Guangzhou Development Group released its 1H26 results: total operating revenue of RMB25,487mn (+9.2% YoY), attributable NP of RMB946mn (-42% YoY), and recurring NP of RMB580mn (+52% YoY). Attributable NP was in line with our forecast range of RMB885-1,135mn. For 2Q26, total operating revenue was RMB13,800mn (+10.5% YoY, +18.1% QoQ), and attributable NP was RMB410mn (-65% YoY, -23% QoQ). Thermal power seized the opportunity to increase generation, the gas-fired power segment turned profitable, and new energy was dragged by curtailment. Gas volume growth drove the gas segment's profit up 78%, and the energy logistics segment turned profitable. The company's current dividend yield is c. 5.84%. Maintain BUY.
Power: New energy dragged by power curtailment
In 2Q26, power supply-demand dynamics in Guangdong were rather tight, and coal-fired units seized the tariff opportunity to increase profitable generation. Thermal power output was 9,345mn kWh (+26.4% YoY), with Foshan Hengyi +69% and Pearl River Power Plant +38%. The average on-grid tariff for thermal power in 2Q26 was RMB0.5085/kWh (+2%). However, rising fuel costs weighed on profitability, with coal-fired power GPM at -0.1% (1H25: 5.2%) and segment total profit at -RMB89mn (1H25: -RMB47mn). The gas-fired power segment's external revenue was RMB1,700mn (+26.5% YoY), with Nansha Power's increased generation offsetting the impact of reduced upstream gas supply to Pearl River Gas Power. Segment total profit was RMB195mn (1H25: -RMB266mn). The new energy and energy storage segment's revenue was RMB1,684mn (+2% YoY), with GPM of 42.2% (-10.3pp YoY) and total profit of RMB312mn (-37% YoY), affected by declining tariffs and curtailment.
Earnings forecasts and valuation
We maintain our 2026/2027/2028 attributable NP forecasts at RMB2,022/2,061/ 2,329mn (3Y CAGR of 0.14%), implying EPS of RMB0.58/0.59/0.66 and BVPS of RMB7.98/8.22/8.53. Comparable companies are trading at an average of 1.17x 2026E PB. We assign the company 1.17x 2026E PB, with a target price of RMB9.34 (previous: RMB8.78, based on 1.1x 2026E PB). The company's current dividend yield is c. 5.84%. With a clear dividend policy and 26 consecutive years of cash dividends, it offers sound defensive allocation value.
Risks: energy price fluctuations, project construction falling short of expectations, policy adjustments.

　　事件：公司发布2026年半年度业绩。公司2026年上半年实现营收254.69亿元，同比增加9.25%。归母净利润9.46亿元，同比减少42.15%。扣非归母净利润5.80亿元，同比增长51.58%。扣非归母略超预期。
　　二季度广东电力供需偏紧，电量电价均同环比上升。2026年上半年，公司火电发电量93.45亿千瓦时，同比上升26.42%。受广东省二季度电力供需整体偏紧的影响，公司属下各煤电机组抢抓电价有利窗口期，全力增发效益电量，实现整体发电量的大幅增长。公司的平均上网电价同样有所增长，2026年上半年公司平均上网电价为0.4925元/千瓦时，同比下降0.67%，其中一季度实现上网电价0.4680元/千瓦时，二季度为0.5085元/千瓦时，环比上涨4分，二季度上网电价实现同比上升2.00%。电价和电量的上升是公司归母业绩超预期的主要原因。
　　风电受限电影响电量下降，光伏电量上升。从电量数据看，2026年上半年风电发电量28.11亿千瓦时，同比下降12.94%，风电主要受到华北、西南地区限电的影响，发电量出现阶段性回落。2026年上半年实现光伏发电量15.55亿千瓦时，同比增加26.86%，光伏装机规模增加，发电量同比增加。公司26年上半年风电光伏的毛利率分别为48.36%、33.42%，同比下降10.13%、3.49%，公司积极推进新能源发售一体联动机制，深度参与绿电挂牌，优化绿证营销。毛利率虽有下降但仍保持较高水平。
　　天然气业务供气规模持续扩大。2026年上半年公司实现管道燃气及LNG销售量22.47亿立方米，同比增长23.93%，主要是批发气气量同比增长。公司管网拓展和市场开发同步提速，打破气液壁垒，构建管道气与液态LNG双向联动新格局。
　　非经因素影响归母。2026年上半年公司实现资产处置收益3.34亿元，同比下降79.95%。主要原因是2025年上半年土地交储收益确认金额较大，这一一次性因素影响了公司的归母净利润，扣除非经影响后公司归母净利润同比增长51.58%。
　　25年股息率5.65%，重视股东回报。2025年公司每股派发现金红利人民币0.35元（含税），以2026年9月7日的收盘价计算，公司股息率达到5.65%，股息率处于较高水平。
　　盈利预测与评级：由于26年土地交储收益下降，我们下调公司2026-2028年的盈利预测为19.54、21.52、26.21亿元（原预测值为24.04、23.54、27.50亿元），公司当前股价对应PE为11、10、8倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价和天然气价波动的风险，电价波动的风险、电力需求不及预期的风险。公司于2026年7月24日公告了关于2025年年度报告的信息披露监管问询函的回复公告，敬请投资者关注。

　　广州发展发布半年报，1H26实现营业总收入254.87亿元（yoy+9.2%），归母净利9.46亿元（yoy-42%），扣非净利5.80亿元（yoy+52%），归母净利符合华泰预测区间（8.85~11.35亿元）。其中2Q实现营业总收入138.00亿元（yoy+10.5%，qoq+18.1%），归母净利4.10亿元（yoy-65%，qoq-23%）。火电抢抓窗口期增发，气电分部扭亏、新能源受限电拖累。气量增长带动燃气分部利润+78%，能源物流板块扭亏。公司当前股息率约5.84%，维持“买入”评级。
　　电力：火电抢抓窗口期增发，气电分部扭亏、新能源受限电拖累
　　2Q广东电力供需偏紧，煤电机组抢抓电价窗口增发效益电量，火电发电量93.45亿千瓦时（yoy+26.4%），其中佛山恒益+69%、珠江电厂+38%；2Q火电平均上网电价0.5085元/千瓦时（+2%）。但燃料成本上涨压制盈利，煤电毛利率-0.1%（1H25：5.2%），分部利润总额-0.89亿元（1H25：-0.47亿元）。气电分部对外收入17.00亿元（yoy+26.5%），南沙电力增发对冲珠江气电上游减气影响，分部利润总额1.95亿元（1H25：-2.66亿元）。新能源及储能分部收入16.84亿元（yoy+2%）、毛利率42.2%（yoy-10.3pct），利润总额3.12亿元（yoy-37%），受电价下降和限电影响。
　　燃气与能源物流：气量增长带动燃气分部利润+78%，物流板块扭亏
　　1H26管道气及LNG销售总量22.47亿方（yoy+23.9%），其中管道气13.05亿方（yoy+12.6%，分销与直供yoy+21.2%）、LNG9.42亿方（yoy+44.1%，批发气放量）；代输气量7.24亿方（yoy-15.8%）。燃气分部收入50.64亿元（yoy+1.4%），低价批发气占比提升摊薄售价，毛利率9.0%（yoy-4.0pct），但分部利润总额6.79亿元（yoy+78.2%），量增与费用管控对冲毛差收窄。7月20日起广州非居民管道气最高限价动态调整为4.41元/方（执行至2027-01-19），气源-售价联动传导有望稳定2H26毛差。1H26煤炭销量2,497万吨（+12.2%），利润总额0.96亿元（1H25：-1.38亿元）。
　　非经常性损益收敛、减值收窄，融资成本下行
　　1H26非经常性损益3.65亿元（1H25：12.52亿元），其中土地交储（罗冲围储罐厂地块）等资产处置收益3.34亿元（1H25：16.67亿元）；BP、摩科瑞LNG长协取消费收入2.35亿元、支付下游取消费1.76亿元，净贡献约0.59亿元。1H26资产减值损失0.36亿元（1H25：3.42亿元）；投资收益3.15亿元（+139.1%），其中联营/合营企业贡献1.13亿元（+162.9%）。经营现金流21.62亿元（-16.5%），资本开支30.82亿元（+2.1%）；期末资产负债率64.54%（较年初+1.15pct），财务费用4.21亿元（-2.4%）。公募REITs项目已获证监会和上交所受理，有望盘活存量资产、回笼资金。
　　盈利预测与估值
　　我们维持公司26-28年归母净利预测为20.22/20.61/23.29亿元（三年复合增速为0.14%），对应EPS为0.58/0.59/0.66元、BPS为7.98/8.22/8.53元。可比公司26E平均PB为1.17x，给予公司26E1.17xPB，目标价9.34元/股（前值8.78元，对应26E1.1xPB）。公司当前股息率约5.84%，分红政策明确、已连续26年实施现金分红，具备较高的防御配置价值。
　　风险提示：能源价格波动风险；项目建设不及预期风险；政策调整风险。

　　投资要点：
　　事件：1）公司发布2025年年报，2025年实现营业收入508.42亿元，同比增长5.33%；实现归母净利润23.19亿元，同比增长33.93%；扣非后归母净利润10.54亿元，同比下降35.28%；2）公司发布2026年一季报，2026Q1实现营业收入116.79亿元，同比增长7.81%；实现归母净利润5.35亿元，同比增长18.37%；扣非后归母净利润2.49亿元，同比下降42.85%；3）2025年度拟每10股派送现金红利3.50元（含税），合计派发现金红利12.27亿元，对应分红比例52.91%，当前股息率4.4%。
　　公司2025年及2026Q1归母净利润增长主要受土地交储收益影响，截至2025年年报公司仍有未收回交储补偿款约9.65亿元，未来交储收益有望持续体现，2025年资产减值损失同比增加4.06亿元；2025年及2026Q1扣非归母净利润下滑主要受新能源板块利润承压影响。
　　2025年火电电量受广东供需影响下降，2026年需求带动电量超预期增长，容量电价支撑有望支撑火电盈利韧性。截至2025年底公司火电装机4.84GW，同比减少11.7%，公司火电机组集中在粤港澳大湾区电力负荷中心，2025年火电发电量157.10亿千瓦时，同比下降7.87%，主要受广东省内电力供需形势偏宽松、珠江电厂煤电环保替代关停机组等因素影响；2025年公司火电上网电价0.520元/千瓦时，同比下降0.054元/千瓦时。2026Q1广东省内统调负荷整体呈增长态势，受地缘冲突影响天然气供应紧张、市场机组与电网轮停检修等因素影响，全省电力供应整体收紧，公司火电发电量36.99亿千瓦时，同比增长21.21%，带动公司2026Q1火电利润增长，同时2026年起广东省内煤电容量电价提升有望支撑火电盈利韧性。
　　新能源短期入市压力或为2026Q1扣非业绩下滑主因。截至2025年底，公司风电装机2.58GW，同比增长5.74%；光伏装机3.55GW，同比增长51.42%，新能源装机较快增长带动公司2025年风电和光伏发电量分别同比增长18.50%和46.72%；新能源入市背景下电价下行，2025年公司风电、光伏上网电价分别为0.435、0.412元/千瓦时，分别同比下降0.023、0.096元/千瓦时。2025年公司新能源及储能分部利润总额5.14亿元，同比减少36.39%。
　　2026Q1公司风电受华北、西南地区限电影响区域发电量出现阶段性回落，公司风电发电量同比-10.87%；受装机规模同比扩大影响，2026Q1公司光伏发电量同比增长34.25%，叠加电价影响2026Q1新能源业务毛利下降对公司扣非归母净利润造成拖累。
　　能源物流与燃气业务体现综合能源平台优势，关注重点项目落地节奏。公司煤炭销售持续放量，2025年公司实现煤炭销售量5202万吨，同比增长20.9%；2026Q1煤炭销售量1237万吨，同比增加15.82%，一季度公司抓住煤价上行窗口期，煤炭销售量、营业收入、利润总额均实现增长。2025年公司新增摩科瑞五年期LNG长协资源，年供应量40万吨。根据公告，珠江电厂3号、4号机组延续运行手续已获省发改委审批通过，并经南方能源监管局批准取得新电力业务许可证；增城旺隆气电替代工程项目计划2026年上半年实现首台460MW机组并网发电。公司2025年全年新增新型储能规模超1GWh，佛山高明、河北邯郸大名等项目并网推进，并参与竞拍云南富民、禄丰抽水蓄能项目股权，新型业务有望贡献业绩增量。
　　盈利预测与评级：我们预计公司2026-2028年归母净利润分别为18.50/19.22/21.16亿元，当前股价对应的PE分别为15/15/13倍。维持“买入”评级。
　　风险提示：电价下行风险；煤价上涨风险；天然气价格上涨风险；新能源项目建设不及预期

Guangzhou Development Group's 2025 revenue was RMB50,883mn (+5.3% YoY), attributable net profit (NP) was RMB2,319mn (+34% YoY), and recurring NP was RMB1,054mn (-35% YoY). The attributable NP was largely in line with our forecast of RMB2,406mn, with YoY growth mainly driven by the recognition of land bank handover gains (RMB1,789mn). The YoY decline in recurring NP was mainly caused by falling new energy power tariffs and coal prices. For 4Q25, revenue was RMB12,918mn (+4.9% YoY, -12% QoQ) and attributable NP was RMB161mn (+11% YoY, -69% QoQ). As Guangdong has implemented capacity-based tariffs, natural gas and coal value chains continued to deliver a business synergy. For 2025, the company plans to distribute a DPS of RMB0.35, with total dividend payouts of RMB1,227mn implying a payout ratio of 52.9%. The current dividend yield is c. 4.9%. Maintain BUY.
Power & NE: installation/policy served as two drivers
The thermal power generation segment demonstrated resilience. For 2025, annual power output fell by 7.9% YoY to 15.7bn kWh on relatively loose power S/D dynamics in Guangdong and the shutdown of the Pearl River Power Plant's coal power units (shifting to eco-friendly alternatives). Volume-based and capacity-based thermal power tariffs supported the recovery of fixed costs. The capacity-based tariff collection rate exceeded 97% in 2025. Starting from 2026, the capacity-based tariffs for coal-fired power in Guangdong province will be raised to RMB165/kW, and the capacity-based tariffs for gas-fired power will be maintained at RMB165-396/kW. In our view, thermal power profitability has bottomed. For 2025, the newly-installed capacity of new energy power units was 1.35GW. Wind/PV power output was 5.9/2.8bn kWh (+19/+47% YoY). Green power trading volume was c. 1.1bn kWh (+86% YoY), and green electricity certificate trading volume exceeded 32mn (+377% YoY). For new energy assets, appreciation potential continued to expand.
ESS and emerging units: strategic pipelines to drive growth
The company accelerated its energy storage system (ESS) segment expansion. For 2025, newly-added ESS capacity exceeded 1GWh. It engaged in the bidding for stakes in the Yunan Fumin and Lufeng pumped-storage projects, signaling a key breakthrough in hydropower resource development. In addition, in the hydrogen energy chain, it promoted hydrogen fuel cell vehicles and is on track to build hydrogen refueling stations and a demo project for gas hydrogen blending. The comprehensive energy business expanded on track. The transportation hub cooling station at Guangzhou International Financial City Comprehensive Energy Project basically met the commissioning conditions. The company guides for 2026 capex of RMB9,272mn, including RMB3,954mn for new energy construction projects and RMB1,025mn for ESS projects. Lower earnings forecasts and target price Considering rising natural gas prices, falling power generation hours, and new energy GPM declines caused by market-oriented trading, we lower our 2026/2027 attributable NP forecasts by 14/12% to RMB2,022/2,061mn and project 2028 attributable NP at RMB2,329mn, implying 2026/2027/2028 BVPS of RMB7.98/ 8.22/8.53. We value the stock at 1.1x 2026E PB, at par with its peers' average on Wind consensus. Our target price is RMB8.78 (previous: RMB9.06 on 1.1x 2026E PB). The company's current dividend yield is c. 4.9%. It adopts a clear dividend policy and has distributed cash dividends for 26 consecutive years, offering sound defensive allocation value.
Risks: energy price fluctuations; project construction falling short of our expectations; policy adjustments.