大唐发电研究报告风光水火多能互补,困境反

（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、姜涛）

一、十三五起专注电力主业发展，风光水火多元布局

（一）年起聚焦电力主业，年控股装机达71GW

年剥离巨亏煤化工资产，十三五起专注电力主业发展。公司为五大电之一大唐集团控股的全国性上市发电公司，自年上市至今发展战略从“产业结构由单纯发电产业向相关产业链转型”向“打造国际一流的综合能源上市公司”转变。

（1）年及之前：以电为主，多元协同。年及以前，公司推动实施“以电为主，多元协同”战略，大力发展煤化工业务，截至年末累计资本支出达亿元，因连续多年经营不佳亏损巨大，于年将相关资产全部剥离至大唐集团，开始专注电力主业发展。

（2）~年：大力发展可再生能源，着力推动科学发展。在此期间，公司大力发展可再生能源、加快布局分布式能源、持续优化火电结构、积极培育热力产业、稳步拓展境外市场，着力推动大唐发电的科学发展。十二五期间公司水电年均资本开支在60~80亿元左右，期间乌江银盘、海勃湾等多个水电站投产。

（3）年至今：实现绿色低碳转型为发展方向，全力推动能源结构调整。公司资本开支重心由火电、水电、煤化工明显向风光转移，~公司风光装机增长4.9GW（占风光装机的60%）；~年风光年度资本性支出累计达亿元，风光资本开支速度显著加快。

背靠大唐集团，控股装机达71.02GW。截至年底大股东直接持股35.34%、间接持股17.75%，共计持股53.09%股权，是公司第一大股东。年公司控股装机容量达71.02GW，主要在役及在建资产分布全国19个省、市、自治区。全年完成上网电量亿千瓦时（同比+1.6%）；年受疫情等多方面影响，上网电量为亿千瓦时（同比-4.35%），仍居行业上市公司前列。年实现营收.28亿元（同比+12.8%）、归母净利润亏损4.10亿元（上年同期亏损90.98亿元）。

控股装机中火电煤机占70%，清洁能源占比已升至30%以上。截至年底公司控股装机容量为71.02GW，其中火电煤机47.51GW（占总装机66.9%，下同）、火电燃机6.10GW（占8.6%）、水电9.20GW（占13.3%）、风电5.42GW（占7.6%）、光伏2.79GW（占3.9%）。风电、光伏等清洁能源装机合计23.51GW，占总装机33.1%。

近年公司发电量基本维持在亿千瓦时左右，上网电量在亿千瓦时左右。伴随控股规模增加，年公司完成发电量亿千瓦时、上网电量亿千瓦时；年全年完成上网电量亿千瓦时（同比-4.4%），主要系公司发电机组所在部分区域受疫情因素影响、用电需求减弱，以及来水偏弱公司水电上网电量同比下滑4.8%；其中单三季度迎峰度夏期间来水不足、水电上网电量同比下降23.7%，火电超发保供作用凸显、上网电量同比增长5.2%。回顾历史，年4月公司收购完成大股东下属13GW发电资产（火电为主），因而电量呈现大幅提升。

发电业务遍布全国19个省市区，装机多集中于京津冀、东南沿海区域。公司作为中国大型独立发电公司之一，公司及子公司发电业务主要分布于全国19个省、市、自治区。京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，其中京津冀地区上网电量占全部上网电量20%左右；水电项目大多位于西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。

年内复盘：前三季度业绩高度挂钩综合用煤成本，股价高度挂钩业绩。复盘年内公司经营业绩及市场表现情况，受益于综合用煤成本下降，一季度业绩大幅减亏、二季度环比回正且大幅提升，股价持续上涨；三季度业绩环比由盈转亏，考虑为公司火电保供但长协不足、采购较多市场煤（6月大唐集团加大煤炭采购量），同期水电受高温干旱影响电量环比下滑，股价下挫明显；四季度迎峰度冬，10月煤价反弹回升、11月有所回落，大唐集团市场煤采购量变化显著，12月保供需要、市场煤采购大幅增多，业绩环比亏损扩大，但市场此前已有预期、因而股价相对平稳。

（二）营收体量增至千亿级别，近年煤价高企压制业绩

年营收同比+12.8%，全年业绩亏损4.1亿元、大幅减亏。年公司实现营业收入亿元；受制于煤价高位运行影响，归母净利润亏损91.0亿元（年为盈利30.4亿元）。年公司上网电价同比增长18.4%抵消上网电量同比下降4.4%，实现营收亿元（同比+12.8%），归母净利润亏损4.1亿元，同比实现大幅减亏。回顾历史，十二五期间受制于上网电价下调、煤化工业务经营较差等影响，营收及业绩基本呈下滑趋势。

公司年剥离煤化工相关业务、专注电力主业发展。公司自年提出“产业结构由单纯发电产业向相关产业链转型”的发展战略，布局煤化工领域（聚丙烯、煤制天然气、尿素生产等）。截至年末，对煤化工板块的资本性支出累计达亿元，火电、水电分别为、亿元。伴随~年连续三年化工板块亏损，公司于年7月以1元价格将煤化工相关资产出售至集团、并确认43.14亿元损失，至此终止煤化工板块业务。

近年火电业务仍为营收贡献主力军，风光业务发展迅速。年受益于大唐集团河北、黑龙江、安徽公司共计13GW发电资产注入，公司电力业务规模大幅扩张。年公司电力业务实现营收亿元（同比+13.5%）；其中，火电业务贡献营收亿元，占总营收74%；水电贡献营收71亿元，占总营收6.1%；风电贡献营收57.5亿元，同比+20.7%；光伏贡献营收12.9亿元，同比+37.2%。另有热力、煤炭销售业务，分别贡献营收58.5、5.3亿元。

年公司平均上网电价同比+18.4%，其中火电同比+21.8%。年公司平均上网电价升至元/兆瓦时，同比增长18.4%；其中火电上网电价升至元/兆瓦时，同比提升21.7%；水电为元/兆瓦时，同比小幅下降3.6%；风电受益于海风项目并网发电（高电价），上网电价达元/兆瓦时，同比增长3.1%；光伏受平价项目增多影响，上网电价为元/兆瓦时，同比下降14.0%。

年单位燃料成本同比增长10.6%，火电业务毛利润回正。年公司单位燃料成本同比提升10.6%至元/兆瓦时，而同期火电上网电价同比上浮21.8%，因而火电业务毛利润盈利11亿元（上年同期为亏损76亿元），火电毛利率回正至1.22%。受益于公司水电、风电、光伏及煤炭业务平滑亏损，分别贡献毛利润38.5、31.8、6.9及3.7亿元，毛利率分别为54.3%、55.3%、53.8%及69.6%，年公司总毛利率、净利率分别为7.1%、-0.4%。年公司煤机、燃机、风电、光伏、水电板块分别实现利润总额-60.53、-0.91、22.86、4.44、16.27亿元，其中煤机板块亏损幅度同比收窄、燃机利润总额同比由盈转亏，新能源利润总额大增，风电同比增长30.0%、光伏同比增长25.2%，水电受全年来水偏枯影响、同比-5.8%。

（三）参股宁德核电、塔山煤矿等，投资收益贡献显著

近年公司固定资产及在建工程体量保持在亿元左右，减值损失逐年递减。年末公司总资产达亿元，其中固定资产亿元、在建工程亿元，二者占总资产的71%；年公司总资产降至亿元，主要系剥离煤化工业务所致（总资产减少亿元），而后增长迅速主要为收购大股东13GW发电资产。年公司计提11.66亿元资产减值损失，其中固定资产计提5.40亿元、在建工程计提5.93亿元；同期计提1.17亿元信用减值损失，主要为应收账款计提坏账损失0.95亿元；年计提4.14亿元资产减值，其中固定资产计提1.93亿元、在建工程计提1.95亿元。

回顾历史，公司大额资产减值集中煤化工板块。受内蒙古积极推动煤化工产业政策影响，公司前期大力发展煤化工业务。十二五后期煤化工业务经营亏损逐年扩大，对固定资产及在建工程计提数十亿减值，公司于年出售板块全部资产至集团。十三五期间，公司主要资产减值来自氧化铝业务、以及部分关停火电机组。根据统计~年，公司发电板块（含煤炭开采、燃料采购）计提资产减值近50亿元，氧化铝板块计提超30亿元，煤化工板块计提近30亿元。截至年底，公司闲置固定资产账面价值中房屋及建筑物为1.73亿元、机器设备为2.88亿元，预计仍然存在一定减值风险。

年公司投资收益达29.61亿元，其中长期股权投资收益达19.69亿元。年公司实现投资收益29.61亿元，其中权益法核算的长期股权投资收益达19.69亿元，主要为参股福建宁德核电（持股44%）收益10.82亿元、同煤大唐塔山煤矿（持股28%）收益12.21亿元；十年维度来看，公司投资收益基本均为增厚业绩，年巨亏30.64亿元、主要为处置煤化工资产确认损失43.14亿元。

年公司长短期借款为亿元，资产负债率升至75%。从负债端来看，年公司交割完成煤化工资产、负债减少亿元（该部分资产负债率达94.48%）；年收购大股东河北、黑龙江、安徽三省发电资产，增加负债约亿元（本次收购资产的资产负债率为71.87%），而后负债规模基本保持稳定。年末公司总负债为亿元，其中长短期借款达亿元，同比增长2.87%。~公司资产负债率分别为71%、67%、74%及75%。资产负债率偏高主要由于公司近年处于建设投资高峰期，在建工程多、投资额较大，因而债务规模有所扩大。

公司历年经营现金流均保持正值，年受制于火电大幅亏损现金流有所影响，年已基本恢复。尽管公司业绩受煤价影响波动较大，但发电资产的持续运营赋予充沛现金流。受制于公司净利润的大幅亏损，年经营性现金流净额为82亿元，同比-69.2%。但公司投运资产每年较大体量折旧，给予公司稳定且充足的现金流（历年在~亿元左右）。年公司经营性现金流净额为亿元（同比+%），主要受益于上网电价同比增长18.4%及税费返还同比增长%（年税费返还达30.17亿元，上年同期为2.46亿元）。

近年公司投资现金流均保持较大净流出，年完成资本性支出亿元。由于公司近两年进行大规模的固定资产投资，投资活动现金流出额较高，~年公司投资现金流净流出、、、亿元。年公司完成资本性支出亿元，其中风电92亿元（占总支出46%，下同）、光伏62亿元（占31%）、火电41亿元（占21%）。十二五公司重点投资建设煤化工板块，资本开支规模较大。筹资方面，年筹资现金流净流出26亿元，主要系是本年经营活动现金净流入大幅增加，用于偿还带息负债、净融资额大幅减少；回顾历史，火电正常经营年份公司筹资现金流均保持净流出状态（上市至今累计现金分红亿元，分红率96.84%），期待火电盈利恢复后、公司投资建设加速、同时有望继续分红回报股东。

二、成本下行火电盈利修复，弃水改善增厚水电业绩

（一）火电：综合用煤成本下降，火电盈利持续修复

火电装机近年保持稳定，截至年末达54GW。公司近年加快新能源发展步伐，火电装机容量相对稳定，年末火电装机共计53.61GW，其中煤机47.51GW、占总装机的66.9%，燃机6.10GW、占总装机的8.6%。

受用电需求疲软影响，年煤机、燃机利用小时均大幅降低。年受部分地区疫情管控导致用电需求放缓等影响，公司完成火电上网电量亿千瓦时、同比下降5.9%，其中煤机亿千瓦时、同比下降11.2%，燃机亿千瓦时、同比下降19.7%。从火电经营效率方面看，年公司煤机利用小时数为小时，同比上年降低小时；燃机利用小时数为小时，同比上年大幅降低小时。

年公司火电电价上浮有限，年同比大增21.8%。年公司火电电价上浮有限（同比仅增长5.1%），其中江苏、内蒙古、广东部分省市区同比增长5pct以上，较当地燃煤标杆电价上浮程度远不及政策20%上限。年公司火电上网电价达元/兆瓦时、同比大幅增长21.8%；参考年度广东、江苏、陕西、海南等地均为顶格上浮，预计电价有望高位保持。

煤价：年受俄乌冲突及火电超发因素影响，动力煤现货价格长期高位，近三个月震荡回落。年动力煤管控持续加强，但受海外因素及运力等影响，动力煤价格仍处高位，其中自8月下旬起再次攀升（秦皇岛大卡动力煤港口价至10月25日达到元/吨高点），后伴随火电发电量增速回落，运力恢复同时进入11月淡季，动力煤价格持续回落；年初至今秦皇岛大卡动力煤价格震荡回落；进口煤印尼烟煤价格走势一致，作为占进口比重较大的煤种，亦震荡下行。

电价高位保持+综合用煤成本改善下，测算年火电毛利润环比大幅改善。假设年公司火电装机保持53.61GW不变，利用小时数下滑至小时，煤耗同比持平，年燃料采购成本同比-15%，测算年度电毛利润有望实现盈利49元/兆瓦时、毛利润较年增加93亿元。

（二）水电：经营指标向头部靠拢，业绩有望持续释放

水电控股装机规模稳定，乌江、大渡河为主要装机流域。公司水电装机规模近年保持相对稳定，年末为9.20GW。控股水电装机主要位于大渡河、乌江流域，其中大渡河流域电站3.45GW（长河坝2.6GW、黄金坪0.85GW）、乌江流域电站2.35GW（彭水1.75GW、银盘0.6GW）。此外，公司拥有云南李仙江流域7个梯级电站开发权，共计控股装机1.45GW。

水电业务经营稳中向好，盈利能力呈提升趋势。公司近年水电营收总体呈增长态势，年受汛期来水偏枯影响、实现营收70.84亿元，同比降低8.20%，毛利率达54.3%，同比下降-1.7个pct。回顾此前，、年公司盈利能力已与华能水电相仿。年公司水电板块实现利润总额16.27亿元，同比下滑5.8%。

水电发电量基本保持稳增长，利用小时向头部公司靠拢。从经营指标来看，年公司水电完成发电量亿千瓦时，同比下滑4.8%。~年水电利用小时数分别为、、、小时，经营效率正在向头部公司靠拢（年利用小时数同比下滑，主要为来水影响较大）。

伴随特高压及省内输送通道建成落地，大渡河消纳有望改善。受制于调节能力不足，大渡河流域历年弃水严重。根据《四川省“十四五”能源发展规划》，加速特高压建设、同时优化省内主网架结构。雅中-江西特高压已于年6月投产；白鹤滩-江苏特高压也已于年7月投产；白鹤滩-浙江特高压年12月30日投产，则年末四川省特高压外送能力达万千瓦，较年末提高53%。

此外，受益于市场化电价的推进，水电上网电价有望提升增厚业绩。年12月，四川省发改委发布《关于进一步完善我省分时电价机制的通知》，明确自年1月1日起高峰电价在平段电价基础上上浮60%，尖峰时段在高峰时段基础上再上浮20%。同时伴随严禁对电解铝行业实施优惠电价，西南地区水电电价有望提升。参考年公司水电上网电价为0.元/千瓦时，若度电电价提升1分钱，在不考虑电量提升的情况下有望增厚公司水电盈利2.15~2.31亿元（对应65%~70%水电权益装机）。

三、十四五拟新增绿电30GW，核电收益具备成长空间

（一）新能源装机CAGR-3超60%，多元互补优势突出

双碳目标政策背景下，大唐集团“十四五”拟新增风光装机38GW。年1月21日，在大唐集团年工作会议上，党组书记、董事长邹磊提出到年底，非化石能源装机超过50%，提前5年实现“碳达峰”。为了达成这一目标，大唐集团表示将在“十四五”期间新增风电、光伏装机38GW。公司作为集团旗下重要电力上市平台，“十四五”新能源发展提速。

十四五拟新增绿电装机30GW，~年装机CAGR超60%。“十四五”期间公司预计新增新能源装机容量30GW以上，非化石能源（非煤炭、石油、天然气）装机占比达到50%。考虑年末公司新能源装机8.21GW，对应~年新能源装机CAGR达64.0%。若在火电煤机、火电燃机、水电不增长的情况下，年公司清洁能源装机占比有望达52%，对应非化石能源装机占比46%、不及50%的目标值，因而预计公司“十四五”期间具备清洁能源跨越式发展的信心。

公司已核准及在建电源项目装机规模较大，年新增清洁能源装机2.7GW、其中新能源为1.2GW。近年公司积极推进绿色低碳转型，年公司新增发电机组容量2.70GW，其中火电燃机1.48GW、风电MW、光伏MW，低碳清洁能源装机占比进一步提升至33.1%。基地项目方面，托电、蔚县基地合计3GW获得国家第一批大型风光基地批复。年公司共有55个电源项目获得核准，核准容量10.47GW。

年，公司新能源项目核准合计6.98GW，其中风电2.05GW、光伏4.93GW；同期新投产风光装机1.22GW；在建新能源装机4.20GW，其中风电2.70GW，光伏1.50GW。年末公司风电装机在建/在运达0.50倍，光伏装机在建/在运达0.54倍。

~年风光资本性开支均超百亿，储备及在建项目较多下，预期年资本支出有望继续提升。年公司总资本性支出投入亿元，其中风电91.89亿元、光伏62.00亿元；风光资本支出占全部资本性支出的78%。截至年末，公司在建新能源装机4.20GW、储备资源近7GW（光伏居多），参考当前组件价格有所回落，预期年公司有望加快新能源装机投产节奏。

公司具备火电+新能源多元互补优势，托克托煤电+风光多能互补基地开工。年10月20日，国家第一批大型风电光伏基地项目之一、首个利用既有火电通道打捆外送新能源多能互补项目开工。项目以公司托克托燃煤电厂为核心，包括风电1.70GW、光伏0.30GW，总投资亿元，计划年建成。大唐托克托2GW外送项目，将利用大唐托克托发电公司及其专用送出通道，打捆将“绿电”直送京津唐电网。

（二）参股核电装机弹性高，现金流充沛支撑规划建设

参股44%宁德核电贡献稳定投资收益，十五五装机增长有望增厚公司收益。福建宁德核电于年3月23日注册成立，由中广核集团、中国大唐集团、福建省能源集团分别以46%、44%、10%的股比投资设立。当前已投产4台百万千瓦级机组，~年贡献投资收益分别为8.7、9.7、10.7、10.8亿元。

宁德核电厂规划容量为六台百万千瓦级压水堆核电机组，目前一期工程四台机组已建成商运，二期工程5、6号机组计划于年底前全面商运，届时福建宁德核电管理运营核电装机有望增长50%，增厚公司投资收益。

此外，公司传统能源业务现金流充沛，测算存量火电、水电项目可提供年均亿元左右的经营现金流净额。根据CPIA预测值，-年新建光伏项目单位造价为~3元/千瓦，假设项目所需资本金为30%（下同），则公司传统业务带来的现金流可支持每年20~23GW左右的光伏建设；假设新建陆风项目单位造价为~元/千瓦，则可支持每年14~16GW陆风建设；假设新建海风项目单位造价为97~1元/千瓦，则可支持5~6GW海风建设。

四、盈利预测

关键业务核心假设

（1）火力发电

截至年末，公司可控火电装机53.61GW；考虑公司“十四五”积极发展风光等清洁能源，且年非化石能源装机超50%的目标具备一定挑战性，故暂不考虑火电机组净增加。

（2）水力发电

截至年末，公司可控水电装机9.20GW；公司怒江水电项目仍处于前期阶段，具备较大不确定性，故暂不考虑水电机组新增。

（3）风力发电

截至年末，公司可控风电装机5.42GW，结合公司十四五新增30GW新能源目标，假设~年风电新增装机容量分别为2GW、2GW、2GW，年累计在运装机达11.42GW。

（4）光伏发电

截至年末，公司可控光伏装机2.79GW，结合公司十四五新增30GW新能源目标，假设~年光伏新增装机容量分别为3GW、3GW、3GW，年累计在运装机达11.79GW。

盈利预测

基于对上述关键业务核心假设，预计公司~年：电力销售营收分别为、、亿元，对应毛利率分别为14.8%、18.7%、20.8%，重要假设如下：其中火电业务：收入端，基于前述装机假设，假设~年利用小时数同比分别+1%、-1%、-1%，则发电量为、、亿千瓦时；假设同期电价较年涨幅分别为+21.5%、+18%、+16%；成本端，假设~年公司燃料采购均价同比分别-8%、-8%、-3%。

其中水电业务：基于前述装机假设，假设~年利用小时数同比分别+2%、+1%、+1%，则发电量为、、亿千瓦时；其余维持历史水平。其中风电业务：基于前述装机假设，假设~年利用小时数均同比+2%，则发电量为、、亿千瓦时；新增平价项目电价为0.38元/千瓦时。其中光伏业务：基于前述装机假设，假设~年利用小时数为正常年份历史均值（剔除年），则发电量为58、96、亿千瓦时；新增平价项目电价为0.40元/千瓦时。热力销售营收假设以每年11~12%左右增速增长，则分别为65、73、81亿元，对应毛利率分别为-51.8%、-45.9%、-47.2%；煤炭销售营收假设以每年10%增速增长，则分别为5.8、6.4、7.1亿元，假设毛利率分别为50%、40%、40%。

（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。）

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