引 言
电改推动火电价值重估，来水转好水电电量有望提升，风光装机提速，有望持续贡献业绩增长。
集团火电业务最终整合平台，清洁能源装机占比提升加速火转绿。公司为大唐集团旗下火电业务最终整合平台，近年来积极推进绿色低碳转型，发展为大型综合能源公司。截至2023年底，公司总装机量7329.10万千瓦，其中清洁能源装机占比提升至37.75%。2023年公司总营业收入达1224.04亿元，同比增长4.77%。受益煤炭价格回落，公司火电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，归母净利润扭亏转盈，达13.65亿元。
电改推动火电价值重估，公司供电煤耗持续下降，火电盈利有望进一步改善。公司火电装机容量较为稳定，2019-2023年供电煤耗累计降低6.87克/千瓦时，发电效率持续提升。公司所属托克托电厂为世界在役最大火电厂，2022年以来电厂盈利持续修复，2023年净利润达10.70亿元，同比+1.4%。在煤价同比下行，电力供需紧平衡延续，且容量电费帮助回收固定成本的背景下，公司火电盈利有望进一步改善。
消纳问题有望得到改善，水电或迎量价齐升。2024年4月以来来水同比明显好转，公司2Q24水电上网电量同比增长58.0%，有望带动水电板块业绩提升。受外送通道不畅等因素影响，大渡河流域弃水问题较为严重。公司位于大渡河流域的水电站装机规模占比约为38%，预计川渝特高压投产以后，水电消纳将有明显改善，叠加当地水电价有上行预期，水电价值有望得到重估。
“火转绿”转型加速，参股核电分享投资收益。公司大力推进低碳清洁能源转型，2019-2023年风电装机量CAGR为22.9%，光伏装机量CAGR为61.6%。公司计划“十四五”期间新增新能源装机容量不低于3000万千瓦，当前较装机目标还有较大差距，预计2024、2025年公司将加快装机步伐。此外，公司参股宁德核电获取稳定投资收益，预计宁德5号、6号机组建成投产后，将进一步增厚公司业绩。
盈利预测与估值。（…具体请见招商研究小程序）
风险提示：政策落实低于预期、煤炭及硅料价格下跌、项目进展低于预期、国际政治局势变化的风险等。
集团火电业务最终整合平台，清洁能源装机占比提升加速火转绿
1、大型火电发电企业，积极推进绿色转型
公司为大唐集团旗下火电业务最终整合平台，近年来积极推动绿色低碳转型，发展为大型综合能源公司。公司为大唐集团控股的核心上市子公司，是我国火电龙头企业之一。自2016年剥离巨额亏损的煤化工板块后，公司专注巩固发电主业，在稳定发展火电业务的同时加强清洁能源建设，推进绿色低碳转型。2018年，公司吸收集团三家电力子公司，完成黑龙江、安徽、河北三省火电资产整合，增加装机量13.91GW。“十四五”期间，公司有序推进煤电资产延寿提效，淘汰落后产能，同时推动清洁能源基地化、规模化、集成化开发，打造绿色低碳、多能互补的综合能源公司。2021年，回购4家新能源公司与1家水电公司，同年托电、蔚县基地（共3GW）获国家第一批大型风光基地批复；2022年，公司装机容量突破70GW；2023年，公司清洁能源装机占比持续提升，达到37.75%。截至2023年底，公司总装机量73.29GW，其中清洁能源装机占比提升至37.75%，新能源发电量保持高增。公司发电资产广泛分布于我国19个省区。截至2023年底，公司装机结构以燃煤机组为主，装机容量为45.62GW，其中14台为超超临界机组（包括6台百万级超超临界机组），容量达到11.28GW。京津冀与东南沿海地区为公司煤电资产主要集中区域，用电负荷较高。因此，受益于机组性能与所在地消纳水平较高，公司发电量稳定。除2022年在需求下滑、煤价高涨与来水欠佳三因素叠加下公司总发电量同比减少4.04%外，近五年公司发电量稳中有增，2023年达到2749.59亿千瓦时，同比增长4.98%。发电量的稳步增长主要来自绿电规模扩张的驱动，公司风光装机分别自2019年的26.93/6.48GW增长至2023年的63.05/16.09GW，CAGR分别为23.70%和25.53%；2023年公司风电发电量达144.80亿千瓦时，同比增长16.95%，光伏发电量达41.11亿千瓦时，同比增长4.98%。受益煤价下行，2023年业绩大幅改善，后续业绩水平有望持续提高。因公司售电量价齐升，营业收入呈现稳步增长趋势，2023年公司总营业收入达1224.04亿元，同比增长4.77%。公司主要最主要业务为火力发电，因此利润水平受燃料成本影响较大。2021年煤炭价格攀升，公司单位燃料成本同比上升110.25元/兆瓦时，导致燃料成本增加233.49亿元，公司承受较大亏损，归母净利润为-92.63亿元。2023年，煤炭价格回落，公司火电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，销售毛利率与净利率因而回升至11.75%和2.45%，同比+4.63/3.20 pct，归母净利润扭亏转盈，达13.65亿元；其中，2023Q4公司归母净利润为-14.70亿元，亏损同比增加2.96亿元，业绩压制因素包括资产减值损失13.56亿元（其中内蒙古煤电一体化项目终止计提减值损失12.11亿元）和所得税费用14.51亿元，若剔除项目减值影响，2023Q4业绩同样大幅改善；2024Q1公司营业收入达307.37亿元，同比增长9.85%，归母净利润达13.31亿元，与2023年全年净利水平几乎持平。此外，近年公司资产结构逐步改善，2023年公司资产负债率为70.90%，同比-4.09pct，2024Q1资产负债率降至69.45%。煤电业绩明显修复，风光板块业绩持续扩张。公司煤电板块收入持续增长，2023年贡献营业收入925.81亿元，同比上升6.95%，占公司营业总收入的75.64%。受售电电价提升的影响，煤电营收持续增长，2021/2022/2023年公司火电度电收入分别达到0.357/0.434/0.437元/千瓦时。2023年煤电燃料成本压力减弱，板块利润总额为-1.33亿元，较2022年-60.53亿元大幅减亏，2024年随着煤价趋于稳定，公司煤电业绩预计继续修复。此外，公司积极发展清洁能源，风光板块业绩持续扩张，2023年风光分别贡献营业收入63.05/16.09亿元，同比增长23.70/25.53%，实现利润总额25.56/4.80亿元，同比增长11.80/8.14%。其中，2023年风光度电收入分别为0.448/0.399元/千瓦时，同比下降5.94/22.12%，或因平价项目增加压低风光平均上网电价。
推荐逻辑：火电水电业绩仍有弹性，风电光伏打造新增长点
1、供电煤耗持续下降，火电盈利有望进一步改善
受益于去年同期的煤价高基数，火电企业2024年上半年业绩仍有增长弹性。煤炭供给方面，在煤炭保供政策的推动下，国内煤炭产能持续释放。截至2024年8月2日，秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港及国投港区煤炭库存分别为528、512、203万吨，同比-1.3%、+15.3%、+9.7%。据中国煤炭工业协会发布的《2023煤炭行业发展年度报告》，2024年煤炭市场供需将保持基本平衡态势。煤价方面，2023Q1煤价仍处于相对高位，自5月份以来煤价降幅明显，23Q1/Q2/Q3/Q4秦皇岛港5500大卡动力煤市场均价分别为1153.61/ 934.67/ 872.93 /964.70元/吨，24Q1、Q2均价降至914.24、856.64元/吨，同比分别下降20.7%和8.2%。由于去年同期煤价基数相对较高，今年上半年火电企业业绩仍有望实现较高增长。
主要省份2024年长协电价下行程度有限，容量电费回收进一步稳定盈利。我国于2023年11月出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，有助于煤电企业回收固定成本。从2024年度长协电价签订结果来看，主要省份电价同比降幅可控，考虑容量电价后的综合电价基本能够对冲电量电价下降的影响。根据2023年各公司火电机组利用小时数测算，在全部足额申报最大处理的情况下，主要火电公司的度电容量电费在0.020-0.044元/千瓦时不等，对应各公司2024年归母净利润预期的弹性在20.65%-91.93%，将有助于稳定煤电盈利预期，火电行业有望迎来价值重估。公司火电装机规模稳定，供电煤耗逐年下降。公司火电装机容量较为稳定，2023年为52.25GW，其中燃机容量为6.63GW，煤机容量为45.62GW，2019年以来煤机装机容量占比呈下降趋势。公司严格按照国家环保部门要求，持续强化环保工作，在役燃煤火电机组累计完成超低排放环保改造100台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。供电煤耗逐步从2019年的296.23克/千瓦时降至2023年的289.36克/千瓦时，累计降低6.87克/千瓦时；度电收入从2019年的0.339元/千瓦时增长至2023年的0.437元/千瓦时，增幅达28.9%。托克托电厂业绩修复情况良好，煤价同比下行叠加容量电费回收，火电盈利有望进一步改善。公司所属托克托电厂为世界在役最大火电厂，装机容量672万千瓦（包括第二发电），其生产的电力送往京津唐电网，对于保障京津唐地区的电力供应具有重要意义。2019-2023年，托克托电厂营业收入呈现上升趋势，由85.23亿元增长至102.96亿元，CAGR为4.8%；2022年以来电厂盈利持续修复，2023年净利润达10.70亿元，同比+1.4%。在煤价同比下行，电力供需紧平衡延续，且容量电费帮助回收固定成本的背景下，公司火电盈利有望进一步改善。2、消纳问题有望得到改善，水电或迎量价齐升
公司水电装机主要分布在川渝、云南等地，近年来当地水电上网电价呈上升趋势。截至2023年底，公司控股水电装机约920.47万千瓦，其中，四川、重庆、云南水电装机分别为380.16、291.46、188.50万千瓦。2020年以来，公司四川、重庆、云南等地区的水电站上网电价均呈现上升趋势，例如云南水电电价由151.14元/兆瓦时上升至214.36元/兆瓦时，四川水电电价由205.94元/兆瓦时上升至228.33元/兆瓦时，重庆水电电价由295.35元/兆瓦时上升至315.87元/兆瓦时。云南地区高耗能企业较多，川渝地区经济增速相对较快，用电需求均快速增长，有望带动当地水电上网电价持续提升。2Q24以来来水好转，水电电量有望增长；川渝特高压投产后，预计水电消纳明显改善。2023年公司水电利润总额为13.83亿元，同比下降15.01%，利润下滑或主要受来水偏枯影响，公司水电发电量同比下降10.3%。2024年4月以来来水同比明显好转，公司2Q24水电实现上网电量97.24亿千瓦时，同比增长58.0%，有望带动水电板块业绩提升。受外送通道不畅等因素影响，大渡河流域弃水问题较为严重。公司位于大渡河流域的水电站装机规模为346.26万千瓦，占比约为38%，预计川渝特高压投产以后，水电消纳将有明显改善，叠加当地水电参与市场化交易比例不断提升，电价有上行预期，水电价值有望得到重估。
风光装机快速扩张，“火转绿”转型加速。公司大力推进低碳清洁能源转型，风电装机量由2019年的327.16万千瓦增长至2023年的746.45万千瓦，CAGR为22.9%；光伏装机量由2019年的63.99万千瓦增长至2023年的436.62万千瓦，CAGR为61.6%。截至2023年底，公司清洁能源装机占比提升至37.75%。2023年，公司风电板块实现利润总额25.56亿元，同比+11.8%；光伏板块实现利润总额4.80亿元，同比+8.1%，风光板块利润总额合计占公司利润总额的54.5%，已经成为公司主要的利润来源。截至2023年底，公司在建风电装机304.77万千瓦，光伏装机214.69万千瓦，储能装机10万千瓦。公司计划“十四五”期间新增新能源装机容量不低于3000万千瓦，2021-2023年累计新增风电装机283.14万千瓦，光伏装机278.23万千瓦，合计561.37万千瓦，较装机目标还有较大差距，预计2024、2025年公司将加快装机步伐，新能源有望持续贡献业绩增长。公司参股核电，获取稳定投资收益。2006年，公司与中国广核及福建省能源集团共同投资设立宁德核电，其中公司持股比例为44%。截至2023年底，宁德核电在运装机量为435.6万千瓦。核电出力稳定，持续为公司贡献稳定的投资收益。2023年福建宁德核电权益法下投资收益为12.71亿元，同比增长17.4%。国常会于2023年7月31日核准福建宁德5号、6号机组，预计未来建成投产后将进一步增厚公司业绩。公司为大唐集团旗下火电业务最终整合平台，近年来积极推进绿色低碳转型，发展为大型综合能源公司。截至2023年底，公司总装机量7329.10万千瓦，其中清洁能源装机占比提升至37.75%，新能源发电量保持高增。2023年公司总营业收入达1224.04亿元，同比增长4.77%。受益煤炭价格回落，公司火电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，销售毛利率与净利率因而回升至11.75%和2.45%，同比+4.63/3.20 pct，归母净利润扭亏转盈，达13.65亿元。公司供电煤耗逐年下降，火电发电效率不断提高；托克托电厂业绩修复情况良好，煤价同比下行叠加容量电费回收，火电盈利有望进一步改善。公司水电站主要位于川渝地区（大渡河、乌江流域），预计川渝特高压投产以后，水电消纳将有明显改善，公司水电电量有望提升；同时，川渝地区电力供需紧平衡，水电电价也有上涨空间。公司大力推进低碳清洁能源转型，风电装机量由2019年的327.16万千瓦增长至2023年的746.45万千瓦，CAGR为22.9%；光伏装机量由2019年的63.99万千瓦增长至2023年的436.62万千瓦，CAGR为61.6%。此外，公司参股宁德核电，分享长期稳定的投资收益，预计未来宁德5、6号机组投产后将进一步增厚业绩。具体假设如下：
火电板块：装机量方面，综合考虑公司淘汰老旧机组和新增机组，预计2024-2026年公司新增火电装机量100/150/150万千瓦。利用小时方面，随着新能源装机占比持续提升，预计火电利用小时数将被挤压，呈现下降趋势。电价方面，预计随着煤价趋于稳定，新能源参与市场化交易比例持续提升，火电上网电价将逐步下降。
水电板块：装机量方面，预计公司水电装机保持稳定。利用小时方面，2024年二季度以来来水转好，预计公司水电发电量同比明显提升。电价方面，由于当前水电上网电价较低，随着水电参与市场化比例提升，电价也有望随之逐渐提升。
新能源板块：装机量方面，考虑公司十四五装机规划，预计2024-2026年公司风光装机将快速增长。电价方面，预计随着平价项目逐渐增多，新能源平均上网电价将持续降低。
我们认为未来公司主要的风险因素在于燃料价格上行风险、上网电价波动风险、风光资源不及预期、项目获取和开工进度不及预期四个方面。
1）燃料价格上行风险：公司火电板块贡献主要营业收入，而煤价和燃气价格波动对于火电成本的影响较大。若燃料价格大幅上行，可能会导致公司营业成本增长，对公司盈利能力产生负面影响。2）上网电价波动风险：由于现行上网电价受到政府的严格监管，如果电力企业发电成本上涨得不到及时疏导，将导致公司未来电价水平存在不确定性，给企业经营业绩带来负面影响。3）风光资源不及预期：公司风电、光伏业务受到当地风光资源的影响较大，若项目所在地的来风和光照情况不及预期，会导致发电量下降，对公司收入和业绩带来负面影响。4）项目获取和开工进度不及预期：公司计划十四五期间新增风光装机3000万千瓦，而新能源项目指标的获取及建设进度存在不确定性。面对其他综合发电企业在清洁能源领域日益激烈的竞争，若公司新能源项目投产进度不及预期，则会导致公司业绩增速落后于同行。分析师承诺
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