火电龙头盈利修复，积极发展新能源

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。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。国家“双碳”目标提出后，公司积极推进转型，截至2023年底，公司总装机7329.1万千瓦，其中煤机4562.4万千瓦，燃机663.2万千瓦，水电920.5万千瓦，风电746.4万千瓦，光伏436.6万千瓦；清洁能源占比已超37%。 火电行业修复，电价结构优化，迎来价值重估。近年非化石能源装机比重不断提高，但火电作为保障电力安全稳定供应的基础电源，装机容量仍保持增长；2021年动力煤价格大幅上涨后迎来缓慢下跌，截至2024年7月17日已降至715元/吨，我们认为煤炭价格有望进入下行通道，公司火电盈利弹性有望释放。此外，容量电价的补偿预计2024年有望为公司带来47亿-51亿的收入，加之辅助服务扩展盈利渠道，预计公司火电盈利能力将稳步提升。 公司转型清洁能源前景广阔，风光+水电+核电多核驱动发展。2023年非化石能源发电装机规模首次超过火电装机规模，新能源发电拓展迅速。公司大力发展风电及光伏，对公司整体利润起积极拉动作用。公司新建风电光伏项目遍布全国资源丰富地区，发展前景良好；公司水电装机稳定，多位于西南地区，在来水改善背景下，公司水电盈利有望提升；此外，公司参股宁德核电，其发电量较为稳定，预计将持续为公司带来投资收益。 投资建议与估值：公司火电+新能源协同发展，在能源转型背景下，未来成长性高。 我们预计公司2024年-2026年的收入分别为1281.68亿元、1330.33亿元、1391.45亿元，增速分别为4.7%、3.8%、4.6%，归母净利润分别为37.62亿元、42.48亿元、47.97亿元，增速分别为175.6%、12.9%、12.9%，首次覆盖，给予“买入”投资评级。 风险提示：项目推进不及预期；审批进度不及预期；电价下行的风险；政策推进不及预期。 股票数据 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。 图1：发展历程 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。 图2：股权结构（截至2024年一季报） 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。 图3：大唐集团旗下五家上市公司 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。 表1：公司机组种类及装机容量（截至2023年12月31日） 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。 图4：2023公司装机分配情况 图5：2018-2023公司各类发电装机容量（兆瓦） 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。 图6：2018-2023营业收入及增速 图7：2018-2023归母净利润及增速 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。 图8：2018-2023毛利率、净利率走势 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。 图9：2018-2023各项费用及期间费用率（含研发费用）（百万元）图10：2018-2023公司财务费用占比 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。 图11：2018-2023经营活动产生的现金流量净额 图12：2018-2023公司资产负债率 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。 图13：2018-2023公司ROE走势 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。 图14：2018-2023公司资产减值情况（亿元） 图15：2018-2023公司分红情况（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。 图16：全国火电装机容量及增速 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。 图17：中国火电利用小时数及增速 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（5500K）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。 图18：2018.1-2024.7动力煤价格（元/吨） 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。 图19：2018-2023公司燃料成本及增速 图20：2018-2022公司供电煤耗及煤机超低排放改造情况 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。 表2：我国近年煤炭保供稳价政策 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