粤电力A发布2023年年度报告。2023年公司实现营业收入597.08亿元，同比增长13.38%，归母净利润9.75亿元，同比扭亏，扣非净利润10.94亿元，同比扭亏，基本每股收益0.19元。按照每普通股人民币0.2元向股东派股息。
　　2023年燃料成本回落，量价齐升，盈利能力持续提升。2023年，公司国内发电量达1205.54亿千瓦时，同比增长5.69%，平均上网电价为583.4元/兆瓦时，同比增长6.94%。23年公司售电量达1140.02亿千瓦时，同比增长5.87%。2023年公司火电/风电/水电/生物质/光伏发电量分别为1141.50/49.07/4.11/7.08/3.85亿千瓦时。境内燃料成本同比下降29.86亿元，降幅6.90%，公司盈利能力进一步提升。
　　新能源持续扩张，利润稳健增长。2023年，公司新能源业务实现归母净利润3.51亿元，同比增长7.67%，水电、风电、光伏等上网电量55.01亿千瓦时，同比增长7.53%。公司共计拥有风电、光伏等新能源装机约494.40万千瓦，其中海上风电约160.16万千瓦、陆上风电约119.34万千瓦、光伏发电约214.90万千瓦。2023年风电/光伏新增装机45/197.26万千瓦。除此之外，在建阳江青洲二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量207.53万千瓦；完成决策拟建及签订收购协议的项目233.5万千瓦；公司已核准备案及已取得指标的新能源项目规模约620.4万千瓦。
　　资产减值计提较多，盈利具备提升空间。2023年公司售电收入588.61亿元，同比增长13.43%。但公司四季度利润总额为-7.56亿元，主要系四季度计提13亿元资产减值损失，包括全资子公司临沧公司和生物质公司由于经营亏损带来的发电资产减值损失。2023年全年计提固定资产减值和信用减值达17亿元，对业绩造成较大影响。考虑到公司装机容量扩张，叠加煤价持续下跌，减值风险释放，即使考虑2024年长协电价下降压力，公司盈利修复仍具弹性空间。
　　投资建议：预计公司2024-2026年营业收入分别为587/653/717亿元，同比增长-1.8%/11.4%/9.8%；归母净利分别19.45/29.81/36.17亿元，对应2024-2026年EPS分别为0.37/0.57/0.69元，对应2024-2026年PE分别为14.0/9.1/7.5，公司仍具有资源优势和盈利修复弹性，维持“买入”评级。
　　风险提示：电源装机速度不及预期；电价降价风险；上游原料涨价。

　　事件：公司发布2023年年度业绩预告。2023年预计全年归母净利润盈利8亿元至12亿元，同比扭亏为盈。公司各主要电源类型上网电量均实现同比增长，营业收入大幅提高，电量与装机齐升，绿色转型初见成效。煤炭市场价格回落，煤电业务边际收益改善。
　　全年电量与装机齐升，成本改善盈利能力持续提升。电量方面，公司2023年累计发电量1205.53千瓦时，同比增加5.7%；上网电量1139.98亿千瓦时，同比增加5.88%。其中煤电/气电/风电/水电/生物质/光伏发电量分别为956.39/185.11/49.03/4.11/7.08/3.82亿千瓦时，较2022年同比变化幅度分别为+2.15%/+23.09%/+14.05%/+9.31%/-0.14%（光伏上期为0.03亿千瓦时）。Q4单季，由于电力供需季节性变化以及新能源新建提速，煤电/水电电量环比下降，风光发电电量环比增加。装机量方面，公司2023年新增总装机243万千瓦。通过自建及收购新增装机容量309万千瓦，其中气电66.7万千瓦、风电45万千瓦、光伏发电197.3万千瓦，关停煤机66万千瓦。成本方面，2023年市场煤价较上年价格中枢明显回落，成本持续改善，公司盈利能力明显提升。
　　广东电价风险释放，业绩承压静待花开。广东2024年电力年度交易均价465.62厘/千瓦时，相比2023年成交均价553.86厘/千瓦时下降15.93%，在考虑额外增加煤电容量电价的基础上，综合电价水平仍然较2023年明显回落，但我们预计电价风险已充分释放。而成本端，当前北港5500k动煤市场价格小于920元/吨，较上年同期明显回落，预计动煤价格承压，公司成本改善仍具备较大弹性空间。在市场对风险充分反应后，静待公司反转空间。
　　投资建议。由于广东省2024年电力年度交易均价不及预期，较上年电价下降15.93%，直接影响公司业绩，故修改业绩预期。预计公司2023-2025年营业收入分别为595/599/674亿元，同比增长13.1%/0.6%/12.5%；归母净利分别12.55/18.88/30.19亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.24/0.36/0.58元，对应2023-2025年PE分别为21.5/14.3/8.9，公司仍具有资源优势和盈利修复弹性，维持“买入”评级。
　　风险提示：电源装机速度不及预期；电价降价风险；上游原料涨价。

　　事件：公司发布2023年三季度业绩报告。2023年前三季度，公司实现营业收入451.75亿元，同比增长14.41%；实现归母净利润17.27亿元，同比增长201.15%；扣非归母净利润17.11亿元，同比增长198.49%，基本每股收益0.3289元。单季来看，公司2023Q3实现营收168.34亿，同比下降0.24%；实现归母净利润8.7亿元，同比增长359.4%，扣非归母净利润8.6亿，同比增长352.27%。
　　前三季度量价齐升，火电成本大幅下降，盈利持续修复。电量方面，公司前三季度累计发电量914.52亿千瓦时，同比增加6.47%；上网电量864.56亿千瓦时，同比增加6.68%。其中煤电/气电/风电/水电/生物质/光伏发电量分别为724.02/146.74/33.87/2.97/5.18/1.74亿千瓦时，都实现同比增长，幅度分别为2.47%/28.30%/13.59%/1.02%/1.33%（光伏上期为0）。Q3单季，由于去年同期基数偏高以及今年来水转好水力出力挤压，煤电发电量同比下降11.19%，但依然环比增长。电价方面，受益于广东2023年长协电价顶格上涨，公司前三季度平均上网电价为583.19元/兆瓦时（含税），同比增加40.25元/兆瓦时。燃料成本方面，公司煤炭采购结构中以市场煤为主，长协煤占比较小，因此受煤价下行影响弹性较大。公司前三季度发电燃料成本304.21亿元，同比下降15.51亿元，降幅达4.85%，公司毛利率同比上升14.75%。
　　现金流大幅改善，新能源成长空间广阔。得益于火电板块盈利修复，公司现金流大幅改善。截至2022年末，公司拥有风电、光伏等新能源装机2.52GW，其中海上风电1.2GW、陆上风电1.15GW、光伏发电0.18GW。公司“十四五”期间新能源装机规划新增1400万千瓦，有较大增长空间。即将进入“十四五”后期，我们预期2024-2025年公司新能源装机并网提速，火电盈利修复带来的现金流改善也将为装机快速增长提供重要支撑。
　　投资建议。公司为广东省龙头电力运营商，火电装机规模大市场煤比例高，同时积极寻求清洁能源转型，受市场煤价中枢回落及长协覆盖比例进一步提升影响，叠加电力体制改革深入利好释放，具有盈利修复较高弹性和高增长空间。预计公司2023-2025年营业收入分别为601/642/712亿元，同比增长14%，7%和11%；归母净利分别25.28亿元、35.02亿元和44.21亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.48/0.67/0.84元，对应2023-2025年PE分别为11.3/8.1/6.4，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性，维持“买入”评级。
　　风险提示：电源装机速度不及预期；电价降价风险；上游原料涨价。

　　投资要点：
　　事件：1）公司发布2023年三季报，前三季度实现营收451.75亿元，调整后同比增长14.41%；实现归母净利润17.27亿元，去年同期调整后亏损17.07亿元；扣非后归母净利润17.11亿元，去年同期调整后亏损17.37亿元；单三季度实现归母净利润8.7亿元，去年同期调整后亏损3.36亿元。三季度业绩处于业绩预告区间。2）公司发布计提减值准备公告，前三季度累计计提资产减值准备3.84亿元，影响归母净利润2.51亿元；其中单三季度资产减值损失3.78亿元。
　　煤价下滑火电大幅扭亏为盈，三季度业绩受风况与资产减值拖累。根据公告，公司前三季度实现发电量915亿千瓦时，同比增加6.47%，其中煤电完成724亿千瓦时，同比增加2.47%；气电完成147亿千瓦时，同比增加28.3%；风电完成34亿千瓦时，同比增加13.59%。单季度看，公司单一、单二、单三季度分别实现归母净利润0.88、7.68、8.7亿元，单三季度业绩同比环比增长，预计主要为火电板块持续改善；单三季度业绩环比小幅增长或主要受三季度风况不佳以及资产减值拖累。我们强调，公司煤电机组位于广东境内，长协煤占比相对较低，入炉煤价对市场煤价较为敏感，今年6-8月秦皇岛港动力末煤（5500大卡）平仓价均价825元/吨，同比、环比分别下滑376、200元/吨。新能源业务方面，广东省单三季度风况或欠佳，根据大唐新能源电量数据，大唐新能源在广东省风电发电量单三季度同比下滑26%。同时受折旧、检修以及会计准则等影响，公司单三季度新能源业绩或环比、同比双向下滑。值得注意的是，公司首次在三季度计提减值，过往均为四季度计提资产减值准备，结合公告数据，我们预计公司单三季度减值损失影响归母净利润约2.5亿元。
　　广东省能源保供核心企业，资产负债表亟需优化，期待电改逐步落地。2023年9月底，公司资产负债率达到80.05%，较6月底增加0.37个百分点，公司近年资产负债率持续攀升。考虑到公司作为广东省最大的电力企业，对于广东省能源保供至关重要。根据公告，2022年公司核准/备案火电机组852万千瓦，在建火电745.6万千瓦，今年前三季度无新增火电机组投产。公司于2023年10月30日发布董事会决议公告，拟在新疆兵团第三师建设350MW光储一体化项目，总投资17.07亿元，资本金20%。公司积极落实“十四五”新能源大发展战略部署，立足广东、走向全国，积极开拓西北新能源资源丰富地区市场。公司计划“十四五”期间新增新能源装机1400万千瓦，2021年至今，公司合计新增新能源装机245万千瓦；截至目前，公司在建新能源装机容量超400万千瓦，今年上半年取得备案及核准的新能源项目约1180万千瓦。我们认为，公司高规格电源项目建设仍需要巨额资金，考虑到公司较高的资产负债率，以及其在广东省凸出的能源保供地位，以现货市场为核心、容量电价为辅的电力体制改革或将出台。另一方面，当前组件价格已经处于历史低位，期待新能源机制理顺后公司新能源加速落地。
　　盈利预测与评级：综合公司前三季度经营情况，我们维持公司2023-2025年归母净利润预测分别为23.21、26.38、31.79亿元，当前股价对应PE分别为12、11、9倍，继续维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价维持高位，电价下滑风险，新能源项目开展不及预期。

　　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。
　　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。

　　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。