大影响。

（三）宏观经济波动大导致利用小时波动超预期

经济发展情况对全社会用电量影响较大，从而影响电力公司需求，若广东地区用电量需求不足则会影响公司火电利用小时数，对未来营收、业绩产生较大影响。

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