2024年大唐发电研究报告：火电龙头盈利修复，积极发展新能源

1. 火电龙头稳步发展，量价齐升扭亏为盈

1.1. 火电基础深厚，以火电为主同步发展清洁能源

大唐集团旗下综合能源上市公司，国内最大独立发电公司之一。1994 年大唐 国际发电股份有限公司成立，1997 年在香港及伦敦交易所上市，2006 年在 A 股 上市，成为第一家同时在香港、伦敦、上海三地上市的中国企业，同时也是第一 家在香港上市的电力企业及第一家在伦敦上市的中国企业。公司历经三十年发展， 是国内最大的独立发电公司之一，经营产业以火电、水电、风电、光伏为主的发 电业务，且于 2010 年被大唐集团确定为集团火电业务最终整合平台。2017 年， 内蒙古大唐国际托克托发电厂五期工程 10 号机组顺利通过 168 小时试运行。国 家“双碳”目标提出后，公司积极推进转型，2021 年拿下国家第一批大型风光基 地批复，清洁能源装机占比达 30%，截至 2023 年底已超 37%，形成“火电+清 洁能源”的全面发展格局。

1.2. 控股股东大唐集团，旗下五家上市公司

公司控股股东为中国大唐集团有限公司，其下属五家上市公司。截至 2024 年 3 月 31 日，大唐集团及其子公司合计持有公司已发行股份 9,824,568,940 股， 合计约占公司已发行总股份的 53.09%。公司实际控制人为国务院国有资产监督管 理委员会。

控股股东中国大唐集团有限公司旗下共五家上市公司。除大唐发电外，控股 股东中国大唐集团旗下还包括在港股上市的中国大唐集团新能源股份有限公司、 大唐环境产业集团股份有限公司；以及在 A 股上市的广西桂冠电力股份有限公司、 大唐华银电力股份有限公司。 大唐新能源股份有限公司于 2010 年在香港联交所主板上市，是国内最早从 事新能源开发的电力企业之一，目前积极开展风电、光电等可再生能源业务；大 唐环境产业集团股份有限公司于 2016 年在香港联交所上市，拥有国内最大脱硝 催化剂生产基地，主营环保设施投资与运营管理、脱硝催化剂制造处置再生及检 测等。 广西桂冠电力股份有限公司于 2000 年在上交所上市交易，主营水力发电。 截至 2023 年底，公司水电可控装机容量为 1023.5 万千瓦；大唐华银电力股份有 限公司于 1996 年在上交所挂牌交易，主营火力发电，火电机组装机规模在湖南 处于领先位置。

1.3. 火电贡献主要收入，发展空间广阔

公司装机以火电为主，积极发展清洁能源。根据公司公告，截至 2023 年 底，公司火电煤机装机容量 45,624 兆瓦，燃机装机容量 6632 兆瓦，火电装机 占全国火电总装机 3.8%，拥有火电在建项目装机 4670 兆瓦，2023 年获得 2 个火电煤机项目，核准容量 4000 兆瓦，1 个火电燃机项目，核准容量 1076 兆 瓦。公司火电机组多位于京津冀及东南沿海地区；水电多位于西南地区；风电、 光伏则广布全国资源富集区域。整体资源丰富，既立足火力发电，持续推动煤 机超低排放环保改造，积极参与辅助服务和调峰；又拓展全国风力、太阳能富 集地区，大力发展清洁能源，发展空间广阔。

公司低碳清洁能源装机占比进一步提升，仍以火力发电为主。截至 2023 年， 公司煤机装机稳定发展，占总装机的 62.3%；清洁能源装机占比已达 37.7%。公 司清洁能源装机目标为在十四五末达到总装机比例的 50%以上，结合公司装机规 划，清洁能源装机有望进一步提升。

1.4. 营业收入稳步增长，煤价下行盈利能力不断改善

公司近年来营业收入稳步增长，归母净利扭亏为盈。根据公司公告，2023 年 公司实现营收 1224.0 亿元，同比增长 4.8%，五年营收复合增长率 5.6%，2023 年电力销售收入 1070.8 亿元，同比上涨 6.3%，主要因为上网电量与上网电价均 有增长；归母净利润 13.7 亿元，扭亏为盈，五年业绩复合增长率达到 2.0%。2021、 2022 两年归母净利润为负主要由煤炭价格上涨导致，以 2021 年为例，燃料成本 比上年同期增加 235.2 亿元。

毛利率、净利率自 2021 年触底反弹，盈利能力逐步提升。公司毛利率与净 2021 年均为负数，2023 年受益于火电发电单位燃料成本比上年同期下降 27.21 元/兆瓦时，导致燃料成本减少 57.62 亿元，以及公司合并口径完成上网电价（含 税）466.41元/兆瓦时，比上年同期增长了5.62元/兆瓦时，影响电力收入增加12.91 亿元等因素，公司扭亏为盈，净利率达到 2.45%，同比增长 3.20 个百分点。

公司期间费用率及财务费用占比逐年下降。公司期间费用中，管理费用和财 务费用占比较高，2023 年合计占比 98.5%。其中管理费用有所上升，2023 年达 到 39.63 亿元；财务费用及费用占比逐年下降，2023 年为 56.68 亿，占比总费 用 57.9%；期间费用率从 2018 年的 11.5%下降到 2023 年的 8.0%，降费效率显 著。

公司经营现金流有所恢复，资产负债率自 2022 年后呈现下降趋势。公司经营 活动现金流净额在 2021 年达到低点 82.5 亿元后，在 2023 年恢复至 212.1 亿元； 资产负债率在小幅波动中有所下降，从2018年的75.6%下降至2023年的70.9%， 主要由于偿还债务本息金额大于新增融资金额。

随着公司扭亏为盈，公司 ROE 恢复为正。2023 年电力销售量价齐升，燃料 成本下行，加之公司期间费用率稳定下降，2023 年公司 ROE 重回 2%，盈利能力 逐步恢复。

资产减值拖累公司业绩，2023 年股利支付率达到 10.2%。2018-2023 年，公 司平均每年资产计提减值 9.9 亿元；2020 年及以前分红情况较好，每年分红均在 10 亿元以上，2021 年由于可供分配利润为负值因而未进行分红，2022 年恢复分 红，2023 年扭亏后拟分配股利 1.4 亿元。

2. 火电行业修复，电价结构优化，迎来价值重估

2.1. 全国火电装机容量增长，火电充分发挥压舱石作用

非化石能源装机比重不断提高的背景下，火电需求依旧存在。全国范围内， 火电装机容量保持平稳增长，从 2018 年的 11.4 亿千瓦增长到 2023 年的 13.9 亿 千瓦。2023 年全国煤电装机容量 11.6 亿千瓦，比 2022 年增长 3.4%，占总发电 装机容量 39.9%，首次降至 40%以下。

火电利用小时数受需求影响小幅波动，解决清洁能源发电不稳定问题。火电 利用小时数在 4200-4500 小时间波动，在清洁能源出力不足的年份，充分发挥压 舱石作用。以 2021 年、2023 年为例，两年均出现主要流域降水偏少，水库蓄水 下降而导致水电发电量不足的情况，煤电发电利用小时数增加，有效弥补了水电 出力的下降。由此可见，煤电仍是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

2.2. 煤炭价格进入下行通道，公司火电盈利弹性释

放 动力煤价格于 2021 年出现大幅上涨，后进入下行通道。2021 年环渤海动力 煤价格从 2020 年 5 月初的 526 元/吨上涨至 2021 年 10 月中/下旬的 848 元/吨，涨幅高达 61%；之后开始逐步回落，截至 2024 年 7 月 17 日已降至 715 元/吨，降幅 16%左右。煤价的下降带来燃料成本的下行，有利于火电盈利持 续修复

公司燃料成本 2021 年大幅上升，2023 年开始回落。2021 年动力煤价格大幅 上涨，采购资金需求大，导致燃料成本大幅增加；2023 年燃料成本开始回落，火 电单位燃料成本同比下降 27.21 元/兆瓦时，总电力燃料成本降至 666 亿元，燃料 成本下降推助公司盈利能力修复；此外，公司持续进行火电机组节能减排优化，单 位煤耗不断下降，2022 年已降至 290.8 克/千瓦时；其中 2019-2022 年，公司进行 超低排放改造的煤机均超 100 台。

近年国家政策重视煤炭保供稳价。国家发改委、国务院、国家能源局等先后 出台政策力求发挥煤炭的主体能源作用，保障煤炭储备和供给。2024 年 4 月《关 于建立煤炭产能储备制度的实施意见》提出 2030 年形成 3 亿吨/年的可调度产能 储备。我们预计在供给得到保障后煤炭价格中枢有望继续下降或保持稳定，有利 于火电行业整体盈利能力的提升。

2.3. 容量电价提升盈利稳定性，辅助服务市场加速发展

容量电价机制出台，煤电盈利稳定性提升。2023 年 11 月 10 日，发改委《关 于建立煤电容量电价机制的通知》指出，将构建有效反映各类电源电量价值和容 量价值的两部制电价机制。以每年每千瓦 330 元为统一标准，2024-2025 年全国 多数地区为 30%，部分地区为 50%；2026 年起，各地回收固定成本的比例均不 低于 50%。我们按照各地容量电价表、公司目前煤电机组所在地，未来新增煤电 项目（江西新余等）测算出了容量电价政策将为公司带来的补偿。根据未来公司 煤电机组所在省份将通过容量电价回收的成本比例假设，预计政策将在 2024 年 为公司带来 47.46 亿-50.51 亿容量补偿。 我们假设三种不同情况，估算当公司装机所在省份分别以不同比例采取 30%， 50%，70%容量电价时，公司可获得的容量电价补偿。政策要求 2026 年后所有 地区比例必须至少达到 50%，我们对于 2025 年的悲观预期即为 70%的地区达到 了 50%的要求，乐观预期则是 90%的地区都达到此要求。

2024 年 2 月 7 日，发改委《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》 强调了推进电力辅助服务市场建设的重要性，提到合理确定调峰服务价格上限、完 善调峰市场交易机制等优化措施，旨在调动灵活调节资源、主动参与系统调节的积 极性。公司积极参与需求侧响应及辅助服务，2023 年将 300MW 以上煤电机组厂 用设备纳入调峰市场，扩展盈利渠道。

3. 公司转型清洁能源，风光+水电+核电多重驱动高速发展

3.1. 公司响应国家号召，风光发电快速拓展

公司风光装机大幅增长带动风光发电量快速增长。根据 2023 年电力行业经 济运行报告，2023 年全国非化石能源发电装机首次超过火电装机规模，占总装机 容量比重首次超过 50%，太阳能发电、风电投资分别增长 38.7%和 27.5%。在电 力行业绿色低碳趋势稳步推进的背景下，公司十分重视风电、光电发展，2023 年 风电、光电装机容量分别为 7464 兆瓦和 4366 兆瓦，近三年 CAGR 分别达 17% 和 40%；发电量近三年复合增速分别为 25%、65%。

公司风和光发电在 2021-2023 年利润总额持续增长。随着清洁能源装机的增 加、新能源发电占比的提高，预计未来风电与光伏发电将对公司盈利起到更关键 的作用。

公司目前风光项目分布于西部及三北地区，超 2000MW 项目在建。公司主要 风光项目目前分布于京津唐、重庆、青海、内蒙古等地区，其中不乏风光资源丰富 区域。此外，公司在建风电及光伏发电项目超 2000MW，同样聚焦于西北、内蒙、 东北等地。

受益于良好风光资源，公司风光利用小时数领先全国。公司 2023 年风电、光 伏利用小时数分别为 2533 小时和 1342 小时，分别高于全国风光利用小时数 308 小时和 56 小时。此外，公司风电利用小时数从 2018 年至 2023 年均高于全国水 平，光伏发电数据只有 2021、2022 年低于全国平均利用小时数。

3.2. 水电装机稳定，业绩主要受来水影响

公司水电装机容量稳定，发电利用小时数受来水影响有所波动。2018-2023 年，公司水电装机容量稳定在 9204.7MW，2023 年发电利用小时数为 3234 小时， 同比下降 10.3%，主要原因是受多轮极端天气及自然灾害影响，来水严重偏枯。 公司 22 及 23 年水电利润分别下降 6%和 15%，预计未来随着来水情况好转，运 行小时数将有所提升。

公司目前水电项目主要分布于西南地区，区域水电电价呈上涨趋势。公司主 要水电项目位于云南、重庆、四川等西南地区，此外在内蒙、东北等地区也有分布。 公司水电项目所在省份电价大部分稳中有升。

3.3. 参股宁德核电，投资收益稳步提升

公司参股宁德核电，投资收益稳步提升。2013 年，公司参股宁德核电 1 号机 组正式投入商业运营，是公司进入核电领域的关键里程碑。宁德核电是国内第一 座岛链上的核电站，也是当时国内百万千瓦级机组国产化率最高的核电站。截至 2023 年年底，公司持股宁德核电 44%，投资收益近五年来稳定上升，2023 年达 12.7 亿元。宁德核电发展至 2023 年已有 4 台机组，保持安全稳定运行，发电量 稳定，2023 年发电量 344.82 亿千瓦时，上网电量 323.60 亿千瓦时，预计未来将 持续为公司带来投资收益。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）