（报告出品方/分析师：信达证券 左前明 李春驰）

一、广东**省属发电企业，23Q1业绩扭亏为盈

1.1 广东**省属发电上市公司，从“以火为主”到“火绿协同”

广东省国资委控股的**省属发电企业。粤电力成立于1992年，分别于1993年和1995年在深交所挂牌上市A股和B股（代码000539.SZ）。

公司控股股东为广东省能源集团，控股比例67.39%（截至2023年Q1），是广东省能源集团发电资产整合后旗下**上市平台。公司的实控人为广东省国资委，上市以来未发生控股股东或实控人变更，股权结构较为稳定。

近年来，公司确立“1 2 3 X”战略（即“建设****、具有**竞争力的绿色低碳电力能源上市公司，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、碳捕捉利用、土地园区开发等。”），通过自建和收购的方式，拟在十四五期间加大新能源项目发展力度，逐步向绿色低碳电力企业转型。

广东省属装机规模**的电力上市公司，机组质地优良。

近年来，公司控股装机容量不断提升。截至 2023年Q1，公司拥有控股装机容量达到2969.82万千瓦，包括煤电装机容量2055万千瓦，气电装机639.2万千瓦，水电装机13.28万千瓦，风电装机234.5万千瓦，光伏装机17.84万千瓦。

此外，公司还托管广东能源集团885.4万千瓦的电力资产，控股及托管电力装机规模合计约占广东省统调装机的 23.38%。

对比其他广东省级非核电力上市公司（深圳能源、广州发展和宝新能源），公司在广东省属上市公司中规模**。从机组质量来看，公司 60万千瓦及以上的火电机组占比约 59.68%，热电联产机组占火电装机约34.8%。

我们认为，综合来看，公司的煤电机组优质且运营效率较有保障。

既有资产以煤电为主，“十四五”以来火绿协同发展。

公司主要从事燃煤发电、LNG发电、风力发电和水力发电等电力项目的投资、建设和经营管理，以及电力的生产和销售业务。

从装机情况来看，公司装机以煤电机组为主。截至2023年Q1，煤电机组容量占比达69.20%。“十四五”以来公司开始加码投资海上风电项目，2020-2022年公司风电新增装机容量分别为18万千瓦、136万千瓦和37万千瓦；光伏装机2022年新增投产17.64万千瓦。未来发展方面，公司火电与绿电板块规划齐头并进，协同发展。

传统电源规划部分，公司“十四五”期间计划新增600万千瓦煤电，1000万千瓦气电。新能源电源规划方面，公司拟建设新能源装机 1400 万千瓦，其中新增陆上风电项目装机规模约 160 万千瓦，新增海上风电项目装机规模约 280 万千瓦，新增光伏发电项目装机规模约 960 万千瓦。若目标顺利实现，则公司新能源装机2023年-2025年年均增速高达77.11%，绿电板块在23-25年有望加速发展。

公司火电资产**范围分布，在建火电机组规模可观。

截至2022年末，公司控股火电装机2694.2万千瓦，其中煤电机组2055万千瓦，气电机组639.2万千瓦。公司作为广东省规模**的电力上市公司，其火电资产分布在**12个地级市。

2022年，广东省 GDP同比增长1.9%至 12.9万亿元；全社会用电量为7870.34亿千瓦时，与2021年基本持平。

2023年疫情政策优化以来，一季度广东GDP同比增长4.0%，全社会用电量同比增长2.97%，增速均较为可观。

我们认为，整体来看，公司火电机组有望为广东省内经济增长和电力消费需求满足提供强**的支撑。

在建机组方面，公司目前主要在建的火电机组1345万千瓦，其中煤电机组800万千瓦，预计2024~2025年期间投产运行；气电机组545万千瓦，预计2023年投产约500万千瓦，预计“十四五”期间新增1000万千瓦。目前在建火电机组规模较大，待其建成投产后，我们预计公司运营能力有望实现进一步提升。

公司新能源项目储备充足，计划“十四五”新增1400万千瓦新能源装机。

根据公司《“十四五”发展规划纲要》，“十四五”期间，公司力争新增新能源装机1400万千瓦。

截至2022年末，公司控股风电、光伏等新能源装机252.14万千瓦，其中海上风电120万千瓦、陆上风电114.5万千瓦、光伏发电17.64万千瓦。

在建阳**洲一、二海上风电项目、新疆瀚海光伏项目等合计装机容量422.8万千瓦；公司已核准备案的新能源项目规模约1100万千瓦。新能源在建项目省外占比约2/3，在广东、新疆、青海、内蒙古、甘肃、山东、山西多地均有布局。

1.2 煤电收入占比高，电价与成本改善驱动公司实现扭亏

公司收入以售电业务为主，煤电售电收入占比较大，风电售电收入占比增长较快。2022年公司总收入526.61亿元，同比增长18.45%，其中售电业务收入518.9亿元，为主要营收来源。

其中，煤电营收406.3亿元，占比78.29%，同比增长15.1%；气电营收81.1亿元，占比15.63%，同比增长27.3%；风电营收26.6亿元，占比5.13%，同比增长146.8%。2022年，山东高唐分布式光伏项目、山西洪洞项目等光伏项目投产，光伏发电实现**创收0.1亿元。

售电规模及电价增长支撑公司营收上行，电价煤价此消彼长带动公司2023年Q1扭亏为盈。

收入端，受益于煤电及新能源装机容量大幅增加，公司过去两年营收保持高速增长，营收由2020年的283.3亿元提升至2022年的526.6亿元，增幅达85.9%。

但由于公司售电营收部分以煤电售电为主，燃料动力煤价格高位运行叠加电价传导不顺，公司业绩承压，2021、2022年归母净利润亏分别亏损31、30亿元。

2023年一季度，受益于电价顶格上浮和现货煤价震荡下行，公司煤电板块业绩压力减缓，实现归母净利润0.88亿元（上年同期亏损4.5亿元），毛利率回正至7.6%。

近两年燃料成本上升使得公司经营净现金流有所下降，同时债务规模不断扩大，资产负债率已达79%。2021年以来，燃料成本上升使得公司经营活动现金流大幅减少（截至2023年一季度为 2.99亿元），同时投资活动现金流因装机的高增速而保持高位，公司需要对外筹资来支持新项目的投资，导致债务规模的攀升。截至2023年Q1，公司总负债达1085亿元，其中短期借款、长期借款分别为189.3、472.3亿元，占总负债的17.4%、43.5%，总资产负债率为 78.97%。

火电板块盈利和现金流逐步修复，公司融资渠道通畅。2022年以来，燃料成本高企叠加下游电价疏导不畅，导致公司现金流受损严重，盈利能力水平偏弱。但 2023年一季度随着电价上涨、现货煤价逐步走低，公司经营情况持续好转，盈利及获现水平同比改善。

2022年末，公司未受限的账面货币资金余额为 114.7亿元，资金储备能力较强；未使用综合授信额度516亿元，备用流动性充足。

公司为省属重要能源企业，且为A B股上市公司，股权融资及债务融资渠道顺畅。此外，公司积极研究设立新能源产业基金，引进战略投资者及发行公募REITs等融资方案，为企业后续**项目建设及新能源产业快速发展提供**保障。

二、火电“量价本”三因素共振，盈利改善可期

2.1 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

公司电煤来源多样，保供长协煤占比较低，海外煤占比较高。

公司目前无控股煤矿资源，电力生产所需燃料均需外购。尽管自 2022年5月以来，****加大电煤长协保供力度，提出“严格落实三个100%（即电煤保供签约率100%，履约率100%，执行合理的价格区间100%）”的要求，电煤长协签约率、履约率均有所上行，但公司实际使用的年长协煤煤炭占比较低，进口煤和市场煤采购占比较高。

煤炭主要通过合营公司广东省电力工业燃料有限公司进行统一采购，与多家大型煤炭供应商建立了稳定的战略合作关系。煤炭贸易商、港口现货煤与海外进口煤是公司主要的煤炭供应来源。

公司业绩对燃料成本敏感，煤价高位时业绩承压，煤价下行时成本改善时盈利弹性较大。

2022年，**外动力煤价格大幅上涨并保持高位运行。广州港山西优混含税库提价年内均价达到1409.12元/吨，进口印尼煤年内均价达到1297.42元/吨。

煤价上涨提高了公司发电成本，2022年公司入炉标煤单价为1335.77元/吨（不含税），较2021年增长13%。

公司业绩承压，实现归母净利润-31亿元。2023年初以来，**煤炭进口量同比大幅增长、且进口煤到岸价同比大幅下降（1-5月进口1.80亿吨，同比增长89.6%，到岸价降至919.9元/吨（印尼煤5500K，截止至6月30日），同比下降15.75%）。

**动力煤现货价同步逐步走低，至2023年6月下跌至895元/吨（广州港山西优混5500K，截止至6月30日）左右。

**煤价亦出现逐步回落，至2023年6月28日，纽卡斯尔 5500大卡动力煤FOB现货价格降至约 87.75美元/吨左右。煤电板块成本端压力大幅减缓，2023年Q1公司实现归母净利润0.88亿元，实现扭亏为盈。

展望年内，由于**外煤价较去年**有所下移，煤电成本端改善弹性较大。

2022年11月，****就做好2023年电煤中长期合同的签约工作提出了“963”新规，将电煤签约量从26亿增至29亿吨，电煤保供政策进一步加码。

截至2023年3月1日，2023年电煤中长期合同签订总量超过25亿吨，已基本实现签约全覆盖。随着长协履约监管继续加强，电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升。

**产量方面，2023年1-5月，**煤炭累计产量达到19.12亿吨，累计同比增长4.8%。煤炭增产保供力度不减，**供给仍在保持增长。

海外进口煤方面，由于需求持续**，叠加俄乌冲突对能源价格的事件性冲击影响逐渐回落，能源价格趋势重新回归基本面。2023年1-5月煤炭进口量大增至1.8亿吨，累计同比增长89.6%，为近三年以来新高。

我们认为，综合来看，电煤的供需紧张程度较去年已大幅缓解，公司燃料成本部分逐步趋于可控，度电燃料成本下降带来盈利空间的大幅改善。

公司盈利对煤炭现货价格较为敏感，需动态关注煤价走势对公司业绩影响。5月以来，**港口动力煤现货价格出现急跌，现货煤炭价格已逼近长协价格。公司煤电板块营收占主要地位，成本端以现货煤采购为主。基于此，我们对于**现货煤价及海外进口煤价对公司净利润做敏感性分析。具体假设为：

• 煤电机组装机容量：2055万千瓦；

• 煤电机组利用小时数：4600小时；

• 上网电价：0.5628元/kWh；

• 煤炭采购结构及价格：年度长协煤占比20%，价格为780元/吨；月度长协及**现货占比47%；进口煤占比33%;

• 供电煤耗：302g/kWh。

2.2 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。

自2015年《******院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发以来，我国开启新一轮电力市场化改革，电力交易体系逐渐形成“中长期交易-现货交易”的分时段交易体系。其中，发用双方绝大部分电量的电价在年度签订的年度中长期合同中已经锁定。

2022年12月2日，****能源局发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，提出“燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%”的要求。

据广东电力交易**发布，2022年广东市场化交易电量中，年度交易电量占比达68%。因此，年度出炉的电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。

2022年下游电价疏导成本能力有限，公司业绩受拖累。

2021年****发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），允许燃煤发电市场交易价格上浮20%。

据广东电力交易**发布，2022年广东省年度长协成交均价为0.497元/千瓦时，较基准价0.453元/千瓦时仅上浮9.71%，电价上涨空间有限。因此，公司2022年业绩表现不佳，净利润亏损45.15亿元，同比下滑2.59%。

2023年受益于电力长协电价提升，公司收入端持续改善。对比2022年电力交易方案，广东电力交易**在《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》将年度长协的成交均价上限从0.509元/千瓦时提升至0.554元/千瓦时，并维持基准价不变，电价上涨空间提高。

据广东电力交易**发布，2023年度长协成交均价为553.88元/兆瓦时，较基准价上涨19.63%，几乎实现顶格20%上浮。

收入成本此消彼长，火电有望扭亏为盈。在年度交易顶格上浮，月度交易价格同比上涨，煤炭长协比例有所提升，现货煤价大幅下行的情况下，我们认为公司火电板块有望在全年实现扭亏为盈。2023年一季度，公司实现归母净利润0.88亿元（上年同期亏损4.5亿元），同比提升119.71%。二季度现货煤价下行幅度较大，公司盈利情况持续转好。

广东省经济发达，电价承受能力较强，南网积极推动电改，公司火电板块有望因顺价机制获益。广东省是我国经济最为发达的省份，2022年，广东省GDP为12.91万亿元，同比增长1.9%，GDP总量位居**省区**。

发达的经济发展水平是支撑广东高电价物质基础。据我们统计，**33个省级电网区域中，广东省燃煤基准电价为0.453元/kWh，****。同时，广东省作为南方电力现货市场的起步省份，自2015年以来作为首批8个电力现货试点之一开启电力现货改革，目前已实现长周期结算试运行。

据南方电网报报道，广东电力现货市场试运行满一年时，日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮约28%，电改带来的火电机组收益增厚显著。

此外，广东电力交易**在《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》**提出“一次能源价格传导机制”，即电价无法覆盖的燃料成本可向下游用户侧额外疏导，有助于缓解火电企业压力。

综合来看，广东省经济承受能力较强叠加电改推动积极，电价因机制疏导顺价而实现上涨的可能性较大，因而我们认为，公司火电资产有望在收入端长期受益。

电力消费持续向好，供需矛盾激化或支持未来电价维持高位。市场化形成的电价本质上是反映市场对未来电力供需和电力成本的情况判断。尽管港口现货煤价在5月中突现暴跌，导致广东电力市场6月交易电价有所下滑，但展望全年，据中电联预计，**用电量增速有望达到6%，且在“迎峰度夏”和“迎峰度冬”期间，南方区域电力供需形势均为“偏紧”。

在电力消费需求持续向好的情况下，广东省的电力供需或将在中短期内维持紧缺态势，煤价**下移或不足以影响中长期电力交易价格。因此，我们预计2024年电力中长期合同价格下降可能性相对较小，预计电价将仍在高位保持平稳。

2.3 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，2023年**需求有望超过13.6亿千瓦。由于第三产业和城乡居民用电量占比逐步提高，其用电量受季节性影响更大（工业用电则相对平稳），**负荷增速会高于全社会用电量增速。

2022年**电网已出现的**负荷为10.69亿千瓦，南方电网已出现的**负荷为2.23亿千瓦，合计12.92亿千瓦。

以2023年尖峰负荷增速为7%计，我们预计2023年**需求有望达到13.48亿千瓦。据**能源局预计，2023年**电力负荷有望超过13.6亿千瓦。

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。

今年以来，云南久旱少雨，多地达重旱至特旱。 据**气象局消息，4月18日，云南省启动了抗旱**应急响应。5月以来，云南虽有降水，但未能扭转干旱局面。

据界面新闻报道，云南降水过程对旱情缓解有限，至6月初**大部地区无有效降雨，局地旱情仍将持续和发展。而2022年云南外送广东累计电量达1221.2亿千瓦时，占广东用电需求的15.52%。云南外送电作为广东外来电的重要组成，如云南汛期因干旱导致外送电不及预期，广东电力供需矛盾或将持续激化。

南方电网区域已开始迎峰度夏，局部区域电力供需矛盾或将再度激化。

2023年5月，广东区域气温上升较快，拉动电力**负荷迅速增长。据**天气网报道，5月30日广州气温升至38℃，迎来史上最早38℃。5月广东有61个气温观测站打破5月**记录，占**观测站点的71%。高温提前也导致用电高峰提前。5月22日，南方电网统调负荷今年**突破2亿千瓦大关，较去年提前36天；5月31日，南方电网**统调负荷2.22亿千瓦，同比增长13.5%，接近历史**值。由于高温天气，我们认为局部电力供需矛盾或将持续激化。2023年1月19日，中电联发布《2023年度**电力供需形势分析预测报告》，并预计在迎峰度夏和迎峰度冬期间，南方区域电力供需形势均将保持偏紧。

2022年多区域缺电引发广东省内装机规划调整。

受电力负荷持续增长和极端天气影响相叠加，2022年**范围内缺电事件频发，8月**有21个省级电网用电负荷创新高，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势尤为紧张，川渝、湖北、浙江等地出现“拉闸限电”事件。同时，**能源局开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。

据界面新闻报道，2022年9月，****召开了煤炭保供会议，提出“今明两年火电将新开工1.65亿千瓦”。广东也同样开始调整省内装机规划。5月24日，广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，提出到2025年，非化石能源发电装机占比达到44%左右。

对比2022年3月印发的《广东省能源发展“十四五”规划》，《实施方案》下调非化石能源发电装机占比5个百分点，可再生能源装机目标提高超1000万千瓦，煤电装机规模调增超1000万千瓦，气电装机规模下调约400万千瓦。显示在缺电预期下，广东开始调整省内中远期电源装机规划，加速布局支撑性煤电项目。

公司“十四五”火电装机规划中期调整，电力供应短缺下主营收入有望持续夯实。

2022年10月，公司发布《“十四五”发展规划纲要》并提出：“十四五”期间力争新增煤电装机 600 万千瓦，新增气电装机1000万千瓦。但随着2022年**多地缺电事件频发，公司作为广东省内重要能源电力企业，也同步开始火电装机规划调整，加码煤电气电项目。

据公司与投资者交流记录，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。

此外， 2022年公司新增核准 /备案项目的计划装机容量 1803.50万千瓦，以光伏及火电项目为主，项目储备较足，发展潜力较大。

在目前广东用电量增速较快，电力供需矛盾逐步凸显的时段，我们认为公司火电项目有望持续夯实主营业务收入，在缺电时段价值有望更为凸显。

三、绿电成长空间广阔，持续关注规划落地节奏

3.1 既有绿电资产以广东海风为主，省补退坡前规模有望快速增长

广东海风资源禀赋较好，省补接力国补助力装机增长。

广东省海岸线长，沿海风能资源丰富，具有大规模发展海上风电的资源优势。我国海上风电享受补贴并大规模开发始于“十二五”期间。

2014年6月，**发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年投运的潮间带海上风电和近海海上风电项目上网电价分别为0.75元/千瓦时和0.85元/千瓦时。

2020年1月，财政部、****、**能源局联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确从2022 年开始，**财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上风电项目的建设。国补退坡后广东省补持续接力。

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》，明确提出对于2022 年起广东省内平价海风项目将享受省补，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。

我们预计，未来两年作为公司 “火转绿”规划落地窗口期和海风省补接力国补的窗口期，公司海风项目有望实现加速推进和快速增长。

公司既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。

截至2022年末，公司风电装机规模为234.5万千瓦，占公司清洁能源装机占比85%。公司当前在建海上风电项目装机容量合计100万千瓦。

公司《“十四五”发展规划纲要》提出：“十四五”期间预计新增陆上风电项目装机规模约160万千瓦，新增海上风电项目装机规模约280万千瓦，合计共440万千瓦。据我们估计，“十四五”期间风电装机规模有望达到560万千瓦以上，较2020年增长8倍。在2025年省补**退坡前公司风电装机有望实现较快增长。

3.2 光伏装机从零开始，立足广东布局**

光伏部分自“十四五”初起步发展，粤新青贵四省区广泛布局。公司自2020年起开始发展光伏发电业务，截至2023年Q1，公司光伏装机规模为17.84万千瓦，占公司清洁能源装机占比6.47%。

公司《“十四五”发展规划纲要》提出：“十四五”期间预计新增光伏项目装机规模约960万千瓦。立足于公司“4 N”的新能源布局体系，公司将坚持集中式与分布式开发并举，坚持自主开发与收并购双轮驱动，**开发广东、新疆、青海、贵州4 省（区）的新能源项目，大力提升光伏发电规模。

其中，落地光伏项目开发建设将**落地新疆，打造电力新疆千万千瓦级风光大基地，在南疆5地州4师市推动光伏发电和配套产业协同发展。

硅料产能逐步释放导致组件价格加速下降，公司光伏装机有望实现放量发展。

近年来** 多晶硅产量逐步释放，产量增速逐步攀升，先前硅料产能供需偏紧的局面有望在今年实现 缓解。**组件产量同步实现增速攀升情况。

据可再生能源协会和光伏行业协会公布， 2022 年**组价产量情况再创新高，同比增速也为近三年新高。

据 PV Info Link 消息, 国 产组件价格近期已跌至 1.3~1.6 元/瓦。从公开招标来看，光伏项目组件招标价格持续下降。 据广东省公共资源交易平台和**招标投标公共平台公布，近期**价下探至 1.3 元/瓦左 右。

我们预计随着硅料产能释放，后续组件价格有望持续下降，公司储备的光伏项目可研 经济指标将有望出现大幅提升，公司光伏装机有望实现放量发展。

3.3 低渗透率叠加高电力消费增速，广东新能源发展仍在途中

广东电力需求增长较快，风光装机和电量渗透率均处低位，新能源发展仍在途中。

新能源消纳空间主要受电力负荷空间、跨省跨区输电网络建设情况和灵活性资源情况三者约束，其中影响**的因素为电力负荷空间。

广东地区经济发达，分省用电量排名**前列，电力需求和负荷空间仍将有望保持快速增长。且广东不同于西北和中部等省份，装机结构以煤电和气电为主，新能源装机占比仅为17.22%，发电量占比仅为6.49%，均低于**整体水平。因此，我们认为其他地区出现的消纳压力在广东仍不具备产生条件，广东新能源发展仍然在途。

规划时间紧迫叠加成本端大幅改善，公司新能源项目有望开启加速放量。

公司“十四五”规划新增光伏装机 960万千瓦， 截至 2023年 5月，公司披露已核准备案新能源项目约 1100万千瓦，其中省外项目约占三分之二。 当前“十四五”时间已经过半，公司原定规划目标仅完成17.84万千瓦，任务量较为艰巨。同时，开年以来硅料产能释放拉动组件价格下跌，在光伏产业链上游降本趋势下，我们预计公司新能源项目有望开启加速放量。

盈利预测与估值

核心逻辑:

1）成本端燃料价格弹性较大，港口海外煤价下行，公司成本端有望直接受益。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。

2）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上行，且广东电改推进较快，电价疏导机制较为成熟**。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。

3）未来火绿协同发展，绿电业务进一步打开成长空间。广东省内新能源装机占比及电量占比均低于**整体水平，发展空间巨大，公司规划“十四五”期间实现新增新能源装机1400万千瓦。
我们的核心假设如下表所示：

基于上述关键假设，我们预计公司2023/2024/2025年归母净利润为37.83/46.09/52.17亿元，增速为225.9%/21.8%/13.2%，EPS分别为0.72/0.88/0.99 元，对应7月14日收盘价的PE分别为10.60X、8.70X、7.69X 。

风险因素

**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。

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报告来自【远瞻智库】