火电盈利显著改善，新能源装机大幅增长

燃料成本下降及新加坡业务利润大幅增长，盈利显著改善。2023年，公司实现营业收入2543.97亿元 （+3.11%） ， 归母净利润84.46亿元（+214.33%）。2023年公司业绩实现扭亏为盈的原因在于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及公司新加坡业务利润同比大幅增长。2023年，公司煤炭采购均价同比降低115.78元/吨，单位燃料成本为326.43元/兆瓦时（-12.38%）；2023年，公司新加坡业务实现税前利润43.55亿元（+131.90%）。 电价趋稳以及煤价下行驱动火电盈利进一步改善，电改推进促进火电盈利稳定。2024年，非化石能源占比将继续提高，预计煤炭消费增速放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约质量有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳，公司火电盈利进一步改善可期。电改政策方面，国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》政策，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导；新型电力系统建设推进，火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源，辅助服务、容量电价等收入增加，火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加，未来项目投运将驱动公司业绩增长。2023年，公司新增基建并网可控发电装机容量10.00GW，其中风电2.03GW，光伏6.83GW，合计新增8.86GW。公司“十四五”新能源发展规划逐步落地，2024年公司持续大规模投入新能源项目建设，新能源装机将不断增加，驱动公司业绩稳健增长；电价方面，受电量交易比例增加、分时政策调整等影响，预计未来电价有所下降，绿电交易和碳交易推进有助于对冲电价下降带来的影响。 风险提示：行业政策不及预期；用电量下滑；煤价上涨；电价下滑。 投资建议：由于电量电价有所下降，下调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为129.8、143.1、155.5亿元（原2024、2025预测值为141.3、162.9亿元），EPS为0.83、0.91、0.99元，对应PE分别为11.0、10.0、9.2倍。预计2024年新能源贡献80.3亿元，火电及其他贡献业绩为49.5亿元。给予新能源12-13倍PE估值，火电及其他11-12倍PE估值，公司合理市值为1504-1634亿元，对应每股合理价值为9.61-10.44元，较目前股价有6%~15%的溢价空间，维持“买入”评级。 盈利预测和财务指标 燃料成本下降及新加坡业务利润大幅增长，盈利显著改善。2023年，公司实现营业收入2543.97亿元（+3.11%），归母净利润84.46亿元（+214.33%），扣非归母净利润56.11亿元（+159.56%）。2023年公司业绩实现扭亏为盈的原因在于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及公司新加坡业务利润同比大幅增长。2023年，公司煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨，境内火电厂售电单位燃料成本为326.43元/兆瓦时，同比下降12.38%； 2023年，公司新加坡业务实现税前利润43.55亿元，同比增加131.90%。 煤电盈利显著改善，光伏板块利润总额大幅增长。分板块利润总额来看，2023年，公司燃煤板块利润总额4.33亿元（+102.50%），燃机板块利润总额7.77亿元（+35.08%），风电板块利润总额59.13亿元（-5.16%），光伏板块利润总额20.44亿元（+78.08%），水电板块利润总额0.17亿元（-25.37%），生物质板块利润总额-0.41亿元（+61.41%）。 图1：公司营业收入及增速（单位：亿元） 图2：公司归母净利及增速（单位：亿元） 图3：公司单季度营业收入情况（单位：亿元） 图4：公司单季度归母净利润情况（单位：亿元） 火电发电量、上网电量稳步增长，光伏发电量、上网电量大幅增加。2023年，公司境内各运行电厂发电量4746.77亿千瓦时（+5.23%），上网电量4478.56亿千瓦时（+5.33%）。其中，煤机发电量4010.04亿千瓦时（+3.32%），上网电量3758.04亿千瓦时（+3.27%）；燃机发电量284.93亿千瓦时（+5.06%），上网电量277.06亿千瓦时（+5.15%）；风电发电量324.37亿千瓦时（+15.56%），上网电量318.35亿千瓦时（+16.14%）；光伏发电量109.97亿千瓦时（+81.03%），上网电量109.11亿千瓦时（+81.67%）；水电发电量7.89亿千瓦时（-9.71%），上网电量7.48亿千瓦时（-7.53%）；生物质发电量9.57亿千瓦时（+17.86%），上网电量8.51亿千瓦时（+18.29%）。 毛利率提高，费用率水平有所下降，净利率同比增加。得益于煤价同比下降使得燃料成本走低，2023年公司毛利率为12.12%，同比增加9.07pct。费用率方面，2023年公司管理费用率、财务费用率分别为2.53%、3.48%，财务费用率同比下降0.36pct，管理费用率同比增加0.25pct，整体费用率水平有所下降。由于毛利率提升和费用率水平下降，2023年公司净利率为3.57%，同比增加7.66pct，实现转正。 ROE大幅提升，经营性净现金流显著改善。2023年，公司ROE为11.25%，同比增加29.75pct，主要由于净利率提升。现金流方面，2023年，公司经营性净现金流454.97亿元（+39.91%），主要由于燃料采购支出下降、售电收入增长、以及收到的以前年度的可再生能源补贴和增值税留抵退税同比减少的共同影响；2023年公司新能源等项目基建支出同比增加，投资性现金净流出552.26亿元；融资性现金净流入94.17亿元，同比增加18.11%，主要由于为支持公司新能源发展等资本开支，本期净融资金额同比增加。 图5：公司毛利率、净利率情况 图6：公司三项费用率情况 图7：公司ROE及杜邦分析 图8：公司现金流情况（单位：亿元） 资本开支大幅增加，风光新能源建设仍为公司主要的资本开支方向。根据公司2024年资本开支规划，2024年公司资本开支规划为801.53亿元（+30.96%），其中火电资本开支为61.65亿元（+18.58%），风电资本开支为295.44亿元（+25.85%），煤炭资本开支为14.92亿元（+46.42%），光伏资本开支为353.81亿元（+38.50%），技术改造等业务资本开支为75.71亿元（+27.22%）。 图9：公司资本开支变化情况（亿元） 电价趋稳以及煤价下行驱动火电盈利进一步改善，电改推进促进火电盈利稳定。 2024年，非化石能源占比将继续提高，预计煤炭消费增速放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约质量有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳，公司火电盈利进一步改善可期。电改政策方面，国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》政策，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导；新型电力系统建设推进，火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源，辅助服务、容量电价等收入增加，火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加，未来项目投运将驱动公司业绩增长。2023年，公司新增基建并网可控发电装机容量10.00GW，其中风电2.03GW，光伏6.83GW，合计新增8.86GW。截至2023年，公司可控发电装机容量为135.66GW，其中风电15.51GW（+13.80%），占比11.43%，太阳能发电机组装机容量为13.10GW（+108.60%），占比9.66%，风光新能源装机容量合计达28.61GW（+43.70%），占比达21.09%，较2022年增加5.44pct。公司“十四五”新能源发展规划逐步落地，2024年公司持续大规模投入新能源项目建设，新能源装机将不断增加，驱动公司业绩稳健增长；电价方面，受电量交易比例增加、分时政策调整等影响，预计未来电价有所下降，绿电交易和碳交易推进有助于对冲电价下降带来的影响。 投资建议：由于电量电价有所下降，下调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为129.8、143.1、155.5亿元（原2024、2025预测值为141.3、162.9亿元），EPS为0.83、0.91、0.99元，对应PE分别为11.0、10.0、9.2倍。预计2024年新能源贡献80.3亿元，火电及其他贡献业绩为49.5亿元。给予新能源12-13倍PE估值，火电及其他11-12倍PE估值，公司合理市值为1504-1634亿元，对应每股合理价值为9.61-10.44元，较目前股价有6%~15%的溢价空间，维持“买入”评级。 表1：可比公司估值表 附表：财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）