（报告出品方/分析师：东北证券 笪佳敏 岳挺）
1.1. 可控装机超三千万千瓦，清洁能源占比快速提升
广东龙头电力公司，资产规模超千亿元。
公司全称广东电力发展股份有限公司，总部位于广州市，成立于1992年9月8日，曾先后于1993、1995年成功发行 A 股、B 股。公司的主要发电资产位于广东省内，22H1末资产规模总额达1174.73亿元，为广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。
截至22H1末，公司拥有可控装机容量3043.3万千瓦，受托管理装机容量885.4万千瓦（火电 665万千瓦、水电220.4万千瓦），合计3928.7万千瓦，占比超过广东省统调装机容量的24%，为广东省装机规模最大的电力上市公司。
煤电装机占比超七成，清洁能源装机占比逐步提升。
主要受益于清洁能源装机不断增加，截至22H1末，公司拥有控股装机 2868.52 万千瓦、参股权益装机 174.78 万千瓦，其中燃煤发电控股装机容量 2055 万千瓦，占比 71.64%，气电控股装机容量 593.2 万千瓦，占比 20.68%，风电、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量 220.32 万千瓦，占比 7.68%，清洁能源装机合计占比28.36%，较“十三五”末提升 7.7pcts。
发电量方面主要受益于装机量容量增长及电价提升，公司2021年累计完成合并报表口径发电量 1107.03 亿千瓦时，同比大幅增长 50.1%；其中煤电完成 907.85 亿千瓦时，占比 82.01%。
2022年上半年累计完成合并报表口径发电量 490.77 亿千瓦时，同比减少 6.10%；其中煤电完成 397.14 亿千瓦时，同比减少 5.84%。
1.2. 广东区域电力龙头，背靠国资委背景强
控股股东广东省能源集团，持股比例近七成。
公司控股股东为广东省能源集团有限公司，直接持股比例 67.39%，并通过超康投资有限公司及广东省电力开发公司间接持股 2.26%，合计持股 69.65%，其中广东省电力开发公司为公司的第三大股东。
广东省能源集团有限公司股东为广东省恒健投资控股（持股 76%）和中国华能集团（持股 24%），二者分别由广东省国资委和国务院国资委全资控股。
公司实控人为广东省国资委，公司为典型地方国企。2021年公司总资产和营业总收入分别占广东能源集团的 58.55%和 66.89%。
控股股东大力支持，唯一上市平台优势明显。
公司控股股东广东能源集团是广东省政府在全国率先实行"厂网分家"电力体制改革之时，从广东省电力集团公司分立组建而成，是广东省实力最强、规模最大的发电企业，也是支撑广东电网、保障广东电力供应的骨干企业。
为避免同业竞争、履行相关同业竞争的承诺，广东能源集团在境内电源项目开发、资产收购等方面给予公司优先选择权，并对于未来符合上市条件的托管资产，择机注入公司。不同于某些省份有不止一个省属电力上市平台，公司作为省属能源集团旗下唯一上市公司，不涉及下属上市平台同业竞争问题，分拆风险较低，能够充分发挥火绿结合发展优势。
1.3. 煤价过高盈利能力下滑，22Q1 业绩环比改善明显
受益电价提升，营收同比增长。
受益于电改深化，公司2021、22Q1、22H1平均上网电价同比分别提升 4.12%、23.30%、18.5%，22Q1市场化交易电量占比大幅提升至 94.10%。
此外受益于装机容量快速增长，公司2021年营业收入实现 441.67 亿元，同比增长 55.91%；22Q1公司实现营收 113.89 亿元，同比增长 44.98%；22H1公司实现营收 226.11，同比增长 9.8%。
煤价高企拖累煤电毛利，清洁能源表现较好。
公司主营构成中，电力及热力业务占比达 98%以上，其中燃煤发电营业收入占比 76%。
2022H1，受煤价上涨影响，公司煤电业务毛利润-15.6 亿元，毛利率仅为-11.15%，公司整体售电业务毛利率下降至-3.06%，同比降低 8.64pcts。
清洁能源方面表现较好，其中燃气发电营业收入 34.61 亿元，毛利率 0.73%，风力发电营业收入 13.94 亿元，毛利率 58.97%，水力发电营业收入 0.29 亿元，毛利率 2.39%，生物质发电营业收入 2.09 亿元，毛利率 15.03%。
盈利能力持续承压，部分指标环比改善。
主要由于2021年国内外煤价过高过快上涨，公司发电标煤单价高达 1249.32 元/吨，同比提升 60.57%，归母净利润、扣非净利润同比跌幅分别为 253.26%、287.29%。
22Q1公司发电标煤单价 1353.48 元/吨，燃料成本 90.35 亿元，同比增加 37.54%，归母净利润、扣非净利润跌幅分别为 436.51%、253.29%。22H1 公司燃料成本 181.83 亿元，同比增加 20.98%，占主营业务成本的 78.72%。
公司毛利率、净利率、ROE、EPS 等指标于 22H1 回升。随着下半年电煤中长期合同执行力度加大，公司燃料成本有望环比改善，盈利能力有望回升。
借款总额增长，现金流下降。
公司近年来资产负债率整体保持稳定且低于 60%，然而由于2021年煤价大幅上涨，为保证正常生产经营，公司借款总额及资产负债率均有增加，22H1 末资产负债率 73.72%，同比提升 11.67pcts。
现金流方面，公司2020年经营性现金流净额达 62.81 亿元，然而由于2021年煤价大幅上涨，公司 CFO 下降至 -0.4 亿元，22H1 扩大至-2.08 亿元。
近年来公司资本开支逐步提升，（CFO+CFF）与资本开支比例约为 1，基本能够满足公司发展所需资金。
上市以来连续 28 年现金分红，股息率达到行业平均水平。
除2021年公司由于亏损没有分红外，公司自1993年 A 股上市以来，已连续实施现金分红28 次，累计现金分红132.1亿元，占累计实现净利润比例为50.63%，平均股息率2.91%。与五大发电集团旗舰上市公司相比，公司上市以来股利支付率及平均股息率基本达到了行业平均水平。
2.1. 深耕经济强省广东，区域优势明显
广东为全国经济强省，用电量增速高于全国平均。
广东省是我国经济强省，2021年GDP及用电量均高居全国第一，分别达12.4万亿元、7867 亿千瓦时，同比分别增长8.0%、13.6%。
对比广东及全社会用电量增速，近10年有6年、近7年有5年、近3年广东省用电量增速高于全国用电量，表明广东省电力需求高于全国平均水平。
人口方面，根据第七次全国人口普查结果，与2010年相比，截至2020年广东省净流入人口高居全国第一，达2793.5万人。
此外据统计，2021年广东省常住人口同比净增60万人，高居全国第二，人口的持续大量流入为广东省经济发展及用电量提升提供了很好的支撑作用，除去疫情等扰动因素外，预计未来较长时间内广东省电力需求增速将持续高于全国平均水平。
广东新能源装机快速增长，外受电量同比下降。
截至2021年底，广东省各类机组总装机 15855.6 万千瓦，同比增长 12.6%，其中煤电装机占比 42.8%，同比增长了 3.1%，煤电机组作为重要调峰电源装机增速低于平均水平。
受限于当地发电能力不足以及靠近西南地理位置优势，广东省有较大部分比例电量来自省外，2021年广东全省发受电量合计 7694 亿千瓦时，其中外受电量 1842 亿千瓦时，占比 23.9%，主要由于来水偏枯，外受电量同比下降 8.3%，省内发电量 5853 亿千瓦时，占比 76.1%，同比增长 22.37%。
虽然今年来水或偏丰，但从较长时间维度考虑，由于水电开发周期较长叠加开发难度逐步加大，广东外受水电预计增量有限，广东本地企业有望从中获益。
煤电构成装机主体，对公司业绩影响较大。
公司作为广东省内最大的电力上市公司，煤电占比较高，随着清洁能源装机快速提升，公司煤电装机比例逐年降低。截至 22H1 末，公司煤电装机量 2055 万千瓦，占总装机比例 71.64%，22H1 发电量 397.14 亿千瓦时，占比 80.92%。
利用小时数方面，2021年受西电减送、天然气价格高企导致气机欠发、省内可再生能源大幅增长导致调峰需求同步增加等因素影响，公司煤电利用小时数由2020年 3882 小时大幅提升至 5063 小时，超过全国平均煤电机组利用小时数（4586 小时）。
煤电分布集中于广东省，能源区域发展主力军。
除装机容量为 70 万千瓦的新疆图木舒克热电厂外，公司燃煤发电机组全部位于广东省内。截至 22H1 末，广东省内的煤机可控装机容量为 1985 万千瓦，占比达 96.59%。
公司煤电机组在广东省内分布较为平均，其中揭阳、茂名两市装机超 300 万千瓦。此外公司煤电机组性能较为先进，60 万千瓦以上机组容量占比达 61.6%，超超临界发电机组装机容量 984 万千瓦，占比达 47.9%。
气机均位于广东省，气价高企盈利降低。
公司燃机全部位于广东省内，分布于广州、深圳、惠州、江门等市。
截至 22H1，公司气电总装机为 593.2 万千瓦，同比增加 59.46%，22H1 发电量 66.55 亿千瓦时，同比增加 14.66%。
随着 2022 年 7 月 25 日花都天然气热电公司第二台 260MW 机组顺利投产，公司气电总装机达到 639.2 万千瓦。
2021 年，公司气电机组发电量占比由 2020 年 16.17%下降至 15.32%，预计主要由于气价高企叠加用电需求减弱，22H1 发电量占比进一步下降至 13.56%。
新增火电性能优越，装机量有望快速增长。
公司于2022年 8 月 25 日发布广东粤电大埔电厂二期工程项目获得核准的公告，该项目规划建设 2×1000 兆瓦高效超超临界二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫及脱硝、污水处理设施；8 月 27 日发布茂名博贺电厂 3、4 号 2×1000MW 机组工程 3 号机组项目获得核准的公告，该项目规划建设 1 台 100 万千瓦超超临界二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。
两项目均使用高效率、超低排放、调节性能优秀机组，核准装机共计 300 万千瓦，占现有煤电装机 14.6%，公司煤电装机有望稳步提升。
此外，公司现有在建气电装机 343.4 万千瓦，占现有气电装机 53.7%，公司气电装机有望快速提升。
2.2. 广东电改排头兵，火电量价齐升
电改排头兵，广东先行先试。
作为全国经济及用电大省，广东在电改领域勇于创新，为全国首批售电侧改革试点省份及现货市场试点省份。
经过多年的电力市场化改革建设，广东省内市场化电量规模由 2016 年的 1510 亿千瓦时增长到 2021 年的 5740 亿千瓦时，CAGR 达 30.6%，此外，广东建立了调频、备用辅助服务市场并成功推广至南方区域，并明确辅助服务费用由全体工商业用户共同分摊，具有划时代意义。
2022 年 6 月 13 日，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》， 首次明确了南方区域独立储能电站参与电力辅助服务补偿标准；7 月 23 日，中国南方电网、国家能源局南方监管局印发《关于开展南方区域电力市场试运行的通知》，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地，在一定程度上表明以广东为代表的南方区域电力市场建设较为领先，具备进一步改革的条件。公司作为广东龙头发电企业，有望享受南方及广东电改带来的电价弹性及辅助服务收益。
市场化交易方兴未艾，市场化交易电量大幅提升。
2021年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，一方面要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，另一方面扩大了市场交易电价上下浮动范围。此后，全国及各主要火力发电企业市场化交易电量及占比快速增长，其中 22H1 省内电力直接交易占比 78%、省间外送交易占比 17%。
22H1，南方电网市场化交易占比 61.3%，略高于全国平均水平 60.6%，22Q1 公司、华能国际、国电电力、华电国际、大唐发电市场化交易电量占比分别为 94.1%、88.92%、94.1%、85.75%、84.93%，公司市场化交易电量占比高于可比公司。
成本压力叠加电力供需紧张，市场化电价上浮明显。
电价方面，在成本压力及电力供需关系紧张的背景下交易电价上浮较为明显，全国电网电力购电价格普遍上浮 10% 以上，8 月回升较大。
广东省主要受疫情影响，2022 年 6、7 月份交易电价环比降低，但随着复工复产及气温快速升高，8 月中长期交易电价综合价达 547.6 元/兆瓦时，创历史新高。预计下半年随着电力需求持续提升，市场化交易电价有望维持高位。
公司电价上浮范围扩大，电力年度长协占比约七成。
2021 年、22Q1 及 22H1 公司平均上网结算电价分别为465.70、538.8、542.74元/兆瓦时（含税），同比分别增长4.12%、20.3%、18.5%。
此外，2021 年公司火电、风电、水电平均电价分别为 459、682、210 元/兆瓦时（含税），同比分别增长 3.85%、3.81%、24.3%。此外，由于年度长协电量占比约七成，公司全年售电收益有望得到保证。
2.3. 电煤合同逐步落地，煤价回落弹性兑现
煤价大涨致发电成本与上网电价倒挂，公司毛利率降低。
主要受动力煤供需紧张及国内外局势影响，公司燃料成本大幅上升。
2021年，公司燃料成本为 386.64 亿元，同比增长 141.97%，发电标煤单价 1249.32 元/吨（不含税），同比增长 60.57%。公司燃料成本占总成本比例为 82.59%，同比增长 11.48pcts，燃料费用的大幅上涨严重拉低了公司的毛利率水平，公司整体毛利率由 2020 年 20.67%大幅下降至 2021 年-5.99%。
22Q1由于电价及装机容量同比提升导致营收同比增长 28.29%，同业公司来看，燃料采购标煤单价均有较大幅度上涨。公司由于火电厂沿海进口煤占比约四成，受进口煤价影响较大，此外由于新能源装机占比较低，导致燃料成本占总成本比例较高，公司对煤价敏感性更强，能够更充分地享受到煤价下跌时带来的业绩弹性。
22H1 公司燃料成本 181.83 亿元，占主营业务成本的 78.72%，受燃料价格同比大幅上涨影响，同比增长 20.98%。
确保能源安全切实保供稳价，多措并举力促煤价回归合理区间。
为保障我国能源安全，促进煤价回归合理区间，国家密集出台了一系列针对性政策，如加快释放煤炭产能、确定煤价合理区间、免除进口煤关税、电煤长协全覆盖、增加煤电保供专项再贷款。
自去年 9 月份至今，我国共核增煤炭产能 4.9 亿吨左右，其中今年核增 1.8 亿吨。
2021 年我国原煤产量同比增长 5.92%，增速创 2011 年以来新高，2022 年 1-7 月我国原煤产量达 25.6 亿吨，同比增长 11.5%，同比多增 3.0 亿吨，占去年全年进口量的 93.7%，有效缓解了进口煤炭降低的不利影响。
此外，煤炭开采和洗选业固定资产投资额 2022 年上半年同比大幅增长 36.5%，煤炭产能有望进一步加速释放。预计随着政策效果逐步显现，煤炭供需关系有望得到明显改善。
煤价回落较为明显，燃料成本有望控制在合理范围。
在国家一系列政策支持下，煤价过快上涨势头得以有效遏制。
秦皇岛 5500 大卡下水煤年度长协价自2021年 10 月以来持续回落，2022年 5-8 月连续 4 个月维持 719 元/吨，2022年 1-8 月平均价格 720.75 元/吨，同比增长 18.40%，相比2021年增长 11.17%。
主要受国际局势及供需关系影响，国际煤价大幅提升，进口煤价突破历史新高，国内外煤价持续倒挂，未来随国际紧张局势缓解，海外煤价有望回落，当前广州港印尼煤及澳洲煤库提价已呈现稳中有降趋势，煤价旺季不旺。
综合国内外情况，公司电煤价格有望控制在合理范围内，燃料成本同比增速有望持续下降。
21Q4 煤价涨幅较大，公司电力大面亏损。
虽然 21Q4 公司营收大幅增长，但主要受煤价过高过快上涨影响，公司 21Q4 亏损 29.27 亿,而 21Q1-3 共亏损 2.21 亿元, 四季度亏损额为前三季度累计亏损额的 13 倍。此外 21Q4 毛利率、净利率均出现大幅下滑。
主要由于电价提升及煤价环比下跌，公司 22Q1 亏损 4.5 亿元,亏损额大幅缩窄。22H1 公司营业收入 226.11 亿元，同比增加 9.8%。
燃气采购市场价占比高，气价偏高致亏损。
目前，广前电力和惠州一期共计 234 万千瓦气电机组执行“照付不议”长期合同气价，盈利能力受市场波动影响较小。
惠州二期、新会电厂、粤华公司、花都公司共计 405.2 万千瓦气电机组实行市场化采购。
主要由于海外复工复产叠加俄乌军事冲突影响，国内外天然气供不应求，价格维持高位，对 公司燃机业务的盈利能力产生了较大的不利影响。2021年公司天然气采购单价同比上涨 53%，归母净利润为-0.85 亿元。
2.4. 敏感性分析
1）燃料价格：
煤价方面，依据年度长协均价变化趋势，假设未来该长协价保持 719 元/吨水平不变，则 2022 年度长协均价为 720.17 元/吨，同比增长 11.08%。
考虑到公司长协采购占比从2021年四成大幅提升至 2022 年七成，进口占比较2021年四成有所下降，且随着国家“三个100%”政策要求成效逐步显现，价格位于合理区间内的煤炭采购占比提升，预计公司电煤采购价格同比增幅将低于长协价同比涨幅；
气价方面，受国际紧张局势扰动，气价近期处于高位，随局势缓解，气价或逐步回落，但不排除气价进一步走高可能。综合来看，假设燃料成本变动范围为-10%-10%。
2）上网电价：
公司22H1平均电价同比上浮18.5%，相对广东省燃煤基准价上浮17.6%，考虑到今年电力供需紧张情况以及国家规定电价上浮比例上限，假设公司2022年火电平均售电价格同比涨幅区间为12%-20%。
3）利用小时数：
主要受疫情扰动电力需求减弱影响，预计今年火电出力较难维持高位，假设煤电利用小时数跌幅区间为 5%-25%。
分析结论：燃料成本每降低 1%（即 12.5 元/吨，含税），火电净利润增加 4.0 亿元；火电电价每上浮 1%（即 4.6 元/兆瓦时，含税），火电净利润增加 4.3 亿元；煤电利用小时数每增加 1%（即 51 小时），火电净利润增加 1.2 亿元。
此外，在单位燃料成本同比降低 10%的情形下，火电业务毛利为 53.5 亿元，接近2020年公司电力业务毛利 53.7 亿元，火电业务盈利能力可恢复至2020年水平。
3.1. 电力结构转型升级，绿电装机快速增长
新能源加快发展，占比迅速提升。
公司近年来加快实施清洁能源转型，以新能源为代表的清洁能源装机快速提升。2021年，公司新增新能源装机136.5万千瓦，是“十三五”新增新能源装机量的3.44倍，投产项目达到22 个。
截至22H1，除湛江生物质厂内0.4万千瓦光伏发电装机外，公司控股风电装机197.04万千瓦，新能源装机占总装机量比例为6.9%，同比提升3.4pcts。
2021年，公司风电全年利用小时数为2044小时，同比增加11小时，高于广东省风电平均利用小时数167小时，风电发电量、上网电量分别为18.32和17.42亿千瓦时，同比分别上升43.24%和41.97%，占比分别为1.65%、1.66%。
新能源开发立足广东，布局全国多省。
公司新能源机组主要分布于广东省，并与新疆、贵州、广西、青海等4个省、自治区地方政府分别签订合作框架协议，在集中式和分布式光伏发电与风电项目开发等方面进行合作。
2022年上半年，风电发电量22.15亿千瓦时，同比增长219.46%，上网电量21.18亿千瓦时，同比增长 224.70%。
“十四五”目标明确，能源结构快速转型。
根据公司规划，“十四五”期间公司预计新增煤电装机200万千瓦、气电装机1000万千瓦、新能源装机1400万千瓦，其中风电、光伏各为700万千瓦、海上风电280万千瓦。
据此推算，公司2025年新能源装机占比将达28.6%，“十四五”期间年均增长5.39%，转型速度较快。
截至2020年4月，公司与各地方政府签署的有关风资源开发协议总计将近800万千瓦，截至2022年9月，公司已核准备案的光伏项目规模约800万千瓦，均已超过公司“十四五”规划目标，预计公司有较大可能性完成新能源装机目标。
融资成本较低，现金流较为充足。
电力运营属于资本密集型行业，初始投资额较高，一般情况下债务融资额占新能源项目总投资额的 80%，债务融资成本对项目盈利能力影响较大。
公司债务融资成本（以财务费用除以永续债调整后的有息负债表示）连续多年下降，目前已低于全国性主要电力运营商。
此外，公司财务费用率也低于全国性主要电力运营商。新能源项目开发一般需要 20%的资本金，公司经营活动现金流净额CFO在2020年为62.8亿元，在100%持股且不依赖债务和股权融资的情形下可支撑新建新能源装机约6GW，远高于未来 4 年平均新增新能源装机 3GW。预计在公司火电现金流恢复正常水平之后，公司新能源开发有望顺利进行。
3.2. 背靠广东资源丰富，海上风电大有可为
抢装潮后成本下降，风力发电实现持续增长。
公司目前新能源装机主要为海上风电，截至22H1末，公司已投产新能源装机容量197.44万千瓦，其中海上风电120.15万千瓦，占比达60.85%。由于公司海风装机均于2021年底前投产，因此均可享受国补。
此外，公司在建海上风电项目为阳江青洲一、青洲二海上风电场项目、规划装机分别为40、60万千瓦，计划分别于2023、2024年底投产，动态总投资约为171亿元，资本金比例20%。
广东海风资源丰富叠加省补，海风发展条件得天独厚。
广东海岸线较长，年平均风速约6-7米/秒，凭借丰富的海风资源，广东风资源技术可开发量高居全国第三，海风资源高居全国第一。
截至2021年底，中国海上风电容量达到2535.2万千瓦，其中广东海上风电容量为624万千瓦，占比24.6%；2021年全国海上风电新增装机容量1448.2万千瓦，其中广东新增288万千瓦，占比 33.7%，均仅次于江苏。
根据规划，广东省“十四五”时期预计新增海风装机约1700万千瓦、新增陆风装机约300万千瓦、新增光伏装机约2000万千瓦，凸显海风发展地位。
此外，为支持本身海风发展，广东出台海风补贴方案，对于2022-2024年全容量并网项目，分别按照1500元/千瓦、1000元/千瓦、500元/千瓦的标准给予补贴，公司在建海风项目有望享受补贴，据测算青洲一、青洲二项目 IRR 有望分别提升0.6、0.3pct。
公司作为广东省属最大电力企业，在海风项目竟配中预计具有一定优势，公司海风有望实现更大发展。
3.3. 盈利预测
装机方面，根据公司2022年及“十四五”发展规划，保守假设2022年新增风电、光伏装机分别为 80、90 万千瓦，2023-2025年新增风电、光伏分别为 161、203 万千瓦。
利用小时数方面，由于去年来风情况较好，今年风资源有较大概率不及去年，但是考虑到公司海风投产进展，以及海风利用小时数高于陆风，假设2022-2025年风电利用小时数保持不变；公司光伏装机并不局限于广东省内，因此采用去年全国光伏平均利用小时数 1163 小时。
上网电价方面，由于去年底投产新建海风项目享受国补，此外新建项目均不含度电补贴，假设2022年风电平均上网电价同比提升10%，此后每年下降 5%，光伏平均上网电价为全国平均燃煤基准价 0.325 元/度（不含税）。
盈利能力方面，随着新能源市场化电量比例提升，假设公司新能源业务毛利率、净利率每年下降 1pct。测算结果显示公司2022年新能源业务产生净利润 6.06 亿元，未来 4 年 CAGR 达 74.13%，成长性显著。
敏感性分析：
对于新能源发电业务，上网电价、利用小时数、度电成本对于项目的盈利能力影响最为重大。
根据测算可知，在成本不变的前提下，公司风电、光伏上网电价每提升 1%，度电毛利分别提升 6 厘、3 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct；公司风电、光伏利用小时数每提升 1%，度电毛利分别提升 3 厘、2 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct。
在营收不变的前提下，风电、光伏成本每降低 1%，度电毛利分别提升 3 厘、 2 厘，毛利率分别提升 0.5、0.5pct。
电煤供需关系持续紧张，国内煤炭产量释放进度不及预期，电煤中长期合同履约率及价格不及预期，国际局势复杂多变，海外煤价、气价持续上涨或维持高位，将导致公司燃料成本降幅不达预期；
全国特别是广东疫情反复，第二、第三产业用电量同比下滑，广东气温低于往年，将导致公司火电售电量、售电价格及营收增速低于预期；
新能源项目成本居高不下，项目开工难度加大，弃风弃光率回升，平均上网电价低于中长期合同电价或燃煤基准价，配储要求提高，将影响新能源项目收益率。
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