1. 广东最大电力上市公司，火绿协同发展前景广阔

1.1. 可控装机超三千万千瓦，清洁能源占比快速提升

广东龙头电力公司，资产规模超千亿元。

公司全称广东电力发展股份有限公司，总部位于广州市，成立于1992年9月8日，曾先后于1993、1995年成功发行 A 股、B 股。公司的主要发电资产位于广东省内，22H1末资产规模总额达1174.73亿元，为广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。

截至22H1末，公司拥有可控装机容量3043.3万千瓦，受托管理装机容量885.4万千瓦（火电 665万千瓦、水电220.4万千瓦），合计3928.7万千瓦，占比超过广东省统调装机容量的24%，为广东省装机规模最大的电力上市公司。

煤电装机占比超七成，清洁能源装机占比逐步提升。

主要受益于清洁能源装机不断增加，截至22H1末，公司拥有控股装机 2868.52 万千瓦、参股权益装机 174.78 万千瓦，其中燃煤发电控股装机容量 2055 万千瓦，占比 71.64%，气电控股装机容量 593.2 万千瓦，占比 20.68%，风电、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量 220.32 万千瓦，占比 7.68%，清洁能源装机合计占比28.36%，较“十三五”末提升 7.7pcts。

发电量方面主要受益于装机量容量增长及电价提升，公司2021年累计完成合并报表口径发电量 1107.03 亿千瓦时，同比大幅增长 50.1%；其中煤电完成 907.85 亿千瓦时，占比 82.01%。

2022年上半年累计完成合并报表口径发电量 490.77 亿千瓦时，同比减少 6.10%；其中煤电完成 397.14 亿千瓦时，同比减少 5.84%。

1.2. 广东区域电力龙头，背靠国资委背景强

控股股东广东省能源集团，持股比例近七成。

公司控股股东为广东省能源集团有限公司，直接持股比例 67.39%，并通过超康投资有限公司及广东省电力开发公司间接持股 2.26%，合计持股 69.65%，其中广东省电力开发公司为公司的第三大股东。

广东省能源集团有限公司股东为广东省恒健投资控股（持股 76%）和中国华能集团（持股 24%），二者分别由广东省国资委和国务院国资委全资控股。

公司实控人为广东省国资委，公司为典型地方国企。2021年公司总资产和营业总收入分别占广东能源集团的 58.55%和 66.89%。

控股股东大力支持，唯一上市平台优势明显。

公司控股股东广东能源集团是广东省政府在全国率先实行"厂网分家"电力体制改革之时，从广东省电力集团公司分立组建而成，是广东省实力最强、规模最大的发电企业，也是支撑广东电网、保障广东电力供应的骨干企业。

为避免同业竞争、履行相关同业竞争的承诺，广东能源集团在境内电源项目开发、资产收购等方面给予公司优先选择权，并对于未来符合上市条件的托管资产，择机注入公司。不同于某些省份有不止一个省属电力上市平台，公司作为省属能源集团旗下唯一上市公司，不涉及下属上市平台同业竞争问题，分拆风险较低，能够充分发挥火绿结合发展优势。

1.3. 煤价过高盈利能力下滑，22Q1 业绩环比改善明显

受益电价提升，营收同比增长。

受益于电改深化，公司2021、22Q1、22H1平均上网电价同比分别提升 4.12%、23.30%、18.5%，22Q1市场化交易电量占比大幅提升至 94.10%。

此外受益于装机容量快速增长，公司2021年营业收入实现 441.67 亿元，同比增长 55.91%；22Q1公司实现营收 113.89 亿元，同比增长 44.98%；22H1公司实现营收 226.11，同比增长 9.8%。

煤价高企拖累煤电毛利，清洁能源表现较好。

公司主营构成中，电力及热力业务占比达 98%以上，其中燃煤发电营业收入占比 76%。

2022H1，受煤价上涨影响，公司煤电业务毛利润-15.6 亿元，毛利率仅为-11.15%，公司整体售电业务毛利率下降至-3.06%，同比降低 8.64pcts。

清洁能源方面表现较好，其中燃气发电营业收入 34.61 亿元，毛利率 0.73%，风力发电营业收入 13.94 亿元，毛利率 58.97%，水力发电营业收入 0.29 亿元，毛利率 2.39%，生物质发电营业收入 2.09 亿元，毛利率 15.03%。

盈利能力持续承压，部分指标环比改善。

主要由于2021年国内外煤价过高过快上涨，公司发电标煤单价高达 1249.32 元/吨，同比提升 60.57%，归母净利润、扣非净利润同比跌幅分别为 253.26%、287.29%。

22Q1公司发电标煤单价 1353.48 元/吨，燃料成本 90.35 亿元，同比增加 37.54%，归母净利润、扣非净利润跌幅分别为 436.51%、253.29%。22H1 公司燃料成本 181.83 亿元，同比增加 20.98%，占主营业务成本的 78.72%。

公司毛利率、净利率、ROE、EPS 等指标于 22H1 回升。随着下半年电煤中长期合同执行力度加大，公司燃料成本有望环比改善，盈利能力有望回升。

借款总额增长，现金流下降。

公司近年来资产负债率整体保持稳定且低于 60%，然而由于2021年煤价大幅上涨，为保证正常生产经营，公司借款总额及资产负债率均有增加，22H1 末资产负债率 73.72%，同比提升 11.67pcts。

现金流方面，公司2020年经营性现金流净额达 62.81 亿元，然而由于2021年煤价大幅上涨，公司 CFO 下降至 -0.4 亿元，22H1 扩大至-2.08 亿元。

近年来公司资本开支逐步提升，（CFO+CFF）与资本开支比例约为 1，基本能够满足公司发展所需资金。

上市以来连续 28 年现金分红，股息率达到行业平均水平。

除2021年公司由于亏损没有分红外，公司自1993年 A 股上市以来，已连续实施现金分红28 次，累计现金分红132.1亿元，占累计实现净利润比例为50.63%，平均股息率2.91%。与五大发电集团旗舰上市公司相比，公司上市以来股利支付率及平均股息率基本达到了行业平均水平。

煤电构成装机主体，对公司业绩影响较大。

公司作为广东省内最大的电力上市公司，煤电占比较高，随着清洁能源装机快速提升，公司煤电装机比例逐年降低。截至 22H1 末，公司煤电装机量 2055 万千瓦，占总装机比例 71.64%，22H1 发电量 397.14 亿千瓦时，占比 80.92%。

利用小时数方面，2021年受西电减送、天然气价格高企导致气机欠发、省内可再生能源大幅增长导致调峰需求同步增加等因素影响，公司煤电利用小时数由2020年 3882 小时大幅提升至 5063 小时，超过全国平均煤电机组利用小时数（4586 小时）。

煤电分布集中于广东省，能源区域发展主力军。

除装机容量为 70 万千瓦的新疆图木舒克热电厂外，公司燃煤发电机组全部位于广东省内。截至 22H1 末，广东省内的煤机可控装机容量为 1985 万千瓦，占比达 96.59%。

公司煤电机组在广东省内分布较为平均，其中揭阳、茂名两市装机超 300 万千瓦。此外公司煤电机组性能较为先进，60 万千瓦以上机组容量占比达 61.6%，超超临界发电机组装机容量 984 万千瓦，占比达 47.9%。

气机均位于广东省，气价高企盈利降低。

公司燃机全部位于广东省内，分布于广州、深圳、惠州、江门等市。

截至 22H1，公司气电总装机为 593.2 万千瓦，同比增加 59.46%，22H1 发电量 66.55 亿千瓦时，同比增加 14.66%。

随着 2022 年 7 月 25 日花都天然气热电公司第二台 260MW 机组顺利投产，公司气电总装机达到 639.2 万千瓦。

2021 年，公司气电机组发电量占比由 2020 年 16.17%下降至 15.32%，预计主要由于气价高企叠加用电需求减弱，22H1 发电量占比进一步下降至 13.56%。

新增火电性能优越，装机量有望快速增长。

公司于2022年 8 月 25 日发布广东粤电大埔电厂二期工程项目获得核准的公告，该项目规划建设 2×1000 兆瓦高效超超临界二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫及脱硝、污水处理设施；8 月 27 日发布茂名博贺电厂 3、4 号 2×1000MW 机组工程 3 号机组项目获得核准的公告，该项目规划建设 1 台 100 万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

两项目均使用高效率、超低排放、调节性能优秀机组，核准装机共计 300 万千瓦，占现有煤电装机 14.6%，公司煤电装机有望稳步提升。

此外，公司现有在建气电装机 343.4 万千瓦，占现有气电装机 53.7%，公司气电装机有望快速提升。

2.3. 电煤合同逐步落地，煤价回落弹性兑现

煤价大涨致发电成本与上网电价倒挂，公司毛利率降低。

主要受动力煤供需紧张及国内外局势影响，公司燃料成本大幅上升。

2021年，公司燃料成本为 386.64 亿元，同比增长 141.97%，发电标煤单价 1249.32 元/吨（不含税），同比增长 60.57%。公司燃料成本占总成本比例为 82.59%，同比增长 11.48pcts，燃料费用的大幅上涨严重拉低了公司的毛利率水平，公司整体毛利率由 2020 年 20.67%大幅下降至 2021 年-5.99%。

22Q1由于电价及装机容量同比提升导致营收同比增长 28.29%，同业公司来看，燃料采购标煤单价均有较大幅度上涨。公司由于火电厂沿海进口煤占比约四成，受进口煤价影响较大，此外由于新能源装机占比较低，导致燃料成本占总成本比例较高，公司对煤价敏感性更强，能够更充分地享受到煤价下跌时带来的业绩弹性。

22H1 公司燃料成本 181.83 亿元，占主营业务成本的 78.72%，受燃料价格同比大幅上涨影响，同比增长 20.98%。

21Q4 煤价涨幅较大，公司电力大面亏损。

虽然 21Q4 公司营收大幅增长，但主要受煤价过高过快上涨影响，公司 21Q4 亏损 29.27 亿,而 21Q1-3 共亏损 2.21 亿元, 四季度亏损额为前三季度累计亏损额的 13 倍。此外 21Q4 毛利率、净利率均出现大幅下滑。

主要由于电价提升及煤价环比下跌，公司 22Q1 亏损 4.5 亿元,亏损额大幅缩窄。22H1 公司营业收入 226.11 亿元，同比增加 9.8%。

2.4. 敏感性分析

1）燃料价格：

煤价方面，依据年度长协均价变化趋势，假设未来该长协价保持 719 元/吨水平不变，则 2022 年度长协均价为 720.17 元/吨，同比增长 11.08%。

考虑到公司长协采购占比从2021年四成大幅提升至 2022 年七成，进口占比较2021年四成有所下降，且随着国家“三个100%”政策要求成效逐步显现，价格位于合理区间内的煤炭采购占比提升，预计公司电煤采购价格同比增幅将低于长协价同比涨幅；

气价方面，受国际紧张局势扰动，气价近期处于高位，随局势缓解，气价或逐步回落，但不排除气价进一步走高可能。综合来看，假设燃料成本变动范围为-10%-10%。

2）上网电价：

公司22H1平均电价同比上浮18.5%，相对广东省燃煤基准价上浮17.6%，考虑到今年电力供需紧张情况以及国家规定电价上浮比例上限，假设公司2022年火电平均售电价格同比涨幅区间为12%-20%。

3）利用小时数：

主要受疫情扰动电力需求减弱影响，预计今年火电出力较难维持高位，假设煤电利用小时数跌幅区间为 5%-25%。

分析结论：燃料成本每降低 1%（即 12.5 元/吨，含税），火电净利润增加 4.0 亿元；火电电价每上浮 1%（即 4.6 元/兆瓦时，含税），火电净利润增加 4.3 亿元；煤电利用小时数每增加 1%（即 51 小时），火电净利润增加 1.2 亿元。

此外，在单位燃料成本同比降低 10%的情形下，火电业务毛利为 53.5 亿元，接近2020年公司电力业务毛利 53.7 亿元，火电业务盈利能力可恢复至2020年水平。

3. 绿电装机快速增长，海风发展潜力巨大

3.1. 电力结构转型升级，绿电装机快速增长

新能源加快发展，占比迅速提升。

公司近年来加快实施清洁能源转型，以新能源为代表的清洁能源装机快速提升。2021年，公司新增新能源装机136.5万千瓦，是“十三五”新增新能源装机量的3.44倍，投产项目达到22 个。

截至22H1，除湛江生物质厂内0.4万千瓦光伏发电装机外，公司控股风电装机197.04万千瓦，新能源装机占总装机量比例为6.9%，同比提升3.4pcts。

2021年，公司风电全年利用小时数为2044小时，同比增加11小时，高于广东省风电平均利用小时数167小时，风电发电量、上网电量分别为18.32和17.42亿千瓦时，同比分别上升43.24%和41.97%，占比分别为1.65%、1.66%。

新能源开发立足广东，布局全国多省。

公司新能源机组主要分布于广东省，并与新疆、贵州、广西、青海等4个省、自治区地方政府分别签订合作框架协议，在集中式和分布式光伏发电与风电项目开发等方面进行合作。

2022年上半年，风电发电量22.15亿千瓦时，同比增长219.46%，上网电量21.18亿千瓦时，同比增长 224.70%。

“十四五”目标明确，能源结构快速转型。

根据公司规划，“十四五”期间公司预计新增煤电装机200万千瓦、气电装机1000万千瓦、新能源装机1400万千瓦，其中风电、光伏各为700万千瓦、海上风电280万千瓦。

据此推算，公司2025年新能源装机占比将达28.6%，“十四五”期间年均增长5.39%，转型速度较快。

截至2020年4月，公司与各地方政府签署的有关风资源开发协议总计将近800万千瓦，截至2022年9月，公司已核准备案的光伏项目规模约800万千瓦，均已超过公司“十四五”规划目标，预计公司有较大可能性完成新能源装机目标。

融资成本较低，现金流较为充足。

电力运营属于资本密集型行业，初始投资额较高，一般情况下债务融资额占新能源项目总投资额的 80%，债务融资成本对项目盈利能力影响较大。

公司债务融资成本（以财务费用除以永续债调整后的有息负债表示）连续多年下降，目前已低于全国性主要电力运营商。

此外，公司财务费用率也低于全国性主要电力运营商。新能源项目开发一般需要 20%的资本金，公司经营活动现金流净额CFO在2020年为62.8亿元，在100%持股且不依赖债务和股权融资的情形下可支撑新建新能源装机约6GW，远高于未来 4 年平均新增新能源装机 3GW。预计在公司火电现金流恢复正常水平之后，公司新能源开发有望顺利进行。

3.2. 背靠广东资源丰富，海上风电大有可为

抢装潮后成本下降，风力发电实现持续增长。

公司目前新能源装机主要为海上风电，截至22H1末，公司已投产新能源装机容量197.44万千瓦，其中海上风电120.15万千瓦，占比达60.85%。由于公司海风装机均于2021年底前投产，因此均可享受国补。

此外，公司在建海上风电项目为阳江青洲一、青洲二海上风电场项目、规划装机分别为40、60万千瓦，计划分别于2023、2024年底投产，动态总投资约为171亿元，资本金比例20%。

广东海风资源丰富叠加省补，海风发展条件得天独厚。

广东海岸线较长，年平均风速约6-7米/秒，凭借丰富的海风资源，广东风资源技术可开发量高居全国第三，海风资源高居全国第一。

截至2021年底，中国海上风电容量达到2535.2万千瓦，其中广东海上风电容量为624万千瓦，占比24.6%；2021年全国海上风电新增装机容量1448.2万千瓦，其中广东新增288万千瓦，占比 33.7%，均仅次于江苏。

根据规划，广东省“十四五”时期预计新增海风装机约1700万千瓦、新增陆风装机约300万千瓦、新增光伏装机约2000万千瓦，凸显海风发展地位。

此外，为支持本身海风发展，广东出台海风补贴方案，对于2022-2024年全容量并网项目，分别按照1500元/千瓦、1000元/千瓦、500元/千瓦的标准给予补贴，公司在建海风项目有望享受补贴，据测算青洲一、青洲二项目 IRR 有望分别提升0.6、0.3pct。

公司作为广东省属最大电力企业，在海风项目竟配中预计具有一定优势，公司海风有望实现更大发展。

3.3. 盈利预测

装机方面，根据公司2022年及“十四五”发展规划，保守假设2022年新增风电、光伏装机分别为 80、90 万千瓦，2023-2025年新增风电、光伏分别为 161、203 万千瓦。

利用小时数方面，由于去年来风情况较好，今年风资源有较大概率不及去年，但是考虑到公司海风投产进展，以及海风利用小时数高于陆风，假设2022-2025年风电利用小时数保持不变；公司光伏装机并不局限于广东省内，因此采用去年全国光伏平均利用小时数 1163 小时。

上网电价方面，由于去年底投产新建海风项目享受国补，此外新建项目均不含度电补贴，假设2022年风电平均上网电价同比提升10%，此后每年下降 5%，光伏平均上网电价为全国平均燃煤基准价 0.325 元/度（不含税）。

盈利能力方面，随着新能源市场化电量比例提升，假设公司新能源业务毛利率、净利率每年下降 1pct。测算结果显示公司2022年新能源业务产生净利润 6.06 亿元，未来 4 年 CAGR 达 74.13%，成长性显著。

敏感性分析：

对于新能源发电业务，上网电价、利用小时数、度电成本对于项目的盈利能力影响最为重大。

根据测算可知，在成本不变的前提下，公司风电、光伏上网电价每提升 1%，度电毛利分别提升 6 厘、3 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct；公司风电、光伏利用小时数每提升 1%，度电毛利分别提升 3 厘、2 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct。

在营收不变的前提下，风电、光伏成本每降低 1%，度电毛利分别提升 3 厘、 2 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct。

4. 风险提示

电煤供需关系持续紧张，国内煤炭产量释放进度不及预期，电煤中长期合同履约率及价格不及预期，国际局势复杂多变，海外煤价、气价持续上涨或维持高位，将导致公司燃料成本降幅不达预期；

全国特别是广东疫情反复，第二、第三产业用电量同比下滑，广东气温低于往年，将导致公司火电售电量、售电价格及营收增速低于预期；

新能源项目成本居高不下，项目开工难度加大，弃风弃光率回升，平均上网电价低于中长期合同电价或燃煤基准价，配储要求提高，将影响新能源项目收益率。