大唐发电水电业绩有何表现？

成本下行火电盈利修复，弃水改善增厚水电业绩。

1.火电：综合用煤成本下降，火电盈利持续修复

火电装机近年保持稳定，截至2022年末达54GW。公司近年加快新能源发展步伐， 火电装机容量相对稳定，2022年末火电装机共计53.61GW，其中煤机47.51GW、占 总装机的66.9%，燃机6.10GW、占总装机的8.6%。

受用电需求疲软影响，2022年煤机、燃机利用小时均大幅降低。2022年受部分地区 疫情管控导致用电需求放缓等影响，公司完成火电上网电量1994亿千瓦时、同比下 降5.9%，其中煤机1849亿千瓦时、同比下降11.2%，燃机145亿千瓦时、同比下降 19.7%。从火电经营效率方面看，2022年公司煤机利用小时数为4225小时，同比上 年降低226小时；燃机利用小时数为2948小时，同比上年大幅降低554小时。

2021年公司火电电价上浮有限，2022年同比大增21.8%。2021年公司火电电价上浮 有限（同比仅增长5.1%），其中江苏、内蒙古、广东部分省市区同比增长5pct以上， 较当地燃煤标杆电价上浮程度远不及政策20%上限。2022年公司火电上网电价达 491元/兆瓦时、同比大幅增长21.8%；参考2023年度广东、江苏、陕西、海南等地均 为顶格上浮，预计电价有望高位保持。

煤价：2022年受俄乌冲突及火电超发因素影响，动力煤现货价格长期高位，近三个 月震荡回落。2022年动力煤管控持续加强，但受海外因素及运力等影响，动力煤价 格仍处高位，其中自8月下旬起再次攀升（秦皇岛5500大卡动力煤港口价至10月25 日达到1599元/吨高点），后伴随火电发电量增速回落，运力恢复同时进入11月淡季， 动力煤价格持续回落；2023年初至今秦皇岛5500大卡动力煤价格震荡回落；进口煤 印尼烟煤价格走势一致，作为占进口比重较大的煤种，亦震荡下行。

电价高位保持+综合用煤成本改善下，测算2023年火电毛利润环比大幅改善。假设 2023年公司火电装机保持53.61GW不变，利用小时数下滑至4100小时，煤耗同比持 平，2023年燃料采购成本同比-15%，测算2023年度电毛利润有望实现盈利49元/兆 瓦时、毛利润较2022年增加93亿元。

2.水电：经营指标向头部靠拢，业绩有望持续释放

水电控股装机规模稳定，乌江、大渡河为主要装机流域。公司水电装机规模近年保 持相对稳定，2022年末为9.20GW。控股水电装机主要位于大渡河、乌江流域，其中 大渡河流域电站3.45GW（长河坝2.6GW、黄金坪0.85GW）、乌江流域电站2.35GW （彭水1.75GW、银盘0.6GW）。此外，公司拥有云南李仙江流域7个梯级电站开发 权，共计控股装机1.45GW。

水电业务经营稳中向好，盈利能力呈提升趋势。公司近年水电营收总体呈增长态势， 2022年受汛期来水偏枯影响、实现营收70.84亿元，同比降低8.20%，毛利率达54.3%， 同比下降-1.7个pct。回顾此前，2020、2021年公司盈利能力已与华能水电相仿。2022 年公司水电板块实现利润总额16.27亿元，同比下滑5.8%。

水电发电量基本保持稳增长，利用小时向头部公司靠拢。从经营指标来看，2022年 公司水电完成发电量332亿千瓦时，同比下滑4.8%。2019~2022年水电利用小时数 分别为3343、3902、3787、3604小时，经营效率正在向头部公司靠拢（2022年利 用小时数同比下滑，主要为来水影响较大）。

伴随特高压及省内输送通道建成落地，大渡河消纳有望改善。受制于调节能力不足， 大渡河流域历年弃水严重。根据《四川省“十四五”能源发展规划》，加速特高压建 设、同时优化省内主网架结构。雅中-江西特高压已于2016年6月投产；白鹤滩-江苏 特高压也已于2022年7月投产；白鹤滩-浙江特高压2022年12月30日投产，则2022年 末四川省特高压外送能力达4620万千瓦，较2021年末提高53%。

此外，受益于市场化电价的推进，水电上网电价有望提升增厚业绩。2021年12月， 四川省发改委发布《关于进一步完善我省分时电价机制的通知》，明确自2022年1月 1日起高峰电价在平段电价基础上上浮60%，尖峰时段在高峰时段基础上再上浮20%。 同时伴随严禁对电解铝行业实施优惠电价，西南地区水电电价有望提升。参考2022 年公司水电上网电价为0.243元/千瓦时，若度电电价提升1分钱，在不考虑电量提升 的情况下有望增厚公司水电盈利2.15~2.31亿元（对应65%~70%水电权益装机）。