2026年大唐发电公司研究报告：多元布局的综合能源运营商

大唐集团火电业务整合平台，持续推进新能源转型

大唐发电是大唐集团核心上市子公司，也是集团火电业务最终的整合平台，我国最大的独 立发电公司之一，主要从事建设、经营电厂，销售电力、热力，电力设备的检修调试，电 力技术服务，煤炭生产、销售等业务。公司深耕能源行业多年，公司所属运营企业及在建 项目遍及全国 20 个省、市、自治区，在火电行业龙头的基础之上已逐步发展成为绿色低碳、 多能互补、高效协同的大型综合能源上市公司。

大唐集团火电业务整合平台，首家沪港伦三地上市中国企业

大唐集团火电业务整合平台，首家沪港伦三地上市中国企业。1994 年 12 月，中国华北电 力集团公司、北京国际电力开发投资公司以及河北建设投资集团有限责任公司作为发起人， 以陡河发电厂、高井发电厂、下花园发电厂和张家口发电总厂三号、四号机组作为出资资 产，共同发起设立了北京大唐发电股份有限公司。1997 年 3 月，大唐发电于港交所和伦交 所挂牌上市。2004 年 1 月，华北电力集团将其持有的 35.43%大唐发电股份无偿划转至中 国大唐集团（2003 年 4 月由国务院批准组建）。2006 年 12 月，大唐发电于上交所上市， 同时更名为大唐国际发电股份有限公司，成为我国第一家同时在香港、伦敦、上海三地上 市的企业。2010 年 10 月，中国大唐集团确定大唐发电作为其火电业务最终的整合平台。 历经 30 余年的发展，公司目前发电业务已涵盖火电、水电、风电、光伏等多个领域，2025 年末总装机达 8619 万千瓦。

公司控股股东为中国大唐集团有限公司，实控人为国务院国有资产监督管理委员会。截至 2025 年 9 月 30 日，大唐集团及其子公司合计持有公司已发行股份的 53.04%，其中大唐集 团直接持有 35.34%，大唐海外（香港）有限公司持有 17.70%，包含在香港中央结算（代 理人）有限公司持有股份中。此外，河北建设投资集团有限责任公司持股 6.93%，天津市 津能投资有限公司持股 6.57%，其他 A 股股东持股 18.14%，其他 H 股股东持股 15.32%， 主要包括北京能源集团有限责任公司等。

立足火电推动绿色低碳转型，分红具备提升潜力

营业收入稳步提升，随煤价下行 2023 年以来归母净利持续修复。2017-2025 年，公司装机 容量总量持续提升，随低碳清洁能源转型不断推进，清洁能源装机（燃机+风电+光伏+水电） 占比已由 2017 年末的 30%提升至 2025 年末的 43%。随装机容量提升及综合结算电价震 荡上行，2017-24 年公司营收逐年提升，9M25 营业收入同比小幅下滑（同比-1.82%）主要 系平均上网电价有所下滑（同比-4.32%至 430.19 元/兆瓦时）所致。由于公司装机结构中 煤机装机占比仍超 60%，公司归母净利表现与煤价具有较强相关性，2021 年煤价高企带来 发电燃料骤增（同比+56%至 6.54 亿元），公司归母净利出现大额亏损（-92.64 亿元）。2023 年以来，随煤价步入下行小周期，公司归母净利持续修复，2024/9M25 归母净利同比增速 达 230/51%。

电力销售贡献主要营收与利润，2024 年火电营收/利润总额贡献占比达 74/34%。公司主要 从事电力销售、热力销售等业务，其中电力销售业务贡献主要收入（2017-24 年营收贡献占 比均超 85%）故公司整体毛利率走势与电力销售业务毛利率走势接近。公司目前电力销售 业务涵盖火电、水电、风电、光伏等多个领域，2024 年末公司在役火电/水电/风电/光伏装 机容量分别为 5381/920/1006/604 万千瓦，占比 68/12/13/8%；2024 年收入贡献占比分别 为 74/6/6/2%，利润总额贡献占比分别为 34/23/25/8%。当前火电仍为公司营收的主要来源， 2017-24 年占公司营收比例均超 73%，占电力销售业务营收比例均超 84%，故公司整体毛 利率、电力销售业务毛利率均与火电业务毛利率走势接近。公司积极推动绿色低碳转型， 风电/光伏业务不断扩张，水电业务业绩贡献主要取决于来水，2021-24 年合计贡献利润总 额逐年提升，我们认为或有助于提升公司盈利结构的稳定性。

资产减值拖累业绩。受项目建设计划调整、优化处置低效老旧资产、部分应收账款回收困 难等因素影响，2017-24 年公司年均计提资产损失 8.3 亿元。我们认为虽低效资产处置带来 的资产减值或对当期业绩造成一定拖累，但长远视角下有助于公司持续优化资产质量，提 升盈利能力。

随财务费用率逐年降低，期间费用率持续下降。梳理公司四费情况，我们发现公司研发费 用率、管理费用率及销售费用率均相对稳定。受益于市场融资利率下行及公司优化负债结 构，公司财务费用率已由 2017 年的 9.07%逐年下滑至 2024 年的 4.25%。而受益于财务费 用逐年下降，公司期间费用率已由 2017 年的 12.53%降至 2024 年的 7.89%。

经营性净现金流充沛，随风电、光伏业务不断扩张 2020 年以来资本性支出逐年提升。回顾 公司现金流情况，我们发现公司经营性净现金流相对稳定，除 2021 年受煤价高企影响同比 下滑 69%至 82 亿元外，2019-24 年其余年份均超 200 亿元。随公司 1）积极推动绿色低碳 转型，风电/光伏业务不断扩张；2）火电项目陆续投入建设，2020 年以来公司资本性支出 逐年增长，带动投资性现金流净流出规模自 2022 年起震荡提升。

2025 年 5 月修订分红细则，未来分红规模有望提升。回顾历史分红情况，除公司分别因出 售煤化工及关联项目股权/煤价高企在 2016/2021 年出现较大亏损，故当年未派发现金股利 外，公司均进行了分红。2025 年 5 月公司修订分红细则，在母公司、合并报表当年盈利及 母公司报表中未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况 下，约定的分红比例细则由“每年以现金方式分配的利润原则上为当年实现的中国会计准 则下母公司净利润的 50%”修订为“每年以现金方式分配的利润原则上不少于合并报表当 年实现的归属于普通股股东的可分配利润的 50%”。公司 2024年派发分红总额 11.49亿元， 对应每股股息 0.0621 元，分红比例为 38.13%（分母为剔除永续债利息后的归母净利）。若 以母公司净利润为分母，则对应分红比例 50.01%；若以合并报表归属普通股股东可分配利 润为分母，则对应分红比例 43.61%，故我们认为未来随公司火电利润总额继续增长，归母 净利提升，分红规模有望进一步提升。

H 股股息率具备吸引力，据我们测算 2026-27 年或达 6.3/6.8%。我们预计公司 2025-27 年 将实现归母净利 72.3/72.8/77.3 亿元，我们假设：1）2025-26 年永续债利息逐年减少 1 亿， 2027 年同比持平；2）2025 年母公司报表净利润占合并报表归母净利比例同比持平，按照 母公司报表净利润的 10%提取法定盈余公积，则 2025-27 年公司合并报表归属于普通股股 东可分配利润为 52.3/53.7/57.9 亿元，按照最新分红准则的分红比例下限 50%计算对应每 股股利 0.140/0.145/0.156 元，若以 2026 年 3 月 16 日收盘价测算，将对应 2026-27 年 A 股股息率 3.4/3.6%，H 股股息率 6.3/6.8%。

火电盈利持续修复，水核风光构建第二成长曲线

火电：主要布局于华北地区，2025 年盈利继续修复

火电装机容量相对稳定，煤机占比维持90%左右。2025年公司在役火电装机容量58.61GW， 其中煤机/燃机分别为 49.13/9.48GW，占比 84/16%。回顾历史装机情况，公司火电装机容 量相对稳定，2020-2025 年煤电装机稳定在 45~49GW 左右，其中因个别电厂股权转让（淮 南洛河发电有限责任公司、淮南洛能发电有限责任公司）及低效老旧电厂处置（下花园热 电、淮南田家庵发电厂），2021-23 年煤机装机容量略有下滑；随在建燃机项目有序推进， 公司燃机装机逐年增长，2020-25 年由 4622MW 增至 9479MW，对应复合增速 13%。 煤机机组主要布局于华北地区，2024 年河北/内蒙古/山西/天津合计占比达 45%。公司煤机 机组主要分布于华北地区及东南沿海地区，2024 年装机容量占比前三的地区分别是河北 （9.43GW，占比 20%）、内蒙古（7.32GW，占比 16%）及广东（5.20GW，占比 11%）， 总体呈现华北地区（冀蒙晋津合计占比 45%）、东南沿海区域（粤苏浙闽合计占比 27%） 较为集中的特征。

机组发电效率持续提升，2023 年以来煤机利用小时逐年提升，燃机利用小时领先同行。随 低效老旧资产的处置，近年来公司供电煤耗逐年下降，由 2020 年的 293.17 克/千瓦时降低 至 2024 年的 288.47 克/千瓦时。与其他大型火电企业相比，公司供电煤耗处于较低水平， 2024 年供电煤耗较国电电力、华能国际更低，仅略高于华电国际。利用小时方面，公司煤 机利用小时数与全国平均水平较为接近，2023 年以来稳步提升，2024 年达 4628 小时，目 前在大型火电企业中处于中游水平；公司燃机利用小时数领先同行，2020-24 年公司燃机利 用小时数（均值 3120 小时）始终高于全国平均水平（均值 2532 小时）及其他大型火电企 业（我们选取的可比公司均值为 2278 小时）。

2022 年以来公司点火价差改善程度优于同业，煤价下行支撑 2025 年盈利继续修复。2021 年受煤价上涨影响公司火电业务毛利率由正转负（-10.25%），2022 年受益于上网电价提升 实现扭亏（1.22%），2023 年以来随煤价下行毛利率已明显修复，2024 年火电毛利率同比 +3.48pct 至 11.98%，煤电度电利润总额转正（0.013 元/千瓦时）。且梳理 2020-2024 年主 要火电公司的点火价差情况，我们发现随煤价下行，公司点火价差改善幅度位于行业前列。 2025 年煤价中枢震荡下行或支撑公司火电业绩继续修复。

2022 年以来上网电价相对稳定，我们预计 2026 年公司煤电长协电价同比-3.9 分/千瓦时。 受 2021 年煤价高企及电力供需形势紧张影响，2022 年多地年度长协成交价格达到 20%顶 格上浮，公司火电上网电价同比+21.77%至 0.491 元/千瓦时（含税），随后保持相对稳定。 公司火电上网电量基本稳定在 2100 亿千瓦时左右，分区域来看，2020-24 年华北地区（京 津冀、山西、内蒙古）上网电量占比维持在 40%左右，东南沿海地区（广东、江苏、福建、 浙江）上网电量占比为 30~40%。从 2026 年 1-3 月各地平均代理购电价格来看，北方区域 电价较南方区域更为坚挺，我们认为公司电价或更具韧性。展望 2026 年电价，我们依据公 司分区域火电上网电量情况及 2026 年各地长协电价签订情况进行测算，预计 2026 年公司 煤电长协电价同比将下滑 0.039 元/千瓦时。

2026 年 1 月广东将上调煤电容量电价，或提升盈利稳定性。2025 年 7 月 29 日，广东省发 展改革委、广东省能源局、国家能源南方监管局发布了《关于调整我省煤电气电容量电价 的通知》，决定适当提高广东省煤电、气电机组容量电价。文件提到：1）煤电机组容量电 价调整为每年每千瓦 165 元（含税），自 2026 年 1 月 1 日起执行。2）气电按机组类型分 级调整，自 2025 年 8 月 1 日起执行。2024 年公司广州火电上网电量占比达 16%，我们认 为即使当前电量电价仍为火电公司盈利的决定性因素，但容量电价政策或增强火电公司盈 利稳定性。

水电：装机容量稳定，2024 年来水改善带动利润总额同比+45%

历史水电装机总体保持稳定，主要布局于西南地区。2018 年以来公司水电装机容量稳定在 9.20GW，且目前暂无在建或新增核准项目（除预计于 2032 年投产的重庆武隆项目外）。公 司水电项目主要分布在四川（3.80GW，占比 41%）、重庆（3.02GW，占比 32%）、云南 （2.02GW，占比 22%）等地。2024 年四川/重庆/云南上网电量占比达 48/28/19%，合计 占比达 95%。

公司拟投资建设重庆武隆银盘 120 万千瓦抽蓄电站项目，远期或将贡献业绩增量。公司董 事会于 2025 年 5 月 30 日同意投资建设重庆武隆银盘抽蓄电站，总装机 120 万千瓦，计划 安装 4 台单机容量 30 万千瓦的可逆式水泵水轮机组，总投资 72.96 亿元。据 CPEM 大国 水电公众号，项目于 2025 年 2 月获得核准，主体工程已于 2025 年 3 月开工，计划 2032 年竣工。 水电利用小时数处于行业中游水平，平均上网电价稳定在 0.25 元/千瓦时（含税）。公司水 电利用小时数走势与全国平均利用小时数接近，2020-24 年均值为 3609 小时，较全国平均 利用小时高 140 小时，虽仍低于长江电力/华能水电的 4317/4221 小时，但高于桂冠电力/ 黔源电力的 3026/2467 小时，在行业中处于中游水平。2021-24 年公司水电平均上网电价 基本稳定在 0.25 元/千瓦时（含税）左右，分区域来看，2020-23 年四川、重庆、云南水电 电价均震荡小幅上行，绝对水平上看重庆>四川>云南，2024 年重庆相对稳定，四川大幅提 升而云南小幅下降。

编辑：火腿肠