Wang 来源：国联证券
1.宝新能源：湾区民营火电企业，降本增效优势扩张
1.1聚焦火电主业发展，新金融业务提供协同
公司始建于1997年，同年上市深圳证券交易所。2003年，置出服装行业资产，同年投资建设梅州市梅县区荷树园电厂一期工程，进入发电领域。2007年，公司投资建设陆丰甲湖湾（陆上）风电场，拓展清洁能源电力。2017年公司发起设立梅州客商银行，布局金融产业。构建梅县荷树园电厂+陆丰甲湖湾电厂的“电力主业”+梅州客商银行“新金融业务”双核发展。
股权结构稳定，聚焦电力核心主业，持续优化资源配置，截至2023年Q1公司控股股东为广东宝丽华集团有限公司，实控人为叶华能先生（持有广东宝丽华集团有限公司90%股权），股权结构稳定。公司聚焦电力核心主业发展，2022年内，公司注销了宝新3号私募投资基金及近年未承接新业务、经营规模较小的子公司宝新租赁。广东宝丽华电力、陆丰宝丽华新能源负责发电业务，广东宝新能源电力销售公司负责电力销售，广东宝新投资发展公司和梅州客商银行负责金融业务。
1.2火电边际成本改善带来盈利修复
营收增长稳定提升，受益装机规模和利用小时数提升。2018年主要系经济向好，社会用电需求旺盛，公司电力设备机组利用小时数增加；2019年主要系广东陆丰甲湖湾电厂一起#1、#2投产，装机规模提升；2021年主要系高温天气、电煤价格高、用电需求高情境下，公司积极参与保供工作，火电利用小时数提升（2021年5305小时，2020年为3833小时，同比提升38.4%）。
2022年公司实现营收94.15亿元，同比提升0.05%，2023年Q1公司实现营收21.67亿元，同比降低2.19%。利润随煤价周期波动，23Q1盈利高修复。2022年由于煤价持续高企，公司利润短期承压，归母净利润为1.83亿元，同比-77.8%，2023年随动力煤价格中枢下降，公司燃料成本随之降低，火电业绩持续修复，2023Q1公司实现归母净利润0.26亿元，同比+585.53%，环比扭亏为盈（2022Q4为-0.07亿元），Q1电厂内还存有部分库存高价煤，我们预计全年煤价处于稳定下行区间，看好公司全年利润显著提升。
电力业务营收占比97%以上，火电为核。公司电力业务营收由2017年24.7亿元提升至2022年91.52亿元，2022年公司电力业务营收占比97.21%，火电业务营收91.22亿元，占总营收比例96.89%，受益火电装机规模提升，公司营收稳定提升。毛利率净利率受煤价影响波动变化，2023Q1转好。火电板块收入贡献公司主要业绩，2021-22年电力相关原材料（煤炭）成本分别占公司营业成本的83.4%和84.78%，21年-22年煤炭价格走高致毛利率显著下降，毛利率由2020年41.99%下降到2022年5.42%，净利率由2020年25.39%下降到2022年1.95%。2023年Q1伴随煤炭产量提升+长协煤政策落实+进口低价煤量增，入厂煤价格降低，公司毛利率趋稳，2023Q1公司实现毛利率4.59%（环比提升2.18pct），实现净利率1.19%（环比提升1.48pct）。一般情况下火电厂会库存15-25天以上煤炭，因此23Q1电厂存在年前购入的高价煤库存未出清，随着低价煤入炉，公司毛利率有望逐季提升。
发展新金融业务托底公司业绩。电力行业现金流充裕度高，公司积极发展金融业务，该业务收益主要体现在投资净收益和公允价值变动净收益。2022年，公司实现投资收益2.45亿，占比利润总额146.71%，主要变动源自于股权投资收益。2022年，梅州客商银行实现营业收入5.02亿元，同比+74.91%；净利润1.70亿元，同比+155.73%；参股投资东方富海实现净利润约3.19亿元，对煤价高企的经营压力进行托底。近年来，公司持续加强内部控制、完善管理制度，降本增效效果显著。2017-2022年，公司期间费用率自22.9%下降至3.8%，具体而言，销售费用率、管理费用率和财务费用率分别自2017年的0.27%/13.32%/9.30%下降至2022年的0.05%/1.99%/1.74%。其中，管理费用率降低主要系源于公司持续优化员工结构所致，员工数量自2018年的1390人降至2022年的1258人；财务费用的降低主要系由于公司近年来依托金融业务逐步发展，利息费用持续降低。
2.广东火电重要性凸显，煤价下降沿海电厂盈利空间变大
2.1外送电量&新能源不确定性，广东火电建设进入推进期
广东用电需求或将提升，发用电缺口持续扩张。2018-2022年，广东省全社会用电量自6323.4亿千瓦时增长至7870.34亿千瓦时，CAGR达4.5%，伴随疫情负面影响减弱、经济复苏，各行业高速发展，广东地区社会用电需求或将提升。根据中电联预测数据，2023年全国电力需求或将提高6%，我们假设广东省用电增速为全国平均6%，则预估其用电需求量达8342.6亿千瓦时。发用电差值仍有1700亿千瓦时。一方面源于新能源装机占比逐步提高，但其发电稳定性欠缺；另一方面源于基荷电源不足，即自2021年以来，由于煤价维持高位，燃煤成本高企，火电企业深陷亏损，引致发电量不足，外受电量受极端天气影响，广东省用电量与发电量差值仍有1700亿千瓦时。
广东省煤电+气电装机容量占60%以上。广东装机结构以火电为主，截至2022年底，煤电装机规模为68.57GW，占广东总装机容量40.1%，气电装机容量为34.23GW，占广东总装机容量的20%。本地电源供给有限，依靠外受电量。2022年广东外受电量占23%，省内煤电+气电发电量占50%以上。2022年广东省内煤电发电3157亿千瓦时，同比降低4.8%，发电量占全省41.4%，省内气电发电829亿千瓦时，同比降低7%，发电量占全省10.9%，2022年受高煤价、气价和疫情影响，整体火电发电量略减，但煤电以40%的装机占比供应41.4%的电量，气电以20%的装机容量供应10.9%的电量，火电作为本省基荷电源，承担较多的电量支撑作用。
干旱气候时候影响外受电量，2021、2022年外受电量逐年降低。广东省2018-2022年外受电量分别为1925.5/1970.9/2009/1842/1772亿千瓦时，占比分别为30.92%/29.95%/29.59%/23.94%/23.27%，广东外受电量主要系云南、广西等，21年开始气候干旱，各地降水偏低流域干旱，外受电量及占比降低，本省水电发电量降低（204亿千瓦时下降到139千瓦时），22年上半年各地区来水偏丰，下半年来水偏枯，进一步影响省内外受电量情况。
广东外受电量中云南占比65%以上，2023年云南降水偏低，影响外送广东电量。2022年云南送广东电量为1221.1亿千瓦时，同比降低22.99亿千瓦时，占广东外受电量68.92%。2023年云南省大部分地区降水总量偏少，6月2日中国气象局例行新闻发布会信息，年初至今云南省平均降水量为97.6毫米，较常年同期偏少55.3%。降水减少带动发电量减少，云南省2023M1-M4累计发电量为951.3亿千瓦时，同比降低3.1%，但M4当月发电量为215.9亿千瓦时，同比降低19.65%。本省发电量降低严重影响外送广东电量，2023M1-M3云南送广东电量分别为31.37/35.39/33.45亿千瓦时，同比分别降低38.9%/1.02%/47.19%，云南后续发电出力降低可能影响广东电力供需情况。
广东火电核准开工项目全国领先，基荷电源建设政策快速落实。广东省《能源发展“十四五”规划》提出，发挥煤电托底保障作用，有序推进支撑性和调节性电源项目建设，依据我们统计数据，广东省2022年火电核准20.5GW，开工14.7GW，火电建设全国领先。单拆煤机来看，2022年广东煤电核准18.48GW，开工8.7GW，截至2023年5月中旬，广东煤电核准6GW，开工3GW，骨干电源建设迎来推进期。
当前广东省骨干支撑和应急备用电源不足，广东省2022年火电审批、新建加速，本省火电企业装机规模增势有望持续。省内新能源规模持续提升，发电具有季节特性，西电东送受极端天气影响有不确定性，2023Q1云南省降水偏低导致水电发电量降低，外送广东电量同比下降，火电厂建设周期一般为2年，22年下半年开工百万千瓦机组投产时间接近2024年底，当前时点下，广东火电企业将保持高利用小时数，应发尽发，保障电量供应。
2.2煤价中枢下行，沿海电厂盈利修复弹性高
国内煤价高位显著回落，截至6月初同比降低35%左右。2021-22年受新冠疫情、俄乌冲突、极端天气等影响，全球煤炭价格偏高，2021年10月份，山东滕州Q5500坑口价最高达2615元/吨，同期广州港Q5500山西优混库提价也达到2600元/吨，2022年10月份山东滕州Q5500/广州港山西优混Q5500高值分别为1685/1680元/吨。2023年国际能源供需形势好转，国际煤价下行，国内在本土煤炭产能扩张+进口煤量增量情况下，供给端扩张，年初相对为用电&开工淡季，港口库存累库，煤价中枢下行，截至2023年6月2日，山东Q5500滕州坑口价为795元/吨，同比降低25.7%，广州港山西优混Q5500库提价为880元/吨，同比降低35.29%，煤价价格中枢下行明显改善电厂盈利能力。
原煤产量增加，用电淡季港口库存累库，全年煤价有望持续下行。2023年地方政府工作报告中原煤产地均提出积极扩产保供的目标，山西&内蒙古合计扩产1.34亿吨，保障煤炭供应。依据国家统计局数据，1-4月国内原煤生产量达15.27亿吨，同比增长4.8%，煤炭产能释放节奏有序。电力行业占煤炭消费50%左右，2023年至今非电行业耗煤率有限，年初同时为开工淡季及电厂耗煤淡季，电厂库存处于较高水平，港口库存累库，截至2023年6月2日，北方四港库存合计1680万吨，同比+15%，我们认为在需求侧偏弱，供给持续增加情境下，全年煤炭价格有望持续下行。
进口煤价格走低，进口量增，或刺激国内煤价下行。国外煤炭和天然气库存较高，同时核电和新能源发电量提升，能源需求降低，国内外煤价不再倒挂，截至2023年5月12日，NEWC/RB/ARA港口动力煤现货价分别为168.1/113.9/120美元/吨，同比分别降低57.7%/65.2%/62.8%。截至6月2日，到广州港印尼煤Q5500为943元/吨，同比降低29.43%，国内进口煤0关税政策&澳煤放开，进口煤体量维持高增速，2023年1-2月/3月/4月进口煤增速分别为70.8%/150.7%/72.7%，我们认为在国外当前需求度低情境下，煤炭价格将稳定下降，进口煤体量增长有利于倒逼国内煤价持续下行。
长协煤保供持续加码，严要求&市场煤价下行共促履约率提升。2022年10月，发改委印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，相对2022年方案，价格方面：下水煤合同基准价由700元/吨降低为675元/吨，电煤中长协供应方扩大至所有在生产的煤炭企业（22年方案为30万吨/年及以上煤炭生产企业），需求方缩窄为发电和供热用煤企业，监管更加严格，长协煤履约率有望提升。同时长协煤和市场现货煤价价差空间收窄，煤企履约积极性有望大幅提升。履约率提升有助于火电企业纾困。
煤价下行沿海电厂本轮深度受益。沿海电厂煤炭来源主要为长协煤和市场煤，市场煤以国内市场煤，印尼、澳洲煤炭为主，2020年进口煤价低于国内煤价，叠加公司梅州革命老区电厂上网电价高，毛利率较高。2021-2022年开始煤价上涨，沿海地区终端煤价为坑口价+运输费用，长协煤履约率和覆盖程度相对坑口电厂和内陆电厂较低，只能采购高价市场煤+高价进口煤，亏损最为严重。本轮内陆煤价下行+进口煤价格下降+长协煤履约率提升多重利好作用下，沿海电厂盈利修复弹性更足。
2.3广东地区年度中长期电价较高
2023年广东年度中长期交易电价顶格成交，大幅高于2022年。以2022年年度交易结果来看，2022年年度交易共成交2662.17亿千瓦时（含年内新增年度交易），成交均价0.497元/kWh，较广东省燃煤基准价上浮7.3%，2023年广东年度双边协商交易电量2426.5亿千瓦时，均价553.88厘/kWh，较燃煤基准价上浮19.6%。年度交易电价确定大部分电量，2023年年度交易电价上涨带动广东地区发电企业盈利能力提升。
广东设立一次能源传导机制，纾解火电企业成本。根据广东省能源局、南方能监局2022年11月发布的《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，2023年广东零售市场按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的交易模式开展零售合同签订，其中，浮动费用上限为0.02元/千瓦时；此外，当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本超过允许上浮部分，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。本次电价改革意图通过用户侧来疏导发电侧成本压力，通过新机制支撑电价上行。公司作为广东省火电龙头企业，有望在此政策背景下纾解成本、修复盈利。
3.优质资产，电力市场化改革助力发展
3.1区位优势明显，资产优质装机持续
公司聚焦两大两大能源基地：梅县荷树园电厂资源综合利用洁净煤燃烧技术发电基地、陆丰甲湖湾清洁能源基地。截至2023年一季度末，公司总计装机347万千瓦，包括梅县荷树园147万千瓦（梅县荷树园电厂1-6号机组）、陆丰甲湖湾200万千瓦（陆丰甲湖湾电厂一期1、2号机组）。在建两台百万千瓦机组，火电资产充沛。依据公司公告，公司陆丰甲湖湾电厂一期3、4号机组自2022年11月26日开始建设，预计于2024年底、2025年初投产，总装机规模达2GW；陆丰甲湖湾电厂一期5、6、7、8号机组及梅县荷树园电厂二期7、8号机组正处于前期工作准备阶段，前期准备规模预计达6GW。
公司电厂位于政策扶持区域，电量受相关保障。根据2016年国务院发布《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》，意见提出“增加位于贫困老区的发电企业年度电量计划”。公司火电电厂地处梅州市和陆丰市为革命根据地，应政策意见享有相关扶持。截至2022年末，公司火电机组利用小时数达5335小时，高于广东省火电机组（4163小时）平均利用小时数28.2%、全国平均火电机组（4379小时）平均利用小时数21.8%。
电价有望保持高位，带动公司盈利修复。公司梅县荷树园电厂属于煤矸石资源综合利用电厂，具有优先上网和环保电价补贴。根据《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》煤矸石综合利用发电项目应优先上网发电，且享受环保电价政策。截至2022年末，公司火电平均上网电价达0.59元/千瓦时，高于广东省燃煤发电上网基准电价0.463元/千瓦时，同时略高于广东地区其他电厂。根据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》，意见指出将煤电交易价格浮动范围扩大为上下浮动均不超过20%，且高耗能企业市场交易电价将不受限制。结合广东省中长期电价表现，即2023年中长期电价较2022年提高4.5厘/千瓦时，电价有望进一步上行，带动公司盈利修复。
民营企业煤炭采购灵活，旗下售电公司可积极开展电力营销服务。2022年公司火电营业成本达86.87亿元，燃料成本占营业成本的比例为84.78%，我们认为公司作为民营企业，决策较为灵活，可根据市场价格及库存情况灵活制定电煤采购策略，签订煤炭长协同时开拓煤炭采购渠道，提高低价进口煤比例，提高盈利水平。2022年公司市场化交易电量175.47亿千瓦时，占公司总上网电量比重100%，市场化程度高，广东省已推行电力现货市场，公司通过对负荷曲线预测颗粒度提升，对现货市场价格进行精细预测，出清高价电量，获取收益。
3.2广东电力市场进度快，现货&辅助服务价值显现
现货市场体现电价时间维度价值，现货市场体现价格讯号，现货部分突破20%幅度限制。广东电力现货市场自2021年11月起连续结算运行超19个月，2022年实施现货全年连续不间断运行，2022年8月，广东电力现货取消报价上限和二级价格限制。现货交易价格不受“基准价+上下浮动（均不超过20%）”的幅度限制，现货市场价格信号能准确反应供需变化，及时疏导发电成本，2022年发电侧日前总成交电量3800.6亿千瓦时，日前市场加权均价572元/kWh，较燃煤基准价上浮23.54%，实时市场加权均价603元/kWh，较燃煤基准价上浮30.2%。总体来看电价端颗粒度越精细电价价格越高。
当前现货电量占比约10%，存在发高价电机会。2022年12月，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，通知规定“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%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%”。理论上火电可以通过在现货市场择时发电，获取收益。假设即在利用小时数不变的情况下，公司通过提高在市场高电价时段发电的比例，进而提升营业收入。我们统计广东电力交易中心的现货价格出清区间及分布小时数，以2022年全年数据计算，加权平均电价约为556.64元/MWh，与2023年年度交易电价接近（553.8元/MWh，仅差2元/MWh），现货价格讯号对中长期交易电价正向影响。广东调峰补偿负荷范围圈定为50%及以下，现货市场本身属性承担了部分调峰功能，即新能源发电低谷时，现货市场电价高，火电发高价电获取收益。
我们认为电力中长期（年度、月度交易）保障电量和电价稳定的压舱石，确保煤电企业90%高比例签约中长期既保障电网安全、电力平衡，也保障电厂基本收益。剩余10%的电量参与现货市场（日前、实时）则电厂理论上可通过对电力曲线精准预测，更精细化分解合约，日前分析火电竞价空间，来发高价电获取超额收益。同时电厂可以通过差价合约结算机制，购买更低价现货电，履行自己中长期合约，实现盈利。
辅助服务：政策频发，调节性资源价值发现，电改政策频发促调节性资源价值发现。2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，核定了未来三年省级电网执行的输配电价格，通知指出辅助服务费用将扩大为系统运行费用，单列后有益于促进增量费用传导、调节性资源增值。2023年5月17日，国家能源局发布调节性电源全面普查通知，普查对象包括但不限于煤电灵活性改造机组，本次普查监督资源电价及容量补偿情况，调峰、调频等辅助服务迎来价值发现。广东新能源并网规模提升，辅助服务需求大。
2019-2022年，广东省省内风光发电量自103亿千瓦时增长至373亿千瓦时，CAGR达37.9%；风光发电量占总发受电量的比率自1.6%扩张至4.8%，CAGR达31.6%；风光装机容量自779.4万千瓦扩张至2835.1万千瓦，CAGR达38.1%。伴随新能源装机量扩张、发电量提升，由新能源发电不稳定带来的消纳问题浮现，火电能够降低最小出力提高新能源消纳，同时获取辅助服务收益。
2022版上调有偿调峰费用，广东调峰补偿全国领先。为了加强企业灵活性改造积极性，国家能源局南方监管局于2022年6月13日发布《南方区域电力并网运行管理实施细则》及《南方区域电力辅助服务管理实施细则》。相较于2020版，广东省深度调峰补偿均存在不同程度的提高，实际出力在40%-50%区间的调峰补偿标准提高了50%，实际出力在30%-40%区间的调峰补偿标准提高了5倍，实际出力在30%以下的区间的调峰补偿标准提高了8倍。与其他地区相比，相对来说广东深度调峰费用较高，广东煤电提供深度调峰收益更佳。
煤电参与深度调峰需要合理申报，月度净结算可为补偿或分摊。依据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，燃煤机组100％至50％的额定容量范围为基本调峰，为义务调峰，无需补偿，50%以下给予补偿。我们依据南方监管局公布的广东省辅助服务2020-2022年月度数据，宝新能源下辖荷树园、荷树园B、甲湖湾电厂，我们可发现，荷树园、荷树园B电厂月度净补偿为负值，我们可以理解只参与深度调峰分摊，不提供补偿，甲湖湾电厂每月获取深度调峰净收益。宝新能源单电厂过去参与深调补偿净收入最高可获2500万元。我们统计年度数据可得，2020-2022年三个电厂深度调峰净补偿，荷树园电厂分别为4.75/31.75/47.85万元，荷树园B电厂分别为-628.63/-486.30/-734.42万元，甲湖湾电厂分别为2448.63/1185.57/2135.75万元，2022年深度调峰收益2135万元。
辅助服务部分公司当前盈亏平衡，未来新能源波动性提升，辅助服务价值有望重塑。广东辅助服务市场主要设计品类为黑启动、冷备用、无功补偿、旋转备用、启停调峰、深度调峰。我们依据南方监管局数据2020-2022年公司三电厂合计补偿242.8/-873.9/-130.3万元。公司只有甲湖湾电厂提供较多辅助服务，全年结算为正收益，2022年合计1284万元，我们认为在当前辅助服务需求提升，价值量增长，公司旗下电厂均有望积极申报辅助服务，获取调节性资源价值。第三监管周期中将辅助服务费用将扩大为系统运行费用，单列后有益于促进增量费用传导、调节性资源有望增值。新能源大量并网不确定性及新能源车等终端电气化提升，电网负荷波动较大，火电是最稳定的对冲风险电源，辅助服务未来价值量提升，有望兑现调节性资源收益。
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