（报告出品方/分析师：天风证券 郭丽丽）
1.1. 简介：宝丽华集团唯一上市公司，广东省民营电力企业
公司主要在广东省开发、建设、拥有、经营和管理大型发电基地，从事发电与售电业务。公司于1997年1月在广东注册成立，并于同月在深圳证券交易所主板上市。
2003年公司战略转型资源综合利用新能源电力领域，并于2007年开始向可再生能源发电领域和金融行业拓展。经过多年发展，截至2021年底，公司业务已覆盖资源综合利用新能源电力、可再生能源发电和金融投资等各个领域。
公司为民营企业，第一大股东为广东宝丽华集团有限公司，实际控制人是叶华能先生。
截至2022年6月30日，宝丽华集团持股比例为16%。宝丽华集团是集工业、三高农业、房地产开发、商业贸易、工程建设、旅游开发等多元化综合性企业集团。公司为宝丽华集团旗下唯一上市公司，设立5家全资子公司，涉足电力和金融两大板块。
1.2. 业务：立足能源发电业务，拓展金融投资
公司业务主要聚焦能源发电和金融投资两大领域。
1）能源发电
电力主业集中于广东省，公司目前已构建出两大能源基地（梅县荷树园、陆丰甲湖湾）并形成了两大电力业务板块（资源综合利用洁净煤燃烧技术发电和可再生能源发电）。其中梅县荷树园电厂主要进行火力发电，陆丰甲湖湾基地则包括火力发电、陆上风电、海上风电。
截至2021年底，公司总装机容量达351.8万千瓦。其中火电业务总装机容量347万千瓦，2021年实现发电量184.09亿千瓦时；风电业务装机总量4.8万千瓦，2021年实现发电量0.48亿千瓦时。
2）金融投资
2017年公司发起设立梅州客商银行，后者与多家客商企业建立合作关系、发挥优势扩大效益；除此之外，公司还参股国金基金、长城证券、华泰保险、宝合金服、深圳微金所和东方富海等，并参股投资汕尾后湖海上风电项目，持股比例为8.09%。
截至2022年6月30日，公司长期股权投资余额26.01亿元，实现投资收益0.89亿元。其中2022H1梅州客商银行实现营业收入2.22亿元，净利润0.80亿元；东方富海实现营业收入1.52亿元，净利润1.21亿元；海上风电项目实现营业收入4.79亿元，净利润2.51亿元。
1.3. 财务：火电成本上涨拖累业绩，金融投资收益推动盈利
火电业务持续发力，营业规模持续增长。2021年公司实现营业收入94.11亿元，同比提高31.44%。从营收结构看，火电业务贡献明显，仍是公司支柱业务。在2021年电力市场供需紧张的局面下，公司火电机组利用小时数大幅提高38.4%，带动发电量增长，实现营收92.17亿元，占公司总营收97.94%。
2022H1受电力需求转弱、来水较往年明显增加等因素影响，公司火电需求量下降，使得公司营收规模同比有所下滑，但Q3连续高温天气叠加来水减少，火电需求量回升带动公司营收规模增长，2022Q1-3实现营业收入69.51亿元，同比相对持平。
燃料成本高企拖累业绩，金融投资收益带动盈利。
公司盈利主要来自于电力主业和金融投资两大板块。2021年燃煤价格大幅上涨导致公司燃料成本大幅增加，但金融投资取得高收益起到一定托底作用，公司2021年归母净利润同比降低54.65%，达到8.24亿元。
2022Q1-3在燃料成本持续高涨的影响下，公司业绩依旧承压，但由于同期投资收益达1.17亿元，使公司整体实现盈利，实现归母净利润1.90亿元。未来随着燃煤价格逐渐回归，以及公司长协煤工作的落实推进，公司燃煤成本有望回落，拉动煤电业绩改善。
管理效益不断提升，成本控制成果显著。随着进一步实施聚焦核心主业，优化公司资源配置、完善修订内部管理机制和流程等政策和措施，公司科学有序地控制了管理费用成本，实现了降本增盈的效果。
2021年公司管理费用率4.38%，同比下降0.63pct，2022Q1-3管理费用率持续下降，达到2.20%，同比下降3.08pct。
财务运营稳健叠加现金余额充足，有效支持后续业务拓展。近年来，公司财务运营较为稳健，资产负债率持续下降，截至2022Q3，公司资产负债率仅为42.80%。
现金方面，截至2022Q3，公司期末现金余额达54.04亿元，现金较为充足。综合来看，较低的负债比率有助于降低公司后续融资压力，支持公司实施融资计划，叠加公司现有的充盈现金余额，可以有效支持公司后续业务拓展。
2.1. 电价：荷树园电厂具备环保属性，电价享受政策扶持
荷树园电厂机组为公司核心优质资产，环保属性享受优惠电价政策。公司旗下荷树园电厂总装机容量为147万千瓦，于2012年10月全面建成投产，是广东省第一家采用先进的循环流化床洁净燃煤技术、综合利用煤矸石掺烧劣质煤的资源综合利用机组，具备环保属性。
根据国家发展改革委、建设部印发的《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》，鼓励煤矸石大宗利用和高附加值利用，同时煤矸石发电项目上网享受调度优先上网、优惠电价等政策。
据公司公告显示，近年来荷树园电厂上网电价相比于广东省燃煤基准价价差达到0.141-0.145元/KWh，2017年7月以后两者价差比例达到32%，水平稳定。
横向对比广东省各电力企业火电上网电价水平，2021年公司平均上网电价达到0.60元/KWh，相比之下，深圳能源、粤电力A、广州发展火电上网电价分别为0.480元/KWh、0.459元/KWh、0.451元./KWh，增幅分别达到25%、31%、33%，公司电价水平表现出明显的竞争优势。
2.2. 电量：区位优势保障机组出力水平
公司旗下发电厂均位于革命老区，政策扶持保障机组出力水平。2016年中共中央、国务院发布《关于加大脱贫攻坚力度支持革命老区开发建设的指导意见》，明确指出要“增加位于贫困老区的发电企业年度电量计划”。
公司地处广东唯一一个革命根据地——海陆丰和东江根据地（梅州、陆丰）和唯一一个中央苏区（梅州），是目前少数三家能够享受上述政策支持的电力公司。在2021年全国电力供需偏紧的形势下，公司火电利用小时数达到5305小时，超出广东省火电平均利用小时数290小时，超出全国平均水平857小时。
电价+电量双重保障作用下，公司盈利能力行业领先。从毛利率水平来看，公司发电业务毛利率与行业内其他公司相比，具备明显的领先优势，在当前燃煤价格维持高位的情况下，公司发电业务表现出较强的防御属性。
3.1. 成本端：煤价调控叠加进口煤价格下滑，成本压力有望降低
1）从国内煤价来看：
在国家政策支持下，煤价有望回归合理区间。2021年10月19日，国家发改委发布《国家发展改革委研究依法对煤炭价格实行干预措施》，提出将研究依法对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间。
2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，提出了煤炭中长期交易570~770元/吨（含税）的价格区间，引导煤炭价格在合理区间内运行等系列措施。目前，除秦皇岛港以外，山西、陕西、蒙西等8个煤炭资源地区已经提出中长期交易价格合理区间和现货交易价格合理区间上限，此举有助于煤炭价格回落至合理价格区间内。
2022年5-6月，国家发展改革委价格调控监管政策系列解读九连发，内容从限制中长期合同价格、各环节煤炭价格，到禁止捆绑销售现货涨价、严禁不合理提高流通费用，再到动力煤品种热值基准的界定。
市场监管总局出台《关于查处哄抬价格违法行为的指导意见》，在明确哄抬价格违法行为认定范围基础上，提出将对经营者构成哄抬价格违法行为的予以处罚，政策面不断加压，高煤价政策性风险增加，煤炭价格回归合理区间可能性进一步增强。
公司积极落实签订煤炭长协，降低煤炭综合采购成本。2022年7月，国家发展改革委在视频会议中强调今年电煤中长期合同必须实现三个100%的要求，即签约率100%全覆盖，履约率100%严要求，价格政策100%强执行，政策引导下，公司从2022Q3开始积极对接、落实签订煤炭长协，伴随公司未来长协煤比例不断提升，其燃料成本有望持续降低。
2）从进口煤价来看：
今年10月以来，由于欧洲气温高于往年，供暖季有所延迟，加之新能源发电表现良好，煤炭与天然气库存充足，终端对动力煤的需求较为有限，欧洲天然气和动力煤价格均承压，带动国际动力煤市场价格下滑，截至11月29日，南方港4700、3800进口动力煤价格指数已分别降至997.95元/吨、795.11元/吨。
3.2. 收入端：电价上浮空间拉大，公司盈利能力有望进一步增强
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》，提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，同时高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电价上涨空间拉大。
从广东来看，受进口煤价高企、部分月份涉及高温、来水偏枯等天气影响，广东今年的月度交易成交均价基本保持高比例上浮，前十一月中共有8个月成交均价较广东燃煤基准价上浮比例超过19%。
我们预计，广东2023年年度长协电价仍有望保持高比例上浮。
一次能源价格传导机制有望启动，成本端压力将进一步疏导。
近期，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》提出，一方面，2023年市场交易规模全年5500亿千瓦时，与2022年持平，其中安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，并提出零售交易部分可按“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；
另一方面，当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次能源价格波动传导机制，即当综合煤价高于一定值时，煤机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。
电力交易价格走高叠加一次能源价格传导机制，公司火电盈利能力有望优先修复，业绩或将深刻受益。
4.1. 用电紧张或将常态化，火电在中长期仍是不可或缺的主力电源
从电力供应方面来看，双碳目标下可再生能源在我国电力装机规模中持续扩张。据国家能源局数据，2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%；截至2021年底，我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。但由于新能源出力受制于不稳定性，电力供应能力相对不足。在此情况下，全国多个地区电力供应紧张，甚至出现电力缺口。
我们对2021年各省份发用电关系情况进行梳理，可以看出，多个省份虽然装机规模与其最高用电负荷相比存在盈余，但由于新能源装机占比较高，其电力供需水平仍较为紧张，甚至出现供不应求的情况。以青海为例，其省内电力装机与负荷盈余虽达到3142万千瓦，但其新能源装机占比达62%，因此其2021年省内发用电关系仍较为紧张。
从电力需求来看，回顾近年来国内全社会用电量增长情况，2020年受疫情影响，国内用电量增速减缓，伴随2021年后疫情逐渐缓解，国内稳经济政策效果逐步落地显现，用电量增速开始恢复。今年1-9月全社会用电量达64931亿千瓦时，同比提高5.3%。中电联预计今年全社会用电量同比增速将达到5-6%。未来随着国内经济发展，叠加疫情影响进一步消除，国内电力需求或将保持刚性增长。
根据电规总院，结合当前电源、电网工程、投产进度，预计2022年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需紧张；2023年、2024年电力供需紧张地区将分别增加至6个和7个。因此，在电力保供压力仍然严峻的背景下，火电由于出力稳定性较强，在中长期仍是电力供应中不可或缺的主力电源。
4.2. 火电核准速度加快，公司装机增长弹性可观
电力保供压力严峻，强调火电“压舱石”作用。在风光等新能源出力水平相对较低的情况下，仍然需要发挥煤炭在能源中的主体作用，以及煤电在电力系统中的兜底保供作用。2022年3月《政府工作报告》中提出，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。
在3月24日召开的2022年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联与国家电网的专家表示，在“双碳”目标下需要正确认识煤电的价值，要适度发展支柱性电源，保障转型期电力供应。
2022年8月19日，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，保障未来三年1.4亿千瓦煤电按期投产，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘。
从核准情况来看，自2021年Q4以来，火电核准装机速度明显加快。据不完全统计，2022年前三季度火电核准装机规模达到56GW，其中Q1、Q2、Q3分别为8.5GW、15.9GW、31.6GW，表现出明显的增长趋势。
陆丰甲湖湾3、4号机组获得核准，公司新增核准装机弹性位居前列。
2022年9月，公司陆丰甲湖湾电厂3、4号机组扩建工程（2×1000MW）项目获得核准，截至目前，公司已与山东电建一公司签署主体施工合同，项目3号锅炉基础第一方混凝土顺利浇筑，正式开工建设，建设总工期按22+3考虑，两台机组预计分别将于2024年底、2025年初投产。
横向对比来看，该项目规模相比于公司2021年末装机规模增长弹性达57.6%，公司新增核准装机弹性位居火电行业前列。
背靠两大高效清洁能源利用基地，公司高质量火电机组有望持续扩张。
公司梅州、陆丰甲湖湾两大高效清洁能源利用基地均属于广东省沿海大型骨干电厂，市场战略地位显著。除已核准的陆丰甲湖湾3、4号机组外，公司也已开展梅县荷树园电厂7、8号2×1000MW资源综合利用发电机组扩建工程及陆丰甲湖湾电厂5-8号机组扩建工程（4×1000MW）的前期工作。
根据陆丰甲湖湾3、4号机组扩建工程可研报告，其采用国产超超临界技术，机组供电标煤耗不超过270g/kwh，显著低于行业平均水平，公司高质量火电机组有望持续扩张。
5.1. 盈利预测
我们将公司业务分为三部分进行预测，分别为火电、风电及其他业务。
火电：装机规模方面，公司火电机组包括梅州荷树园电厂1-6号机组和陆丰甲湖湾电厂1-2号机组，截至2021年底装机容量为347万千瓦，考虑到陆丰甲湖湾3、4号机组的建设进度，假设2022-2024年底火电装机规模分别为347、347、447万千瓦；利用小时数方面，考虑到短期内电力供需形势较为紧张，火电需求量或仍将维持高位，假设2022-2024年火电利用小时数均为5300小时；上网电价方面，考虑到广东当前电力交易均价维持高位运行，故假设2022-2024年平均上网电价分别为0.647、0.661、0.667元/KWh。
风电：考虑到当前公司发展主要聚焦于火电业务，风电板块相对稳定，故假设其装机规模、出力水平、上网电价等均保持平稳趋势。
结合以上核心经营数据假设，我们预计公司2022-2024年可实现营业收入101.34、103.55和107.45亿元，同比分别增加7.69%、2.18%和3.77%；可实现归母净利润2.05、15.28、21.84亿元，同比分别增加-75.09%、643.95%和42.98%。
5.2. 估值
考虑到公司营业收入主要由火电业务贡献，故我们采取PB估值法对公司进行估值，截至2022Q3，公司权益净资产为112.53亿元。
我们选取内蒙华电（600863.SH）、上海电力（600021.SH）、大唐发电（601991.SH）作为可比公司，可比公司当前平均PB（LF）为1.71倍，根据上述分析，考虑到新型电力系统下火电价值增强对板块估值的提升（β）以及公司火电业务盈利能力优势（α），给予公司2023年1.8倍PB，对应目标市值202.55亿元，对应目标价为9.31元/股。
疫情超预期反弹的风险：如果疫情超预期反弹，用电量增速将明显放缓，从而可能导致公司售电量有所下滑，同时，市场化交易电价也可能会面临一定的下行压力。
煤炭价格波动风险：若煤炭供需紧张，则可能导致煤炭价格大幅上涨，公司火电盈利能力或将出现较大幅度的下滑。
电力价格波动风险：随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。
新项目建设进度不及预期风险：公司当前正在建设的陆丰甲湖湾3、4号机组装机规模达200万千瓦，对公司业务规模及业绩影响较大，若机组建设进度不及预期，则可能对公司未来发展造成不利影响。
投资业务盈利不及预期风险：截至2022H1，公司投资板块已成为业绩的重要来源之一，若未来公司参控股企业经营情况不及预期，则可能对公司业绩产生不利影响。
监管措施及监管函对公司可能的负面影响：公司于2022年10月27日收到中国证券监督管理委员会广东监管局《关于对广东宝丽华新能源股份有限公司采取责令改正措施的决定》，公司规范运作有进一步提升空间。
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