2022年粤电力A研究报告

1、2022年粤电力A研究报告雄踞南粤，地方豪强背靠省级能源集团，定位广东能源主力军。广东电力发展股份有限公司（简称：粤电力） 于 1992 年 9 月 8 日经广东省人民政府粤府函199220 号文及广东省企业股份制试点联 审小组、广东省经济体制改革委员会粤股审199254 号文批准，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。公司在 1993 年、1995 年分别发行 A 股、B 股，现今为 一家同时拥有 A、B 股，总股本为 5,250,283,986 股的大型电力上市公司。公司经过持续快速发展，已成为目前广

2、东省内最大的电力上市公司，按照 2021 年底的 装机计算，公司控股装机占广东省发电装机的比重约为 17.88%。公司控股股东为广东 省能源集团有限公司，是广东能源集团唯一上市公司和主力军，实控人为广东省国资委。煤气装机为主，系历史利润贡献主体截至 2021 年底，公司控股装机 2822.92 万千瓦，其中煤电 2055 万千瓦、气电 547.2 万千瓦、风电水电与生物质等可再生能源 220.72 万千瓦。虽然近年公司风电装机持续 增长，但煤电和气电依然是公司装机的主体，按 2021 年末的数据估算，煤电和气电分 别占到公司控股装机的 72.80%和 19.38%，合计达到 92.18%。虽然

3、公司历史盈利受到电力供需、煤炭价格、电价变化等因素有所波动，但煤电、气电 为主的装机结构，使得公司绝大部分利润由主力煤电和气电机组贡献。公司主要 5 家控 股子公司，以不足六成的装机份额贡献了公司净利润的主体。从盈利能力来看，这5家主要电厂的净利率和ROA水平多数时间均高于公司整体水平， 且公司唯二的两个气电厂净利率和 ROA 又处于其中的前列，反映出气电相对高且稳定 的盈利能力。量增难抵成本压力，2021 年业绩无奈承压受益于用电需求的恢复和发电装机的增长，2021 全年公司累计完成发电量 1198.69 亿 千瓦时，同比增加 62.53%。随着发电量大幅增加，公司营收同步回升，2021 年

4、前三季 度公司实现营业收入 288.65 亿元，同比大幅增加 38.42%，预计全年亦可维持较高的同 比增速水平。虽然公司电量和收入的同比增幅较大，但是受到煤价持续上涨的影响，公司发电燃料成 本同比大幅提升，导致旗下电厂大面积持续亏损。根据公司此前发布的业绩预告，2021 年公司预计全年归属于上市公司股东净利润亏损 29-35 亿元，结束了多年连续盈利的傲 人记录。站在当前来看，即使是在电力行业亏损面持续扩大的“十三五”末期，公司依然能够保持一定的盈利规模，2021 年的巨额亏损足以印证去年全行业夸张的经营压力， 行业困境反转、经营拐点夯实的判断已经非常明确。“十四五”战略清晰，装机加速清洁化

5、“十四五”清洁化步伐提速，新能源装机占比跃升。2017 年末，公司控股装机容量已经 达到 1850.42 万千瓦，但其中风电光伏新能源装机容量占比仅为 1.68%，即使截至“十 三五”末公司风电光伏装机占比也仅提升到了 2.82%。但是，在“双碳”目标的指引下， 2021 年公司新能源装机迎来显著增长，在风电机组投产和收购集团资产的带动下，公 司全年装机实现了 661.72 万千瓦的提升，2021 年末公司风电光伏装机占比跃升到 6.99%。战略规划目标一流，立足广东、面向全国。在国家能源发展战略的指引下，公司结合自 身实际编制了“十四五”规划，未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳

6、 达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略建设一流绿色低 碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展 新能源、储能、氢能、土地园区开发等。电煤机制改革落地，“电煤顶牛”迎来曙光2015 年关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159 号）印发，电力 市场化改革开始推进，从广东省电力交易的情况来看，省内交易电量占广东省用电量的 比重在“十三五”时期快速提升。“十三五”期间的电力市场化成为了政策性让利的渠道之一。2018-2019 年国家连续每 年降低一般工商业电价 10%，2020 年提出降低除高耗能行业用户外的其他企业用户用 电

7、价格 5%。虽然行政性降价最终并未形成对煤电的直接影响，但降价所需的资金相当 一部分来自于更廉价的市场电规模的扩大，即便近年市场交易折价幅度稳中有降，但快 速提升的市场电占比使得电价让利总额扩大，相当于变相降电价。2017-2018 年广东省 电力交易的平均折价幅度在 6.5 分/千瓦时左右，2019 年起电力供需关系改善，但也仍 有超过 4 分/千瓦时的折价。在煤电让利的同时，2021 年煤价大幅上扬并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒 挂，行业陷入成本倒挂发电、全线亏损的状态。根据中电联2021-2022 年度全国电力 供需形势分析预测报告介绍，2021 年因电煤价格上涨导致全国煤电企业

8、电煤采购成 本额外增加 6000 亿元左右，8 月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8-11 月部分集团的煤电板块亏损面达到 100%，全年累计亏损面达到 80%左右，2021 年底的电煤价 格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。市场电价浮动限制松绑，价格中枢应声而涨电价形成机制再完善，市场化进程迎来提速。2021 年 10 月 8 日，主持召开 国务院常务会议，提出改革完善煤电价格市场化形成机制。10 月 12 日，国家发改委正 式出台煤电上网电价市场化改革政策通知，通知从有序放开全部煤电电量上网电价、扩 大电价上下浮动范围、推动工商业用户全部进入市场以及保证居民、农业用电价格稳定 等四个方面

9、对改革内容进行了进一步明确。从广东省电力交易的实际情况来看，2019-2021 年上半年广东省月度集中竞争交易发电 侧持续让利，区间在 3-4 分/千瓦时。2021 年 6 月份开始，随着广东省用电紧缺和电煤 价格提升，交易让利开始收窄，9 月份实现了 0 让利、对标基准价上网；10 月份，市场 化交易电价上浮的限制放开，广东省月度集中竞价实现了 10%的电价上浮，随后受益于 国常会和国家发改委的新政策，11-12 月电价均实现了 101 厘/千瓦时的上浮，对应广东 省煤电基准价的上浮比例为 22%。煤炭长协完善机制落定，价格浮动护航煤电盈利根据央视网发布的信息，2021 年 12 月 3 日

10、举行的全国煤炭交易会公布了 2022 年煤炭 长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿由国家发改委制定，其中：供给一侧，明 确 2022 年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在 30 万吨及以上的煤炭生产企 业原则上均被纳入签订范围；需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤 100% 签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，动力煤长协将每月一调，5500 大卡动力煤调整区间在 550-850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨。2022 年 2 月 24 日，国家发改委官网正式发布了进一步完善煤炭市场价格形成机制的相 关通知，明确了三项重点政策措施：引导煤炭价

11、格在合理区间运行。秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格每 吨 570770 元（含税）较为合理，明确了煤炭重点调出地区（晋陕蒙三省区）出 矿环节中长期交易价格合理区间；完善煤、电价格传导机制。煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企 业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交 易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款；健全煤炭价格调控机制。提升供需调节能力，进一步增强政府可调度储煤能力，健 全成本调查和价格监测制度，煤炭价格超出合理区间时充分运用价格法等法律 法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归，加强煤、电中长期合同履约监管，及 时

12、查处价格违法违规行为。度电盈利分拆与敏感性测算在营业利润口径基础上，仅考虑收入、营业成本、营业税金和期间费用等收入和支出项， 不考虑投资收益及其他损益，我们对粤电力 A 度电盈利进行了分拆：2012 年-2020 年公司度电盈利在 1.20 分-8.18 分之间，其中 2015 年度电盈利最高达到 8.18 分/千瓦时，2018 年低至 1.20 分/千瓦时。2016 年开始公司度电盈利显著收窄，主 因系煤价上涨并持续高位运行，同时电价调整未能及时跟进且市场电量持续折价交易。此外，我们发现期间费用和维修、薪酬、折旧等构成的相对固定的度电成本和费用也存 在较为明显的波动，2014-2016 年超

13、过 0.15 元/千瓦时，但 2017-2020 年保持在 0.12- 0.13 元/千瓦时左右，造成这种变化的原因主要是电力供需环境对公司火电机组发电出 力情况的影响：2014-2016 年度电其它成本与费用较高，既有外来电能（主要是西电东 送）规模侵蚀本地发电空间的影响，也有省内机组投产抢占发电份额的影响，公司机组 出力减少，对于相对固定的成本和费用的摊薄效果便明显减弱。广东省煤电盈利展望：电价：2021 年 12 月 25 日，广东电力交易中心发布了 2022 年度双边协商交易的 结果，成交电量合计 2541.64 亿千瓦时，成交均价 497.04 厘/千瓦时，较广东省燃 煤发电基准价上

14、浮约 9.72%。以年度交易电价为上网电价假设。煤价：秦港 5500 大卡中长期交易价格控制区间为 570-770 元/吨（含税），以控制 区间的上限 770 元/吨考虑相对谨慎的情形。运费与杂费：依据海运价格，假设北方港口-广东省海运运费为 60.80 元/吨，港杂 费用 50 元/吨。度电其他成本与费用：2017 年-2020 年公司利用小时相对稳定，取这一阶段的度 电其它成本和费用的均值，约为 0.1264 元/千瓦时。据此估算，在不考虑市场化采购、仅考虑港口下水长协煤的情况下，770 元/吨的区间控 制上限和广东省年度交易电价对应广东省煤电机组 1.42 分/千瓦时的度电盈利。市场机制

15、完善迫在眉睫，广东有望再度引领全国煤电价值仍未客观体现，现货交易或拉开重估序幕。随着能源结构的转型，煤电发电空 间将受到新能源越来越多的挤压，煤电势必将从当前的“电量型电源”向未来的“电力 型电源”发展。在这一过程中，产业需要电力市场机制的进一步完善，来体现煤电所提 供的电力保障与调节性服务价值，而公司坐镇的广东省作为全国电改先锋省份，在这一 方面有望走在全国前列。在所有的电力交易品种中，电力现货交易被普遍认为可以更加真实地反映电力商品在时 间和空间上的供需关系，从而引导发用电资源响应市场价格波动。广东省为全国首批电 力现货试点地区之一，电力现货交易的推进处于全国前列，2021 年南方（以广东

16、起步） 电力现货市场开展了 5 月、11-12 月结算试运行，实现了现货市场“边运行、边完善” 的重大突破，1-2 月份现货交易持续开展。现货市场上，煤电的交易价格不受限制，能够很好地传导成本压力，同时反映电力供需 关系，给予煤电等具备保障性电力供给的电源更好的经济回报。此外，2018 年南方能监局发布了关于征求南方(以广东为起步)电力现货市场系列规则征 求意见通知，我国首个交易规则问世，其中包括广东调频辅助服务市场交易实施(征 求意见稿)。2018 年 9 月 1 日，广东省电力调频辅助服务市场正式开始试运行。随着电 力辅助服务市场的建立和完善，能够给煤电等调峰、调频等服务的主要提供对象提供

17、与 其服务价值相匹配的市场化补偿。高举清洁化大旗，海陆风光齐头并进在 2020 年年报中，公司表示未来将围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国， 实施“1+2+3+X”战略建设一流绿色低碳电力上市公司，全力推进新能源跨越式发 展。随着新能源发电的大力发展，预计来自风电光伏的增量将成为公司“十四五”期间 增长的重要动力。开局之年取得开门红，新增项目盈利兑现可期2021 年作为“十四五”的开局之年，同样也是响应、落实国家“碳达峰”、“碳中和”号 召的第一年，公司的新能源业务拓展在 2021 年迎来了开门红：2021 年，公司新能源装 机容量新增 136.52 万千瓦，达到 197.44 万千瓦

18、，新增容量超过存量规模的 2 倍。具体 来看，公司 2021 年新增项目中包括了 100.35 万千瓦带补贴的海上风电，以及合计 36.17 万千瓦的陆上风电和光伏项目。从新投产的 4 个海上风电项目造价来看，平均造价水平约为 18953 元/千瓦，2021 年投 产的海上风电仍可享受国家补贴。根据估算，在 2700-3300 小时的区间假设下项目资本 金 IRR 预计 7.50%-14.47%，首个完整运营年度的单位千瓦盈利预计 205-650 元/千瓦。“十四五”初步规划新增 14GW，绿电宏伟规划已付诸 行动绿电转型开启二次成长，风光多线发力置信度高。按照公司“十四五”规划，公司初步 计

19、划“十四五”期间新增新能源装机 1400 万千瓦，其中初步计划陆上风电 420 万千瓦、海上风电 280 万千瓦和光伏 700 万千瓦，剔除 2021 年已经完成的装机新增，在 2022- 2025 年公司仍需大概新增新能源装机 1263 万千瓦。目前，公司新能源已核准或备案项目规模约 500 万千瓦，待核准备案约 450 万千瓦，储 备项目基本足以支撑公司宏大的发展规划，同时公司作为广东省能源的主力军，承担了 省内能源建设的重要任务，因此公司“十四五”规划完成的置信度无需担忧。2022 年， 公司计划新增新能源装机规模约 170 万千瓦至约 200 万千瓦，其中风电约 80 万千瓦， 光伏约

20、 90 万千瓦。青州一二率先开工，海风平价时代已来。2021 年 11 月，公司发布关于投资建设粤电 阳江青洲一、青洲二 100 万千瓦海上风电项目的公告，由广东风电公司全资设立的广 东能源青洲海上风电有限公司作为项目投资主体，负责项目的投资、建设及运营等相关 工作，按计划青洲一和青洲二分别将于 2023 年底和 2024 年底投产。青洲一海上风电场属于省管海域近海深水区风电场。项目规划装机 40 万千瓦，拟 选 8MW 及以上抗台风机型海上风机，预计年等效满负荷小时数 3622 小时，动态 总投资 682,704 万元，资本金按照动态总投资的 20%设置为 136,541 万元，其余 资金以

21、银行贷款等融资方式解决。青洲二海上风电场属于省管海域近海深水区风电场。项目规划装机 60 万千瓦，拟 选 8MW 及以上抗台风机型海上风机，预计年等效满负荷小时数为 3554 小时，动 态总投资 1,028,021 万元，资本金按照动态总投资的 20%设置为 205,604 万元， 其余资金需求以银行贷款等融资方式解决。根据广东省关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案的通知， 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，补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并 网的项目不再补

22、贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分 别补贴 1500 元、1000 元、500 元。按照青洲项目的建设与投产进度，青洲一计划 2023 年底投产，能够获得每千瓦 1000 元的补贴；青洲二计划 2024 年投产，能够获得每千 瓦 500 元的补贴。此外，根据中国能建公告，中国能建签订粤电阳江青洲一海上风电 EPC 总承包工程合 同和青洲二海上风电 EPC 总承包工程合同，青洲一项目合同金额为 77.67 亿元，青洲 二项目合同金额为 74.53 亿元，合计 152.20 亿元，远低于预算总投资的 171.07 亿元。按照 152.20 亿元的总造价估

23、算，在公司公告的等效利用小时水平下，青洲一、二项目 总体资本金 IRR 预计能够达到 9.32%，对应全投资 IRR 约为 5.57%。虽然相较带补贴的海上风电项目，平价海上风电项目收益仍可保障公司能够获得合理收 益，且在海上风电平价浪潮下，得益于技术进步和规模效益的体现，海上风电的成本还 将进一步下降，有望助力后续新建的海上风电项目实现更好的投资回报。另一方面，公 司作为广东省海上风电项目建设的先行者，有望在后续海上风电项目审批和资源获取方 面获得政府部门支持与倾斜，从而保障公司未来的增长空间。清洁低碳时代，绿电价值显现绿电交易鸣锣开市，政策鼓励保障需求。2021 年 9 月，我国正式启动了

24、绿电交易市场。 绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，在电力市场 交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。购买绿色电力产品 的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形 成。其中，带补贴的新能源项目交易电量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不 计入其合理利用小时。随后绿电交易与能耗双控进行了挂钩，从制度上保障了绿电的需 求：完善能源消费强度和总量双控制度方案中提出根据各省（自治区、直辖市）可再 生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责 任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳

25、责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五 年规划当期能源消费总量考核。随后 10 月 8 日国常会进一步放宽了要求，提出新增可 再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。多地实现溢价交易，常态化机制已成型。从成交价格来看，首批绿电交易价较当地中长 期价格溢价 35 分钱/千瓦时。在全国绿电交易试点开启后，截至 2021 年底已经有天津 市、安徽省、甘肃省、浙江省、江西省、江苏省及广东省等 7 个省市陆续开展了本省的 绿电交易，且均在不同程度上实现了较当地燃煤基准价的溢价交易，绿电交易已经呈现 出常态化、机制化的趋势。从已经开展的交易情况看，各省绿电交易的规模依然处于较低水平，主因或系能耗双控 和

26、可再生能源消纳责任权重主要是以省市或当地电网进行考核，而绿电交易的主体主要 是企业，除了部分出口较多的外向型企业和在华跨国公司以外，国内传统高耗能行业暂 未面临能耗双控考核的下沉，使得其参与绿电交易的意愿不高。不过，随着考核的下沉 和细化，以及全球范围内碳追踪、碳关税的推出，预计未来高耗能企业和出口型企业的 广泛参与将会极大地提高绿色电力的需求，绿电交易的市场规模届时将得到极大的扩张。政策组合拳再发力，绿电溢价刚性增强。1 月 21 日，国家发改委、工信部等七部委联合 印发了促进绿色消费实施方案，相较于已经出台的措施，本次方案的增量主要是：1） 市场化用户要通过购买绿电或绿证的方式完成可再生能

27、源消纳权重；2）加强高耗能企 业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿电最低占比； 3）在电网保供能力许可范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时 优先保障。新的要求下，被考核的市场化企业或将均成为绿电市场需求侧主体，若完成 可再生能源消纳指标，需要主动通过市场化手段购买绿电或绿证，绿电市场及付费机制趋于完善。此外，高耗能使用绿电的刚性约束和需求侧管理优先保障，也会使得高耗能 企业处于生产和经济考量也会进一步增加绿电需求，政策组合拳将在保障基础绿电消费 进一步拓宽增量，绿电的溢价刚性有望随需求进一步增强。我们认为，在绿电的环境属性以及政策对溢价的鼓励态度

28、双重影响下，未来绿电有望持 续溢价交易，这将利好新能源发电运营商在收入和利润两端实现稳定增长。绿电溢价作 为市场化的环境价值变现，将接力计划制的行政新能源补贴，在“碳中和”时代护航新 能源发展。火电现金奶牛保障公司长期成长根据公司发布的“十四五”规划，5 年期间初步计划新增 1400 万千瓦新能源装机和 600 万千瓦气电装机，由于 2021 年公司已经完成新增收购集团 175.2 万千瓦气电和完成 136.52 万千瓦的新能源项目的新增，因此剩余 1263.48 万千瓦新能源装机及超过 400 万千瓦气电装机需要在剩余 4 年中陆续建设完成。而根据公司披露项目核准细则，其中 100 万千瓦海

29、上风电及 435.4 万千瓦的气电已经有明确造价及投产指引，因此我们使用 公司披露值纳入测算。由于公司实际核准建设的气电装机高于规划的“十四五”装机目标，因此我们使用公司 实际核准的项目装机作为测算依据，同时我们考虑到银行信贷的充分支持，我们假设项 目建设的资本金出资比例为 30%，根据估算，公司每年需要资本开支 224.72 亿元，其 中自有资金需支出 71.70 亿元。由于 2021 年火电行业在超高煤价影响下，现金流及业绩严重失真，因此我们使用 2020 年公司经营性现金流净额同时考虑 2021 年新投产装机及并购机组贡献的现金流情况。 由于公司大量火电资产受到电价及煤价两端影响，因此在不考虑其他业务盈利能力及新 项目投产贡献的情况下，电价的上浮使得多数情况下公司经营活动现金流可以满足“十 四五”装机规划的资金需求。但是需要注意的是以上假设是基于公司可以持续加杠杆的假设得出的，如果按照 30% 的资本金开支