粤电力A(000539) 事件：3月29日晚粤电力A发布2023年业绩，2023年公司实现营业收入597.08亿元，同比上升13.38%；实现归母净利润9.75亿元，实现扭亏为盈。公司23Q4单季度实现营业收入145.33亿元，同比上升10.31%，环比下降13.67%。由于计提12.92亿元减值影响，23Q4实现归母净利润-7.52亿元，同比减亏5.32亿元。 点评： 火电板块：降本增效成果显著，盈利能力有所恢复 1）装机及电量：继续加码煤电气电项目，用电需求持续增长。2023年，公司在建火电规模1267.42万千瓦。2023年，火电板块新增投产粤华气代煤项目66.7万千瓦，2024年1-3月投产肇庆鼎湖天然气项目46万千瓦，惠州大亚湾石化区综合能源站项目66.5万千瓦。我们预计公司在建火电机组有望在2024-2026年间密集投产，为火电板块电量增长带来成长空间。同时，受益于广东用电量需求的持续增长，公司售电量稳步提升。2023年，公司累计完成火电发电量1141.50亿千瓦时，同比增加5.03%；其中煤电完成956.39亿千瓦时，同比增加2.15%，气电完成185.11亿千瓦时，同比增加23.09%。 2）电价：23年受益于广东电价的顶格上浮，但24年面临电价回落压力。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。2023年广东年度电力交易价格实现顶格上浮，在年度长协可锁定大部收入的背景下，助力公司收入端改善明显。2023年公司火电上网电价为0.58元/千瓦时（含税），同比上升0.4元/千瓦时，同比上涨7.41%。然而，根据广东电力交易中心于2023年12月公布的交易结果，全省2024年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量2431.14亿千瓦时，成交均价465.64元/千千瓦时（含税，下同），同比上年下降88.24元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，公司2024年面临电价回落压力，公司有望通过持续优化电力市场交易策略，降低电价回落的负面影响。 3）成本：受益于国内外煤炭均价同比回落，燃料成本下降。公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于2023年国内外煤炭平均价格的同比回落，尤其是进口煤价同比较大幅度下行，公司2023年燃料成本同比出现大幅改善。2023年，公司全年发电燃料成本402.66亿元，同比下降6.90%；2023年实现火电度电燃料成本0.353元/千瓦时（不含税），同比下降11.31%。展望2024年，公司有望进一步严控各项成本费用、控制燃料采购成本，带动火电度电成本的进一步降低。 绿电板块：装机电量增长较为可观，“十四五”后两年成长空间广阔。1）装机电量：2023年，公司新能源板块装机和电量增长较为可观。其中，风电装机新增45万千瓦，同比增长19.19%；光伏装机新增197.3万千瓦。上网电量方面，风电完成47.18亿千瓦时，同比增加14.63%；光伏完成3.76亿千瓦时，上年同期为0.03亿千瓦时。2）电价：2023年，公司风电板块实现度电上网电价0.70元/千瓦时（含税），同比下降4.11%；光伏板块实现度电上网电价0.30元/千瓦时（含税），同比下降44.44%。3）展望：根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好。8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：由于广东24年电价回落，我们下调公司2024-2026年的归母净利润预测至分别为20.25亿、27.83亿、34.45亿，同比增速107.8%/37.4%/23.8%；对应3月29日收盘价5.17元的PE分别为13.40/9.75/7.88倍，维持“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

     粤电力A(000539) 核心观点 第三季度营收微升，归母净利润大幅增长。2023年前三季度，公司实现营收451.75亿元（+14.41%），归母净利润17.27亿元（+201.15%），扣非归母净利润17.11亿元（+198.49%）。其中，第三季度单季营收168.34亿元（-0.24%），归母净利润8.70亿元（+359.40%），扣非归母净利润8.62亿元（+352.27%）。前三季度公司营业收入同比增长的原因在于电力市场需求稳步回升以及公司新能源项目有序推进投产，发电量、上网电量同比增加，2023年前三季度公司发电量914.52亿千瓦时（+6.47%），上网电量864.56亿千瓦时（+6.68%）；公司归母净利润实现扭亏为盈主要系煤价下降及电价上浮影响。 新能源建设持续推进，在建项目规模较大，项目资源储备较为充足。2023年前三季度，公司新增新能源装机43.32万千瓦，均为光伏发电项目，截至2023年9月，公司风电、光伏等新能源累计投运装机容量为295.47万千瓦，其中海上风电、陆上风电、光伏分别为120、114.5、60.98万千瓦。在建项目方面，截至2023年6月，公司在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量超4GW；同时，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023年6月，公司取得备案及核准的新能源项目1180万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 电改持续推进，火电盈利有望趋于稳定。新一轮电改启动，主要聚焦于加快新型电力系统建设，随着电改持续推进，火电将逐步由主体电源转为灵活支撑电源，辅助服务、容量电价收入将成为火电重要的收入来源，火电盈利受煤价波动的影响变小，盈利更加稳定。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期；煤价上涨；行业政策变化。 投资建议：上调盈利预测。由于煤价同比下降，上调公司盈利预测，预计2023-2025年公司归母净利润分别为24.7/32.8/41.1亿元（原预测值分别为20.6/29.2/40.7亿元），EPS为0.47/0.62/0.78元，当前股价对应PE为11.4/8.6/6.8x。给予公司2024年10-11倍PE，对应6.24-6.78元/股合理价值，较目前股价有16%-28%的溢价空间，维持“买入”评级。

     粤电力A(000539) 事件：10月30日晚粤电力A发布2023年三季报业绩，2023年一至三季度公司实现营业收入451.75亿元，同比上升14.41%；实现归母净利润17.27亿元，同比增长201.15%；其中，单三季度实现营业收入168.34亿元，同比下降0.24%，环比增加10.06%；实现归母净利润8.70亿元，同比增长353.14%，环比增长13.28%。 点评： 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司三季度业绩持续修复。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本三季度同环比均出现大幅改善。公司前三季度发电燃料成本304.21亿元，同比下降4.85%；单三季度发电燃料成本106.27亿元，同比下降22.93%。2023年三季度公司实现火电度电燃料成本0.316元/千瓦时，同比下降18.01%，环比下降12.25%。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年一至三季度公司售电均价为583.19元/千千瓦时（含税，下同），同比上升40.25元/千千瓦时，同比上涨7.41%。成本收入两端实现此消彼长，助力公司三季度业绩持续修复。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量914.52亿千瓦时，同比增加6.47%；其中煤电完成724.02亿千瓦时，同比增加2.47%，气电完成146.74亿千瓦时，同比增加28.30%，风电完成33.87亿千瓦时，同比增加13.59%，水电完成2.97亿千瓦时，同比增加1.02%，生物质完成5.18亿千瓦时，同比减少1.33%，光伏完成1.74亿千瓦时，去年同期为0。展望四季度及明年，经济有望持续平稳恢复，电力消费有望持续增长，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。目前公司在建煤电规模800万千瓦，我们预计有望于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，我们预计有望今年投产约500万千瓦。 绿电“十四五”成长空间广阔，风电增长助力火绿协同。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好。8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展有望打开成长空间。由于火电燃料成本端价格降幅不及预期，我们下调公司2023-2025年的归母净利润预测分别为26.70亿、38.85亿、50.56亿，同比增速188.88%/45.50%/30.14%；对应10月30日收盘价5.42元的PE分别为10.66/7.33/5.63倍，维持“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

     粤电力A(000539) 核心观点 量价齐升驱动营收增长，归母净利润实现扭亏为盈。2023H1，公司实现营收283.41亿元（+25.34%），归母净利润8.57亿元（+162.44%），扣非归母净利润8.49亿元（+160.83%）。其中，第二季度单季营收152.95亿元（+36.29%），归母净利润7.68亿元，同比实现扭亏为盈。公司营业收入同比增长的原因在于发电量、上网电量和上网电价同比增加，2023H1公司发电量565.51亿千瓦时（+15.20%），上网电量534.57亿千瓦时（+15.34%），售电均价（含税）591.86元/MWh（+9.05%）；公司归母净利润实现扭亏为盈主要系煤价下降及电价上浮影响。 煤价维持低位，煤电盈利仍有进一步改善空间。2023年以来，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。当前，国内港口及电厂电煤库维持在较高水平，现货煤和进口煤价格均处于低位，有助于公司煤电盈利进一步提升。 新能源建设持续推进，在建项目规模较大，项目资源储备较为充足。2023H1，公司新增新能源装机6.75万千瓦，均为光伏发电项目，截至2023H1，公司风电、光伏等新能源累计投运装机容量为258.90万千瓦，其中海上风电、陆上风电、光伏分别为120、114.5、24.41万千瓦。在建项目方面，目前公司在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量约442万千瓦；同时，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023H1，公司取得备案及核准的新能源项目1180万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期；煤价上涨；行业政策变化。 投资建议：维持盈利预测，预计2023-2025年公司归母净利润分别为20.6/29.2/40.7亿元/，EPS为0.39/0.56/0.77元，当前股价对应PE为16.1/11.4/8.2x，对应PB为1.5/1.4/1.2x。给予公司2023年1.6-1.7倍PB，对应6.80-7.22元/股合理价值，较目前股价有7%-14%的溢价空间，维持“买入”评级。

     粤电力A(000539) 事件： 2023年8月30日，公司发布《2023年半年度报告》，23H1公司实现营收283.41亿元，同比+25.34%，实现归母净利润8.57亿元，同比+162.44%，实现扣非归母净利润8.49亿元，同比+160.8%，业绩符合预期。 Q2业绩高增，降本增效促费用率下降 单季度来看，公司2023Q2实现营收152.95亿元，同比+36.29%，实现归母净利润7.68亿元，同比+183.21%，实现扣非归母净利润7.74亿元，同比+182.57%，主要系发电量&上网电价提升，同时煤价逐季下行。23H1公司实现毛利率11.23%（同比+13.45pct），实现净利率4.13%（同比+13.52pct），销售费率/管理费率/财务费率分别为0.13%/1.95%/4.05%，分别同比变化为0pct/-0.16pct/-0.73pct，精细化管理推动费率降低。 电量&上网电价提升促营收增长，煤价下行改善利润 23H1公司上网电量同比+15.34%，售电均价为591.86元/kWh（含税），同比提升49.12元/kWh（同比+9.05%），分类型来看，燃煤/燃气/风电营收分别同比+21.37%/56.13%/10.12%，电量&电价双提升促进业绩增长。我们以广州港Q5500印尼煤计算，2023年Q1/Q2均价分别为1117/1037元/吨（Q2相对Q1下降7.15%），我们统计7月1日至今均价为923元/吨（相对Q2下降11.02%），煤价逐季下降促煤电业绩逐季释放。 广东高负荷地区用电需求高，绿电项目充沛增成长性 公司电站资产主要位于广东地区，依据广东电力交易中心数据，2023年1-6月，广东全社会用电量同比+7.5%，广东省最高统调负荷同比+10.4%，高用电量+高负荷保障地区电站高利用小时数。 23H1公司新增光伏项目6.75万千瓦，在建项目合计442万千瓦，取得备案及核准新能源项目约1180万千瓦，公司阳江青洲一、二海上风电项目有望23年底、24年底建成并网，新能源成本下降有望促公司装机提速。 盈利预测、估值与评级 我们预计公司2023-25年收入分别为612.1/692.4/878.2亿元，对应增速分别为16.23%/13.13%/26.83%，归母净利润分别为30.96/35.09/45.42亿元，对应增速203.1%/13.31%/29.47%，EPS分别为0.59/0.67/0.87元/股，PE分别为10.8/9.5/7.4。鉴于公司区位优质，“火+绿”协同发展，我们给予公司24年12倍PE，目标价8.04元，维持“买入”评级。 风险提示：电站建设不及预期，煤价波动，电力市场改革

     粤电力A(000539) 事件：8月30日晚粤电力A发布2023年半年报业绩，2023年上半年公司实现营业收入283.41亿元，同比上升25.34%；实现归母净利润8.57亿元，同比增长162.44%；其中，单二季度实现营业收入152.95亿元，同比增长36.29%，环比增加17.24%；实现归母净利润7.68亿元，同比增长182.94%，环比增长772.73%。 点评： 分板块来看，火电盈利大幅改善，新能源利润同比下滑。2023H1公司煤电板块实现营收208.38亿元（同比上升7.70%），毛利率7.70%（同比增加16.79pct），实现归母净利润2.07亿元；气电板块2023H1实现营收54.04亿元（同比上升56.13%），毛利率12.27%（同比增加11.54pct），实现归母净利润2.54亿元；火电板块合计实现归母净利润4.61亿元，同比大幅增长123.52%。同时，2023H1公司风电板块实现营收15.35亿元（同比上升10.12%），毛利率49.68%（同比下降9.28pct）；光伏板块实现营收0.20亿元，毛利率70.83%，新能源板块2023H1合计实现归母净利润3.01亿元，同比下滑6.81%。 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司扭亏为盈。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本二季度以来同比出现大幅改善。2023年上半年公司实现火电度电燃料成本0.392元/千瓦时，同比下降5.71%。我们预计下半年火电的度电燃料成本有望进一步下行。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年上半年公司售电均价为591.86元/千千瓦时（含税，下同），同比上升49.12元/千千瓦时，同比涨幅9.05%。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年上半年，公司实现上网电量534.81亿千瓦时，同比+15.36%。其中煤电421.46亿千瓦时，同比+13.13%；气电84.00亿千瓦时，同比+28.73%；风电24.94亿千瓦时，同比+17.24%。展望下半年，疫后经济复苏助力电力消费回暖，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。目前公司在建煤电规模800万千瓦，预计于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，预计今年投产约500万千瓦。 绿电“十四五”装机成长空间广阔。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好，公司已参与广东省海上风电项目竞争配置，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展打开成长空间。我们维持公司2023-2025年的归母净利润预测分别为37.83亿、46.09亿、52.17亿，同比增速225.93%/21.85%/13.17%；对应8月30日收盘价6.36元的PE分别为8.83/7.24/6.40倍，维持“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

     粤电力A(000539) 广东最大省属发电企业，从“以火为主”到“火绿协同”。 公司为广东省国资委控股的最大省属发电企业。 截至 2023 年 Q1， 公司拥有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。 公司现有资产以火电机组为主，“十四五”以来火绿协同发展。 截至 2022 年末，公司煤电机组 2055 万千瓦，占比达 69.20%。 目前公司主要在建的火电机组 1345 万千瓦，其中煤电机组 800 万千瓦，气电机组 545 万千瓦； 新能源在建项目合计装机容量 422.8 万千瓦， 已核准备案的新能源项目规模约 1100 万千瓦。 煤电收入占比高，电价与成本改善驱动公司实现扭亏。 公司煤电售电收入占比较高，风电售电收入占比增长较快。近两年燃料成本上升使得公司经营性净现金流有所下降，同时资产负债率上升至 79%。2023Q1 以来，公司火电板块盈利和现金流逐步修复， 且融资渠道通畅， 后续持续投资能力有所保障。 火电 “量价本”三重因素共振，盈利改善可期。 根据我们研究， 成本端： 煤炭长协比例较低，进口占比较高， 煤电成本端改善弹性较大。 公司电煤长协占比较低， 进口煤占比较高。 展望年内， 2023 年上半年以来，国内外煤价大幅下行。在当前煤炭供给增量有限，迎峰度夏强力电煤保供背景下，我们预计下半年煤价将在当前价格区间内震荡企稳，全年均价有望较去年中枢下移，煤电板块成本端改善弹性较大。 收入端：广东作为电改前沿省份， 23 年电价上浮明显，后续收入仍有望增厚。 电力年度长协占比较高，年度长协可定价大部电量。 2022 年广东省年度长协电价仅上浮 9.71%，电价疏导成本能力有限。 2023 年广东省年度长协电价较基准价上涨 19.63%，几乎实现顶格 20%上浮。 我们认为， 受益于电力长协电价提升，公司收入端有望大幅改善。 成长性： 缺电背景下广东加码传统电源建设，火电有望迎来新周期和价值重估。 电力尖峰负荷持续高增长，云南开年干旱情况延续至今，广东外来电情况或将不及预期。 南方电网区域已开始迎峰度夏， 我们认为省内局部区域电力供需矛盾或将再度激化。 在缺电背景下，公司“十四五”火电装机规划已有所调整，加码煤电气电项目。 绿电成长空间广阔，持续关注规划落地节奏。 广东海风资源禀赋较好，省补接力国补助力装机增长， 2022 年至 2024 年并网的海上风电项目可获得 1500/1000/500 元/kW 的省级补贴。 公司现有绿电资产以海上风电为主， 我们认为省补退坡前有望加速推进。 据我们估计， 在2025 年省补完全退坡前， 公司风电装机有望实现较快增长。 光伏装机从零开始，立足广东布局全国。 公司光伏业务自“十四五”初起步发展，粤新青贵四省区广泛布局。 硅料产能逐步释放导致组件价格加速下降，国内光伏装机有望实现加速放量。 我们预计随着硅料产能释放，后续组件价格有望继续下降，公司光伏装机有望实现快速发展。 盈利预测与投资评级： 成本端燃料价格弹性较大，港口海外煤价下行公司直接受益。 公司年长协煤占比较低，海外进口煤占比近半。 在当前全球能源价格趋势重新回归基本面的情况下，公司成本端有望直接受益。 营收方面， 省内高电力消费需求叠加电改持续推进，售电量价有望长期向好。 广东经济较为发达，电力消费需求有望持续增长，且广东电改推进较快，电价疏导机制较为成熟完备。 我们认为， 公司售电量和电价均有望实现进一步增长，量价两端长期向好。 未来火绿协同 发 展 ， 绿 电 业 务 进 一 步 打 开 成 长 空 间 。 我 们 预 测 公 司2023/2024/2025 年归母净利润为 37.83/46.09/52.17 亿元， EPS 为0.72/0.88/0.99 元，对应 7 月 14 日收盘价的 PE 分别为 10.40X、8.53X、 7.54X，首次覆盖给予“增持”评级。 风险因素： 国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

     粤电力A(000539) 事件: 粤电力 A 发布 2023H1 业绩预告： 2023H1 公司预计实现归母净利润8.0-9.5 亿元，上年同期为-13.7 亿元； 2023Q2 预计实现归母净利润7.1-8.6 亿元，上年同期为-9.3 亿元。 投资要点: 煤电业绩环比大幅改善，度电利润或高于 2 分/kwh。 2023Q2 公司预计实现净利润 7.1-8.6 亿元，环比 2023Q1 的 0.88 亿元大幅改善，创 2020Q4 以来新高， 主要是火电业务受益于燃料价格下降，盈利能力有所恢复， 同时新能源业务保持稳定收益。 根据我们测算，若2023Q2 风电度电利润环比持平， 则 2023Q2 风电利润为 1.8 亿元；假设投资收益环比持平，即为 2.1 亿元（扣除所得税后为 1.58 亿元），暂不考虑光伏的利润， 则粗略测算 2023Q2 公司火电（煤电+气电）利润为 3.7-5.2 亿元（中枢 4.5 亿元）； 考虑到天然气价格高企背景下， 气电业务或存在亏损，则公司煤电业绩中枢或高于 4.5 亿元，对应度电利润中枢或高于 2 分/kwh。 2023Q2 公司上网电量 285.8 亿千瓦时， 同比+25.1%。其中，煤电/气 电 / 风 电 上 网 电 量 222/49/12 亿 千 瓦 时 ， 同 比+22.6%/38.4%/22.6%，同比均实现快速增长。 截至 2023 年 6 月底，公司可再生能源发电控股装机 282.19 万千瓦， 2023 上半年新增装机 6.75 万千瓦（光伏）。 盈利预测和投资评级： 展望 2023Q3， 燃煤成本改善有望支撑业绩继续改善；“缺电”有望进一步催化行情。 我们预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 27.9/34.5/45.7 亿元，对应 PE 分别为 14/11/9 倍。维持“买入”评级。 风险提示： 政策变动风险；电力需求不及预期；电价下滑；煤价大幅上涨；政策执行力度不及预期；装机不及预期； 测算仅供参考，以实际为准。

     粤电力A(000539) 核心提要 粤电力是广东装机规模最大的电力公司，实际控制人为广东省国资委。截至2022年末，公司煤电/气电/水电/风电/光伏控股装机量分别为20.6/6.4/0.1/2.3/0.2GW。2022年公司归母净利润为-30.04亿元，其中，煤电/气电/新能源/本部投资业务分别为-39.5/1.9/3.3/10.4亿元，2023Q1公司归母净利润0.88亿元，扭亏为盈，主要是因为公司平均上网电价同比+8.56%。 煤电：业绩有望逐季改善，新增装机注入成长动力。 I.短期：成本向下，电价向上，业绩有望逐季改善。伴随着欧洲天然气危机缓解，国际动力煤需求回落。2023年3月以来，国内外煤价持续下行。2023年6月初进口煤3800大卡投标价已低至500元/吨（对应标煤单价921元/吨）。电煤需求偏弱背景下，港口高库存+进口煤价格优势明显，国内煤价持续下行。2023年6月2日，秦皇岛港5500大卡煤价已下降至795元/吨，较年初降幅34%。展望Q3，西南地区来水有望好转，火电边际需求同比有望减弱，电煤需求或将保持偏弱态势，保障火电盈利。据公司公告，截至2023年4月末，公司进口煤占比约5成，2023年煤价下行背景下，高进口煤占比有望提升，增加公司业绩弹性。此外，广东2023年火电中长期成交价较燃煤基准价涨幅达19.6%（2022年涨幅仅7%），有望进一步疏导煤价成本。 II.中期：公司规划“十四五”煤电新增装机6GW，我们预计电量CAGR3=10.6%。截至2022年底公司煤电装机20.6GW，按照公司规划，预计2023-2025年还将投产6GW项目，则2025年底公司煤电装机有望达26.6GW。保守假设利用小时数为4000h，则公司2025年煤电发电量有望达1266亿千瓦时，我们预计电量CAGR3=10.6%。 新能源：2022-2025年收入CAGR或达53%。硅料价格下行背景下，公司光伏收益率有望提升；此外，广东2023年海风竞配方案已出，电价不作为竞配因素，绿电收益有望回归至合理区间，公司海风收益率有望得到保障。公司“十四五”规划新增新能源装机14GW，其中陆风/海风/光伏分别为1.6/2.8/9.6GW。假设公司完成“十四五”装机规划，得2025年公司新能源业务收入或达95亿元，CAGR3=52.9%，其中，海风/陆风/光伏收入44.3/23.0/28.1亿元，风电业务2022-2025年CAGR3=36%。 投资建议：短期来看，公司火电业绩有望逐季改善，中长期来看，煤电装机+绿电转型有望注入成长动力。考虑到煤价超预期下跌，我们上调公司盈利预测，预计公司2023-2025年归母净利润分别为27.9/34.5/45.7亿元，PE分别为14/11/8倍。维持“买入”评级。 风险提示：政策变动风险；电力需求不及预期；电价下滑；煤价大幅上涨；装机不及预期；装机成本下降不及预期；测算存在主观性，仅供参考