粤电力有什么潜力？

粤电力有什么潜力

接下来具体说说

粤电力Ａ：引领广东电力行业的先锋，未来增长潜力无限

本文对粤电力Ａ(000539)进行了详细的分析和评价，包括公司的背景、业务、财务状况、市场前景等多个方面。通过对公司的深入了解，我们可以看到粤电力Ａ在广东电力行业中的重要地位以及其未来的巨大增长潜力。本文旨在为投资者提供有关粤电力Ａ的全面信息，帮助其做出明智的投资决策。

一、公司背景与业务概述

粤电力Ａ(000539)是广东省最大的电力供应商之一，其业务涵盖了发电、输电、配电和售电等多个环节。作为广东省的重要基础设施之一，粤电力Ａ在保障广东省的电力供应方面发挥着关键作用。此外，公司还积极拓展新能源领域，包括风能、太阳能等清洁能源的开发和利用。

二、财务状况分析

粤电力Ａ近年来在财务表现方面呈现出稳步增长的趋势。通过分析公司的财务报表，我们可以看到公司的营业收入和净利润均呈现出稳步增长的态势。这主要得益于广东省经济的快速发展以及公司自身竞争力的不断提升。此外，公司的毛利率和净利率也保持在较高水平，这表明公司在成本控制和运营效率方面具有较高的水平。

三、市场前景与竞争优势

广东省作为中国经济发展最为活跃的地区之一，其电力需求量一直处于高位。随着广东省经济的不断发展以及工业化进程的加速推进，电力需求量将会继续保持增长态势。此外，国家对于清洁能源的大力支持和鼓励也为公司的新能源业务提供了广阔的发展空间。

粤电力Ａ在电力行业中具有较高的市场份额和品牌影响力，这为其提供了较强的竞争优势。公司在发电、输电、配电等环节均拥有丰富的经验和专业的技术团队，能够为客户提供高效、可靠的电力服务。此外，公司还积极推进技术创新和产业升级，不断提升自身的核心竞争力。

四、风险因素与对策

尽管粤电力Ａ在电力行业中具有较高的市场份额和品牌影响力，但仍然存在一些潜在的风险因素。首先，电力行业的政策环境较为复杂，政策变化可能会对公司的业务产生影响。其次，新能源业务的发展受到政策扶持和技术创新等因素的影响，如果政策调整或技术创新不足，可能会对公司的新能源业务产生不利影响。针对这些风险因素，公司可以采取以下对策：

密切关注政策动态，及时调整业务策略。公司可以建立政策研究团队，加强对政策环境的监测和分析，以便及时调整业务策略，降低政策风险。

加强技术创新和产业升级。公司可以加大对新能源技术的研发和创新投入，提升自身的技术实力和市场竞争力。

多元化发展降低风险。除了传统的电力业务外，公司还可以积极拓展其他能源领域，如天然气、石油等，以降低对单一市场的依赖度。

总结：

弹性充足的沿海火电标的，粤电力A：量价齐升释放业绩潜力

（报告出品方/分析师：招商证券 宋盈盈）

一 区域电力龙头，全力推进新能源跨越式发展

1、广东最大电力企业，享受丰富集团资源

粤电力创立于1992年，是广东省电力龙头。 1992年，公司经广东省企业股份制试点联审小组、广东省经济体制改*委员会批准，由原广东省电力工业总公司、中国建设银行、广东省信托投资公司、广东省电力开发公司、广东国际信托投资公司和广东发展银行发起成立。

公司分别在1993年和1995年发行A股、B股，经过持续、快速发展，目前已成为广东省内最大的电力上市公司。

公司主要从事电力项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务。除从事大型燃煤发电厂的开发、建设和运营外，还拥有LNG发电、风力发电和水力发电等清洁能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。

截至2022年底，公司拥有可控装机容量3144万千瓦，其中控股装机量2969.62万千瓦，参股权益装机量174.78万千瓦。

控股装机中，燃煤装机2055万千瓦，占比69.2%；气电装机639.2万千瓦，占比21.52%；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源装机量275.42万千瓦，占比9.27%。此外，公司受托管理装机量885.4万千瓦。

公司股权结构稳定，实际控制人为广东省国资委。

截至2023年3月31日，公司已发行总股本为52.50亿股，其中人民币普通股44.52亿股，占已发行总股本的84.79%，境内上市的外资股7.98亿股，占已发行总股本的15.21%。

公司控股股东广东省能源集团持有公司股份数量为35.38亿股，占公司已发行总股本的67.39% 。公司的实际控制人为广东省人民政府国有资产监督管理委员会。

背靠广东省能源集团，享受丰富资源。

公司控股股东广东省能源集团是广东省内最大的综合性能源集团，目前拥有包括火电、水电、风电、光伏、综合能源服务、天然气、燃料、航运等11个业务板块，产业延伸至省外及海外。

截至2022年底，集团可控装机量超过4400万千瓦。公司作为集团旗下唯一上市平台，拥有项目开发、资产收购的优先权。

2、火电盈利有待修复，新能源业绩表现良好

公司营收快速增长，火电收入占比超过92%。 2022年，公司实现营业收入526.61亿元，同比增长18.45%。

2017-2022年，公司营收持续稳定增长，年均复合增速达到14.60%。受疫情、俄乌冲突等多种因素影响，燃料价格居高不下，2021-2022年公司亏损严重，分别实现归母净利润-31.48、-30.04亿元，同比下滑253.26%、22年下滑收窄。分收入类型来看，售电收入贡献公司主要营收，占公司总收入比重始终保持在98%左右。其中，火电收入占总营收的比重超过92%。

2021-2022年，公司燃煤发电收入分别为352.84、406.25亿元，占售电收入比重分别达到81.53%、78.29%；燃气发电收入分别为63.73、81.10亿元，占售电收入比重分别达到14.73%、15.63%。

2023年以来，我国经济回升向好，公司上半年完成发电量565.51亿千瓦时，同比+15.20%；上网电量534.81亿千瓦时，同比+15.36%，营收收益明显增长。

2023Q1，公司实现营业收入130.46亿元，同比+14.55%。受益于燃料价格大幅下降，公司盈利能力有所恢复，2023Q1实现归母净利润0.88亿元，同比+119.71%。

据公司业绩预告，2023Q2预计实现归母净利润7.1-8.6亿元，同比扭亏为盈，环比也实现了高增长。

2021-2022年，受燃煤、燃气价格高企影响，发电成本与上网电价严重倒挂，电厂大面积亏损，公司整体盈利能力有所下滑。

2017-2020年，公司毛利率和净利率均稳中有升，毛利率从12.58%上升至20.67%，净利率从4.27%上升至9.30%。然而，2021年起燃料价格高企，公司标煤单价同比提高66.0%，达到1181.75元/吨；天然气平均单价同比上涨40.9%，达到1.79元/立方米。

由于火电业务占公司收入比重较大，且成本传导机制不畅，公司2021年毛利率和净利率分别下滑至-5.99%和-10.13%。

2022年，标煤单价和天然气平均单价进一步上涨至1335.77元/吨和1.9元/立方米，但随着煤炭保供政策不断出台，长协煤履约率进一步提升，叠加电价进一步上浮，公司盈利状况有所修复，毛利率和净利率分别回升至-0.36%和-8.57%。2023Q1标煤单价回落至1253.53元/吨，公司毛利率和净利率进一步回升至7.58%和0.65%。

分电源来看，公司火电盈利有待修复，新能源盈利状况良好。

2022年，公司煤电业务实现归母净利润-39.51亿元；气电业务实现归母净利润1.86亿元；水电业务实现归母净利润-0.27亿元；新能源业务实现归母净利润3.26亿元。受益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，公司新能源业务盈利状况良好。

负债规模持续扩大，“十四五”期间仍有较大资本开支需求。

受盈利下滑影响，公司经营性现金流自2020年以来呈现下降趋势，截至2022年已下降至14.80亿元。近年来，为支撑新项目投资，公司负债规模持续扩大，截至2022年末已达到1027.82亿元。资产负债率由2017年的58%上升至2022年的78%。

根据公司规划，“十四五”期间拟新增煤电装机800万千瓦，气电1000万千瓦，新能源1400万千瓦，其中陆上风电约160万千瓦，海上风电约280万千瓦，光伏约960万千瓦。截至2022年底，公司在建煤电200万千瓦，拟开工建设的煤电600万千瓦；在建气电545.6万千瓦，在建新能源320.91万千瓦。

假设煤电、气电单位装机成本均为4000元/千瓦，陆风、海风、光伏的单位装机成本分别为6500、12000、4000元/千瓦，按20%的资本金计算，仅考虑未开工建设的项目，公司仍有超过200亿元的资本金需求。

3、推进“1+2+3+X”战略，加速清洁能源转型

公司不断推进“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源。

2022年10月，公司发布《“十四五”发展规划纲要》，指出要聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、走向全国，实施“1+2+3+X”战略，建设国内一流、具有国际竞争力的绿色低碳电力能源上市公司。

近年来，公司新能源装机量快速提升，2022年可再生能源装机占比接近10%。

截至2022年底，公司控股装机2969.62万千瓦，参股权益装机174.78万千瓦。其中，燃煤控股装机2055万千瓦，燃气控股装机639.2万千瓦，风电、水电、光伏、生物质等可再生能源控股装机量275.42万千瓦。

2017-2022年，公司可再生能源控股装机量从46万千瓦增长至275.42万千瓦，占控股装机总量比重由2.29%上升至9.27%，其中风光装机占比达8.5%，能源转型成效显著。

截至2022年底，公司在建阳江青洲一、二海上风电项目、新*瀚海光伏项目等新能源项目合计装机容量331.55万千瓦；已核准的新能源项目规模约1000万千瓦。

二 省内用电需求高增，煤硅成本下行纾困

1、广东省为我国经济强省，电力保供压力较大

广东省经济高速增长，全省用电需求攀升。

广东连续34年位居全国GDP总量靠前大省（除港澳台外），2022年GDP达12.91万亿元，同比增长1.9%，同比增量为全国第二。作为经济强省，广东省经济复苏势头强劲，带动用电高速增长。

2022年广东省用电量达7870.34亿千瓦时，占全社会用电量9.11%，位列靠前。

2023年以来广东各月用电量均同比正增长，5月份用电量达740亿千瓦时，占全国10.25%，同比增速达14.52%，接近全国用电量增速的两倍。

夏季高温持续，电力供需矛盾突出。

2021年以来，夏季高温天气下电量负荷双增长，电力供应紧张，广东省多次出台限电相关政策通知，引导居民错峰有序用电。

2022年广东省发受电量合计7616亿千瓦时，同比减少1.0%，电力缺口达254.34亿千瓦时，用电负荷再创新高。

中山市与深圳市于夏季前先后发布有序用电方案。广东省发改委表示，核准煤电是“贯彻落实国家和省关于稳住经济大盘和能源电力保供的决策部署，发挥电力重大项目稳增长、促投资、保供电作用”。

为保障能源安全，2022年广东省加大核准力度，全年陆续核准、开工10个煤电项目，合计装机量达到1818万千瓦。2023年6月，中电联预测，今年夏季全国可能有2000万-3000万千瓦的电力缺口，广东可能会面临一定保供压力。电力供需紧张的背景下，煤电核准力度有望进一步加大。

2、外受电量增长乏力，亟需省内电源增量

广东省外受电量占比较高，供需平衡受云南供电影响大。

2022年广东省发受电量结构中，外受电量为1772亿千瓦时，占比23.3%，供应侧超2成依赖电力外受。其中，云南省输送电量1221亿千瓦时，在外受电量中占比68.92%，占发受电量整体16.03%。

广东省作为南方电网体系中最大的送电方，其电力保供情况受云南省送电的影响程度高。

云南省外送水电稳定性差，后续增量有限或将引发缺电危机。

云南省外送电量主要取决于水电发电情况。而水电发电稳定性差，季节性特征明显，每年6-10月的丰水期与1-4月的枯水期的发电量相差较大。

云南省应急管理厅发布的《2023年全省靠前季度自然灾害情况》显示，2023年以来，云南平均降雨量较常年同期偏少六成。受来水偏枯影响，云南水电出力疲软，2023年前5个月水电发电量同比增速均为负。其中，4月与5月水电发电量分别为121.0、164.4亿千瓦时，分别同比减少41.9%、43.1%。此外，云南省水利开发已接近尾声，后续增量有限，重度依赖云南输送电力的广东省或将面临缺电危机。

电力保供压力下，广东省省内电源工程建设力度加大。

根据《广东省能源发展“十四五”规划》，广东省计划“十四五”期间新增80GW以上装机容量，新增海风装机容量约17GW，陆风约3GW，光伏约20GW，天然气约36GW。

此外，广东省提出要发挥煤电托底保障作用，2022年新增核准煤电项目超过16GW，省内电力建设有望快速发展。

3、省内电价明显上浮，煤硅成本下行周期已至

广东省电价持续上行，省内发电企业业绩收入有所支撑。2021年10月11日，国家发改委发布1439号文，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不超过20%。

2022年，受煤价高企影响，多省年度长协成交价格达到20%顶格上浮。

广东双边协商交易电价为497.04厘/千瓦时，较燃煤基准价463厘/千瓦时上浮7.34%，是为数不多没有顶格上浮的省份。

2023年广东双边协商交易电价为553.88厘/千瓦时，较燃煤基准价上浮19.63%，较2022年上浮11.4%，上行的电价有望为省内发电企业全年业绩收入提供支撑，广东的火电企业相较其他省份有更大的利润弹性空间。

广东电力市场化进程加速，燃煤价格传导机制进一步顺畅。

广东省能源局、南方能监局于2022年11月14日联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，从市场主体准入标准、新能源参与、能源价格传导机制等方面推动电力市场化进程加速。

2023年广东省电力市场交易方案的主要变化包括：

1）年度交易规模上限3000亿千瓦时，较2022年下降150亿千瓦时；

2）可按“固定价格+联动价格+浮动费用”模式签订零售合同，浮动费用上限2分/千瓦时；

3）新能源机组参与到现货交易；

4）储能等新兴市场主体试点将参与电能量市场交易；

5）建立核电中长期收益回收机制；

6）支持省外电源与广东省用户侧主体开展“点对点”交易等。

煤价持续回落，煤炭库存维持高位，火电企业迎来盈利反转。

随着俄乌冲突局势的逐渐平稳，俄罗斯、印尼等国的煤炭出口逐渐恢复，欧洲在冬季过后动力煤需求下降等多方面因素影响，国际煤价呈现高点回落态势。

截至2023年7月7日，广州港印尼烟煤（Q4200）市场价格为636元/吨，较2022年9月29日的高点955元/吨下跌33.4%。

截至6月30日，纽卡斯尔动力煤离岸价为137.9美元/吨，较2022年9月9日的*高点452.80美元/吨下滑69.5%。

截至2023年7月7日，秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港及国投港区煤炭库存分别为540、505、192万吨，较往年同期均略有上升。受益于煤价下行，各火电企业在2023Q1迎来盈利反转。

长协煤合同基准价下降，履约监管严格度上升，火电企业成本压力得以缓解。

2022年10月31日国家发改委出台《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，主要在基准价格和监管要求上较2022年有所变化。

2023年长协合同下水煤（5500大卡）合同基准价为675元/吨，较2022年下降了25元/吨，对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑。

另一方面，2023年电煤中长期合同签订通知相较于2022年明确了要按月度分解量足额约、不得以未配置铁路运力为由拒绝履约、不得以停产减产为由拒绝履约的规定，全年履约率从90%的要求提升为100%，且违约惩戒力度更大，为火电企业做好成本控制和保供工作。

硅料产能释放在即，成本进入下行通道，光伏装机有望快速增长。

2022年硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压，装机量增速趋缓。2022年12月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。

截至2023年7月5日，多晶硅（致密料）价格为64元/千克，较2022年高点295元/千克下降78.3%，单面单晶PERC组件（182mm）价格为1.4元/瓦，较2022年高点1.97元/瓦下降28.9%。

硅业分会表示，2023年国内多晶硅产量保守估计有146万吨，加上进口多晶硅可达156万吨，这些硅料已经足够600GW光伏装机，已远超2023年的全球光伏装机量需求。过剩的产能有望推动硅料和组件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。

据CPIA预测，2023-2030年我国光伏新增装机规模将持续提升。

2022年，国内光伏新增装机87.41GW，同比增加59.3%，其中，分布式光伏装机51.11GW，占全部新增光伏发电装机的58.5%。

2022年户用装机达25.25GW，占2022年我国新增光伏装机的28.9%。随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。

此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分布式项目仍将保持一定的市场份额，整体来看，光伏装机有望开启高斜率增长。

三 报告逻辑：火电业绩反转，新能源加速放量

容量大参数高，公司发电机组优势明显。 公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。

截至2022年底，公司控股的百万千瓦级煤电机组装机占比约为29.2%，60万千瓦级机组占比约为49.1%，30万千瓦级机组占比仅为21.8%。

2022年公司火电发电量为1086.73亿千瓦时，占广东省火电发电量24.47%，同比增长0.86%。

积极开展节能降碳改造，推动煤炭高质量发展。

煤电机组通过灵活性改造和节能减排改造，逐步向清洁低碳化转型，进一步提升调节能力，可以更好地支撑“双碳”战略和电力系统稳定运行。

公司积极开展节能降碳改造，制定节能提效行动计划，公司重点针对15台60万千瓦等级及以上机组进行汽轮机通流改造，努力降低煤电机组供电煤耗。

截至2022年底，公司已完成1台汽轮机通流改造，4台已进入设备制造阶段，拟于2023年下半年实施改造，其他10台机组将在2025年底完成，完成改造后每台机组预计节煤8至10克/千瓦时。

紧跟能源规划，公司有序开展火电项目建设。截至2023年2月，公司在建煤电规模800万千瓦，预计于2024-2025年陆续建设投产；在建气电规模约545.6万千瓦。公司根据区域能源发展规划，正积极有序开展火电项目的投资建设。

2022年，公司大埔电厂二期、博贺电厂3、4号机组、惠来电厂5、6号机组、汕尾电厂5、6号机组获得核准，合计装机容量800万千瓦，预计于2024年至2025年陆续投产。

火电装机规模扩大将带动发电量持续增长，同时，清洁高效的气电机组有利于增强以新能源为主体的新型电力系统的电网调峰能力和安全可靠性，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

2、成本回落+电价上浮，业绩弹性即将释放

公司进口煤占比较高，在今年进口煤价率先下行的背景下，盈利修复确定性高。截至2023年4月末，公司火电厂进口煤占比约5成，火电业绩受到进口煤价影响较大。

2022年初，受俄乌冲突、印尼煤炭出口禁令等影响，进口煤价高企，华能国际、上海电力、粤电力、浙能电力、宝新能源等沿海电厂亏损相较华电国际、内蒙华电、皖能电力等内陆电厂更为严重。

2023年以来，随着澳煤解禁，俄罗斯、印尼煤炭出口增加，进口煤价大幅回落。根据印尼国家统计局数据，2023年1-5月，印尼煤炭出口量累计为2.12亿吨，比上年同期增长26.7%。其中，5月煤炭出口量为4340.78万吨，同比增长11.5%。

截至2023年6月30日，纽卡斯尔动力煤离岸价已下降至137.9美元/吨，较2022年9月9日的*高点452.80美元/吨下滑69.5%。受益于进口煤价大幅回落，沿海电厂盈利修复明显。

2023Q1，华能国际、上海电力、粤电力、浙能电力、宝新能源分别实现归母净利润22.50、3.35、0.88、10.10、0.26亿元，同比增长335.30%、230.64%、119.66%、61.19%、585.5%，整体业绩修复情况好于内陆电厂。

预计后续随着煤炭进口形势持续转好，进口煤价有望进一步回落，公司盈利修复确定性高。

保供压力下，广东省火电容量补偿仍有政策空间，公司售电均价有望继续上浮，将充分释放业绩弹性。

根据广东电力交易中心于 2022年12月公布的交易结果，全省 2023 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提高，其中双边协商成交均价 553.88 元/兆瓦时，同比上年提高 56.84元/兆瓦时，较当地燃煤基准价463元/兆瓦时的幅度为19.6%。

公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。

2022年公司含税售电均价为545.55元/兆瓦时，同比增长16.8%。在2023年广东*长协电价显著上涨的背景下，公司售电均价同比有望上浮，盈利将进一步得到修复。

根据公司公告，2020-2022年，公司标煤单价分别为711.83、1181.75、1335.77元/吨，煤电单位毛利润分别为0.06、-0.05、-0.03元/千瓦时。

今年以来煤价大幅回落，2023Q1公司标煤单价已回落至1253.53元/吨，预计全年标煤单价将进一步下降，叠加售电均价上浮的预期，业绩弹性有望充分释放。

3、立足广东布局全国，新能源迎来加速发展期

资源丰富，省补接续国补，广东省大力推动海风项目发展。

广东省拥有我国最长的大陆海岸线，年平均风速约为6-7秒，近海资源丰富。同时，台*海峡受地理位置影响，形成狭管效应，叠加夏季台风与低压活动，为广东省带来了丰富的海风资源。

风能资源数值模拟结果表明，台*海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，风能资源等级在 6 级以上；广东省、广西、海南近海海域的风能资源等级在 4-6 级之间。

凭借优越的地理优势与丰富的海风资源，广东省近年来推出一系列政策，积极促进省内海上风电发展。

2021年6月，广东省人民政府发布《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，提出力争到2025年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到1800万千瓦，在全国率先实现平价上网。

自2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行燃煤发电基准价。

2022-2024年，全容量并网项目每千瓦分别补贴1500、1000、500元。

顺应政策红利，公司加快布局海上风电项目。

公司作为广东省属最大电力上市公司，具有坚实的业务实力和较强的竞争优势，在政策支持下积极布局海上风电。

“十四五”期间，公司计划新增海上风电装机约280万千瓦，目前在建的阳江青洲一、青洲二海上风电项目合计100万千瓦，分别计划于2023年、2024年建成投产。

立足广东布局全国，公司与中西部地区积极合作新能源业务，新能源业务将打开第二成长空间。公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。

近年来，公司产业帮扶项目逐步开工建设，先后与新*省图木舒克市、青海省黄南藏族自治州、贵州省毕节市大方县签署战略合作协议，利用当地丰富的光伏资源开发建设，积极扩张，立足广东、布局全国，以积极应对我国碳达峰、碳中和“30·60”目标，大力推动公司能源清洁低碳化转型，拓展电力服务区域。未来随着新能源业务的投产，公司的装机规模和发电规模也将进一步提升，打开第二成长空间。

四 盈利预测

公司是广东省电力龙头，近年来积极推进“1+2+3+X”战略，加速能源转型。

截至2023年4月底，公司火电厂沿海进口煤占比约五成，受进口煤价影响较大，能够更充分地享受到进口煤价率先大幅下降带来的业绩增长。

保供压力下，广东省2023年电价有所上浮，同时火电容量补偿仍有政策空间，将进一步助力公司盈利修复。此外，广东省海风资源丰富，省补接力国补，将支持公司海风装机快速增长。

我们预计公司2023-2025年营业收入分别为589.35/650.51/746.31亿元，同比增长11.9%/10.4%/14.7%；归母净利润分别为23.25/32.22/39.33亿元，同比增长177.4%/38.5%/22.1%。

关键假设和预期如下：

1) 燃煤发电业务

控股装机量： 截至2022年底，公司控股燃煤装机2055万千瓦。根据公司公告，沙角A电厂4、5号机（2×33万千瓦）预计于2023年底前逐步关停。此外，目前公司在建煤电800万千瓦，预计于2024年至2025年陆续投产。因此，我们假设2023-2025年，公司控股燃煤装机量分别为1989、2089、2789万千瓦。

利用小时数： 随着新能源占比提高，假设自2024年起公司燃煤机组利用小时数逐渐减少。

标煤单价： 2022年公司标煤单价超过1300元/吨，导致煤电业务亏损较多。2023年国产及进口煤价大幅回落，假设公司2023年标煤单价降至1200元/吨，2024、2025年进一步下降至1190、1130元/吨。

上网电价： 2023年广东省电力交易均价相较2022年上涨11.4%，预计将带来公司2023年上网电价上涨。随着煤价逐渐企稳，以及火电企业成本疏导机制不断完善，预计上网电价在2024年维持稳定，2025年小幅下滑。

2）燃气发电业务

控股装机量： 截至2022年底，公司控股燃气装机639.20万千瓦。根据公司公告，十四五期间将新增气电装机1000万千瓦。因此，我们假设2023-2025年，公司控股燃气装机量分别为989.20、1339.20、1439.20万千瓦。

利用小时数： 随着新能源占比提高，假设自2024年起公司燃气机组利用小时数逐渐减少。

3）风力及光伏发电业务

控股装机量： 截至2022年底，公司控股风电装机234.50万千瓦，光伏17.64万千瓦。根据公司公告，十四五期间将新增陆风160万千瓦，海风280万千瓦，光伏960万千瓦。青州一、二期海风项目预计于2023、2024年陆续投产。

因此，我们假设2023-2025年，公司将新增风电装机40/100/80万千瓦，新增光伏装机250/350/300万千瓦。

五 风险提示

1、燃料成本高于预期的风险： 国内煤炭在保供稳价政策推动下产能持续释放，但是季节性、区域性供求紧张关系仍然存在，煤炭价格依旧维持相对高位。

同时由于国际能源市场地缘博弈加剧，全球煤炭、天然气供应预期不明朗，海外燃料价格未来走势不确定性加大。

燃料成本占公司主营业务成本的比重较大，燃料价格波动对公司经营业绩有显著影响，若燃料价格持续居高不下，公司经营效益将持续严重承压。

2、气电盈利能力下滑的风险： 当前公司有234万千瓦气电机组执行“照付不议”合同气价，超过400万千瓦气电机组实行市场化采购。若天然气价居高不下，公司市场化气电业务盈利将持续承压。

3、宏观经济周期性波动的风险： 公司所处的电力行业与国民经济的景气程度有较强的相关性。近年来全球和国内宏观经济波动明显，国内经济环境主要面临着制造业产能过剩，房地产泡沫化、消费需求增长动力偏弱、出口竞争力下降以及地方政府债务负担加重等风险。

受此影响，电力等能源需求增速放缓，公司未来的生产经营和盈利能力可能受到经济周期性波动影响。

4、电价波动风险： 根据2003年7月《*务*办公厅关于印发电价改*方案的通知》和2005年3月国家发改委发布的《上网电价管理暂行办法》，电价改*的长期目标是在进一步改*电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；

发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；同时，建立规范、透明的电价管理制度。由于目前上网电价受政府严格监管，若电力企业发电成本的上升不能及时得到疏导，将导致公司未来电价水平存在不确定性，对公司经营业绩产生不利影响。

5、新能源装机不及预期的风险： 公司风电和光伏项目主要集中在广东省内，地理分布相对集中，若广东省的气候条件、行业政策、补贴政策等发生不利变化，将对公司风电项目经营和盈利产生不利影响。

此外，若风机和硅料价格降幅不及预期，可能会降低公司建设新能源项目的积极性，从而对新能源项目建设进度造成不利影响。

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以上就是粤电力有什么潜力？的详细内容，希望通过阅读小编的文章之后能够有所收获！