事件：近日公司披露2023年年报。2023年公司实现营收1224.04亿元，同比增长4.77%；实现归母净利润13.65亿元，同比扭亏为盈。 点评：2023年公司电力量价齐升，单位燃料成本同比下降。公司营收增长得益于电力量价齐升。2023年，公司完成上网电量约2594.26亿千瓦时，同比增加124.96亿千瓦时，导致电力销售收入同比增加50.96亿元；公司上网电价（含税）为466.41元/兆瓦时，同比增加5.62元/兆瓦时，导致电力收入同比增加12.91亿元。公司扭亏为盈得益于单位燃料成本同比下降等因素。2023年，公司火电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，导致燃料成本同比减少57.62亿元。单季度来看，2023Q4公司实现营收317.85亿元，同比增长7.46%；实现归母净利润-14.70亿元，亏损同比增加，主要因为资产减值损失同比增加及所得税费用同比增加等。 公司大力推进低碳清洁能源转型，2023年公司新增装机容量4799.2兆瓦，其中风电/光伏/火电燃机分别新增2047.5兆瓦/1604.7兆瓦/577兆瓦。2023年，公司天然气、水电、风电、太阳能等低碳清洁能源装机占比进一步提升至37.75%，同比提升4.65个百分点。 公司项目核准及建设有序推进，未来有望贡献发电增量。2023年公司有184个电源项目获得核准，核准容量为12782.43兆瓦，其中，煤机/燃机/风电/光伏项目的核准容量分别为4000兆瓦/1076兆瓦/2217.3兆瓦/5489.13兆瓦。2023年公司在建项目装机规模为9964.65兆瓦，其中火电/风电/光伏/储能的在建项目装机规模分别为4670.12兆瓦/3047.65兆瓦/2146.88兆瓦/100兆瓦。公司项目核准及建设有序推进，未来有望贡献发电增量。 投资建议：预计公司2024-2026年EPS分别为0.22元、0.28元、0.32元，对应PE分别为13倍、11倍、9倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险；动力煤价格波动风险等。

事件： 公司发布 2023年年报， 全年实现营收 1224.04亿元，同比增长 4.77%； 实现归母净利 13.65亿元（扣非 5.64亿元）， 较 2022年归母净利-4.08亿元（扣非-14.80亿元）实现扭亏为盈。 23Q4单季度实现营收 317.85亿元，同比增加 7.46%；实现归母净利润-14.70亿元（扣非-16.25亿元）。 利润分配方案为每 10股派发现金红利 0.075元（含税）。 煤电大幅减亏， 新能源盈利稳健增长。 分板块来看，全年煤电亏损 1.33亿元，相较 2022年亏损 60.53亿元实现减亏97.8%，主要受益于全年煤价波动下行；燃机盈利 3.92亿元， 相较 2022年亏损 0.9亿元实现扭亏为盈； 风电盈利 25.56亿元，同比增长 11.81%， 光伏盈利4.8亿元，同比增长 8.14%， 新能源盈利增长主要受益于装机、电量增长；水电盈利 13.83亿元，同比下降 15.01%，主要由于来水偏枯导致发电量下降 。 投资收益整体保持稳定， 全年投资净收益 29.48亿元 ，同比下降 0.43%； 对联营企业和合营企业的投资收益 22.50亿元，同比增长 14.30%。 其中宁德核电投资收益 12.71亿元 ，同比增长 17.51%； 塔山煤矿投资收益 10.22亿元，同比下降 16.27%。 报告期公司毛利率、净利率分别为 11.75%、 2.45%，同比+6.63pct、 +3.20pct； 期间费用率 7.99%， 同比-0.91pct； ROE(加权)-1.04%，同比+5.19pct。 公司计提减值导致全年归母净利润减少 13.97亿元，相较 2022年多减少 9.39亿元，拖累整体盈利水平 。 在业绩扭亏为盈背景下，公司负债率有所改善、经营现金流得到提升： 报告期公司资产负债率 70.90%，同比-4.08pct。 报告期公司经现净额 212.14亿元，同比增加 3.66%。 电量、电价稳中有升， 煤电盈利仍有提升空间。 报告期公司境内合并报表口径累计完成上网电量 2594.27亿千瓦时，同比增长5.06%；其中煤机/燃机/水电/风电/光伏上网电量分别为 1925/192/295/140/40亿千瓦时，同比分别+4.10%/+33.12%/-10.30%/+16.53%/+60.03%。 其中风电、光伏装机增长带动发电量提升，来水偏枯导致水电发电量下降。 平均上网结算电价为 0.466元/千瓦时 ，同比增长 1.22%。 公司全年煤电业务实现大幅减亏， 利润总额-1.33亿元， 对应度电盈利-0.0007元/千瓦时，盈利改善空间大。 2024年以来煤价持续下行 ， 年初至 3月 22日，秦港 5500大卡动力煤均价 908元/吨， 同比下跌 227元/吨； 3月 22日，秦港5500大卡动力煤市场价 835元/吨，同比下跌 270元/吨。 目前供暖季结束进入需求淡季，在电厂库存处于高位、以及水电和新能源挤压煤电出力的背景下，我们预计市场煤价仍有下行空间，有望带动长协煤占比增加以及煤电盈利持续提升。 全年风光新增装机 3.65GW， 24-25年装机有望加速。 公司全年新增新能源装机 3.65GW（同比增长 199%），其中风电 2.05GW、光伏1.6GW。 2023年末， 公司在建新能源装机 5.2GW，其中风电 3.05GW、光伏2.15GW。 2023年末，公司新能源累计装机 11.83GW（同比+44.2%），占总装机容量的 16.1%，其中风电 7.46GW、光伏 4.37GW。 考虑燃机、水电等其他清洁能源，低碳清洁能源装机占比达到 37.75%， 同比提升 4.65pct， 装机结构不断优化。公司目前煤电装机占比仍然较高，响应集团及国资委能源转型要求的积极性强。随着风电、光伏上游价格下降，我们预计 2024-2025年新增装机有望加速。 估值分析与评级说明： 预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 40.52亿元、 50.02亿元、 59.04亿元，对应 PE 分别为 12.7倍、 10.3倍、 8.7倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 煤价超预期上涨的风险；新能源开发进度不及预期的风险；上网电价下调的风险。

传统火电龙头，持续发力绿色低碳。公司是控股股东大唐集团旗下火电业务最终整合平台，也是中国最大的独立发电公司之一，位列煤电第一梯队。目前收入以火电为主；风光收入同比增速均在20%以上，收入占比快速提升，发展势头强劲。公司火电集中于京津冀和东部沿海；水电集中西南；风光广布全国资源富集区域，区位优势明显。23年电价466.41元/兆瓦时（同比+1.22%），预计24年公司上网电价或将继续高位运行。电价高位运行叠加煤价下行，2023Q3公司扭亏为盈，归母净利润28.35亿元（同比+271%），24年公司盈利有望持续修复。容量电价正式出台，火电迎来价值重估。23H1公司火电装机53.80GW，近年火电装机较为稳定，供电煤耗下降带动火电发电效率提升。受益于市场化电价涨幅充分及国家煤炭保供稳价政策等，23H1公司火电利润总额-5.85亿元，亏损进一步收窄。预计24年公司电价高位运行且煤价中枢下移，火电有望持续修复，迎来扭亏为盈。容量电价正式出台，火电迎价值重估，测算公司煤机可获容量电价补偿（含税）47.97亿元，对应度电补偿（不含税）为0.0224元/KWH。风光有望快速扩张，打造第二增长级。23H1公司风电在运5.99GW，光伏在运3.27GW；风电核准1.2GW，光伏核准1.84GW，在手资源丰富。公司规划十四五期间新增30GW，23-25年装机CAGR将高达64.03%。近年公司风光装机快速扩张，带动上网电量高速增长。公司会加快托电、蔚县等新能源基地项目建设，未来装机有望持续扩张。预计未来风光利润保持高位增长，打造公司第二增长极。水电有望量价齐升，参股核电享投资收益。 公司水电在运装机保持稳定，主要位于大渡河、乌江流域。随着川渝特高压投产，有望改善大渡河流域消纳，提高水电出力水平，水电上网电价呈上升趋势，长期看水电有望量价齐升。短期看随着来水好转，水电板块业绩有望环比提升。此外公司参股福建宁德核电，投资收益小幅上涨。福建宁德核电迎来核准利好，有望继续增厚公司业绩。盈利预测与投资建议：预测23-25年公司营收分别为1242、1267和1327亿元，归母净利润分别为12.85、39.20和50.04亿元，对应PE分别为38.9/12.7/10.0倍。结合可比公司情况，采用分部估值，我们估计24年市值685.56亿元，对应公司目标价3.70元。首次覆盖，给予“买入”评级。风险提示：煤价上升风险；电价下行风险；新能源项目建设不及预期风险；政策不及预期风险；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。

事件:2023年1月30日，大唐发电发布2023年业绩预告：2023年公司预计实现归母净利润约10-15亿元，同比扭亏为盈；预计实现扣非后归母净利润约5-10亿元，同比扭亏为盈。 投资要点:2023Q4业绩同比下滑或系减值增加。2023Q4公司预计实现归母净利润约-18.4至-13.4亿元，环比转亏，上年同期为-11.7亿元。2023Q4公司业绩环比下滑，我们认为一是或系2023Q4动力煤价格环比提升；二是Q4期间费用一般是全年高点，以2022年为例，1-4季度公司期间费用率分别为7%/8%/7%/13%。2023Q4公司业绩同比下滑，或系公司减值增加所致。 2023Q4公司上网电量同比+7.3%。2023年公司上网电量2594亿度，同比+5.1%。2023Q4公司上网电量为653亿度，同比+7.3%，其中，煤机/燃机/水电/风电/光伏为480/43/78/42/11亿度，同比+5.9%/8.6%/7.8%/9.9%/79.4%，风光上网电量同比增长，或系公司新能源新增装机增加所致。2023年公司平均上网电价0.466元/KWh，同比+1.2%，较2023年三季度减少0.2分/KWh，或系水电发电量增加所致。 展望2024年，我们认为公司业绩同比有望继续修复。一是我们预计2024年电煤需求或偏弱，动力煤价格中枢同比有望下移，火电业绩有望改善；二是公司2023年开始剥离非主业资产以及盈利能力不佳的火电资产，公司整体盈利能力有望提升。长期看，火电商业模式向发电收益+容量电费收益+辅助服务收益转变，有望稳定火电盈利，重塑火电估值。 盈利预测和投资评级：结合公司发布的业绩预告，我们下调公司2023年业绩，预计公司2023-2025年归母净利润分别为12.1/40.2/47.4亿元，对应PE分别为36X/11X/9X。我们预计2024年动力煤价格中枢有望下行，水电来水有望好转，拉动公司业绩同比继续修复，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济下滑风险；政策推进不及预期；煤炭价格大幅上涨风险；电价下滑风险；项目建设进度不及预期；电力需求不及预期；测算可能存在误差，以实际数据为准；行业竞争加剧。

事件： 近日公司披露2023年三季报。 2023年前三季度公司实现营收906.19亿元，同比增长3.86%；实现归母净利润28.35亿元， 同比增长271.29%。 点评： 前三季度公司上网电量、电价齐升。 前三季度，公司上网电量约为1941.65 亿千瓦时，同比上涨 4.32%，主要因为（1）受全社会用电需求同比增加以及高温天气影响，公司火电上网电量同比上升；（2）上半年公司水电机组所在流域来水偏枯，水电上网电量同比下降，但第三季度水电来水情况同比好转，水电整体降幅较上半年大幅收窄；（3）公司清洁能源装机容量持续增加，部分区域存量机组利用效率有所提升，公司清洁能源机组上网电量同比增幅较大。同时，公司平均上网电价为468.22 元/兆瓦时（含税），同比上升 1.91%。 2023Q3 公司业绩有所增长，盈利能力明显提升。 2023Q3 公司实现营收324.18 亿元，同比增长 2.42%；实现归母净利润 13.18 亿元，同比增长307.39%，主要因为单位燃料成本同比降低，以及发电量同比增加。2023Q3公司毛利率为 13.60%，同比提升 9.34 个百分点；净利率为 6.76%，同比提升 9.13 个百分点，在动力煤价格下行的助推下， 公司盈利能力明显提升。 公司项目核准及建设有序推进，未来有望贡献发电增量。 2023H1 公司核准电源项目 36 个，核准容量 6440 兆瓦，其中，煤机/燃机/风电/光伏/海上光伏氢能示范项目的核准容量分别为 2000 兆瓦/1000 兆瓦/1200 兆瓦/1840 兆瓦/400 兆瓦。2023H1 公司在建电源项目 32 个，在建容量 8306兆瓦，其中，火电/风电/光伏项目的在建容量分别为 4020 兆瓦/2647 兆瓦/1639 兆瓦。 公司项目核准及建设有序推进，未来有望贡献发电增量。 投资建议： 预计公司 2023-2025 年 EPS 分别为 0.19 元、 0.25 元、 0.32元，对应 PE 分别为 13 倍、 10 倍、 8 倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示： 政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险；动力煤价格波动风险等

事件：公司发布2023年三季报。前三季度公司实现营收906.19亿元，同比增长3.86%；实现归母净利润28.35亿元，同比提高271%。 点评：公司量价齐升，前三季度营收同比+3.86%公司累计完成上网电量约1,941.649亿千瓦时，同比上升约4.32%。具体来看，受全社会用电需求同比增加以及高温天气影响，公司前三季度火电上网电量同比上升；水电机组所在流域来水偏枯，水电上网电量同比下降，其中第三季度水电来水情况同比好转；风光电量持续增长，同比增速分别为19.57%、53.93%。前三季度公司平均上网电价为468.22元/兆瓦时（含税），同比上升约1.91%。综合来看，公司前三季度实现营收906.19亿元，同比增长3.86%。 燃料成本压力减弱叠加发电量上涨，前三季度实现归母净利28亿元成本端，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价今年6月至8月均值约824元/吨，较3月至5月均值下降20%，公司燃料成本压力进一步减弱。公司费用管控能力有所优化，前三季度期间费用率同比下降至6.55%。此外，公司大唐安徽发电有限公司处置淮南洛能发电公司部分股权，叠加其他闲置资产处置收益，公司前三季度非流动性资产处置损益达3.43亿元。综合来看，前三季度公司净利率为4.52%，同比提高了3.86个百分点；实现归母净利润28.35亿元，同比提高271%。 光伏上游价格有所回落，新能源装机增长或将加速截至6月末，公司风电在役装机容量5985.95兆瓦、光伏发电3266.13兆瓦；风电在建容量2647兆瓦、光伏在建容量1639.19兆瓦。上半年公司风电项目核准容量1200兆瓦、光伏项目核准容量1839.51兆瓦，加之目前光伏上游价格较去年已有明显回落，装机有望加速扩张。 投资建议：考虑到公司三季报业绩情况及煤价、电价等变动情况，预计公司2023-2025年归母净利润为35、49、64亿元，对应PE14、10、8倍，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济大幅下行的风险、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期、行业竞争过于激烈的风险、补贴持续拖欠的风险项目建设进度不及预期等

公司发布2023年三季报，前三季度营收906.19亿元，同比增长3.86%；实现归母净利28.35亿元（扣非21.90亿元），同比增长271.29%（扣非同比增长650.54%）。23Q3单季度实现营收324.18亿元，同比增长2.42%；实现归母净利润13.18亿元（扣非9.19亿元），同比增长307.39%（扣非同比增长209.09%）。 煤价下行推动Q3扭亏为盈，盈利能力得到提升。 今年以来，煤价持续下行，公司盈利能力得到大幅提升：前三季度公司毛利率、净利率分别为10.76%、4.52%，同比+2.86pct、+3.86pct，期间费用率6.55%，同比-1.06pct，ROE(加权)为5.66%，同比+6.59pct。前三季度，公司资产负债率下降至68.94%，同比-6.38pct。前三季度公司经现净额173.91亿元，同比减少8.01%，净利润现金含量高达613.34%，处于较好水平。 电量、电价稳中有升，入炉煤价下行推动业绩扭亏。 2023年前三季度公司上网电量1941.65亿千瓦时，同比增长4.32%。其中，煤机/燃机/水电/风电/光伏分别为1445.22/149.82/218.05/99.08/29.48亿千瓦时，分别同比+3.5%/+42.27%/-15.36%/+19.57%/+53.93%；燃机、风电、光伏等清洁能源上网电量均有较大幅度增长，水电受所在流域来水偏枯影响上网电量有所下降。前三季度公司平均上网电价468.22元/兆瓦时，同比提升1.91%。 成本端煤价下行是公司业绩扭亏的主要原因。发改委要求长协煤上限价格770元/吨，且履约率达到100%，低价长协煤占比提升是推动公司整体入炉煤价下降的重要因素；公司市场煤占比约在40%左右，今年以来市场煤价呈下跌趋势，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价从去年高点的1600元/吨下跌至低点的760元/吨左右，我们测算2023三季度，同比下跌幅度在400元/吨左右，目前价格975元/吨，同比仍然有较大幅度的下跌。我们判断随着市场煤价重心下移，公司入炉煤价仍有下降空间，从而推动公司盈利能力持续提升。 十四五计划新增新能源30GW，新能源建设有望进入加速期。 根据公司总体发展规划，十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021年-2023年上半年，公司新增新能源装机仅为3GW左右，距离30GW仍有较大缺口，预计新能源建设将会进入加速期。2023年上半年，公司获得新能源项目核准合计3.04GW，其中风电1.2GW，光伏1.84GW；截至2023年上半年末，公司在建新能源项目合计4.29W，其中风电2.65GW，光伏1.64GW。充足的在建项目及储备项目为新能源装机增长提供广阔空间。 估值分析与评级说明： 预计公司2023-2025年归母净利润分别为35.25亿元、50.44亿元、61.21亿元，对应PE分别为13.6倍、9.5倍、7.8倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 煤价超预期上涨的风险；电价下调的风险；新能源拓展不及预期的风险等。

事件: 8月 29日，大唐发电发布 2023年中报： 2023H1，公司实现营业收入 582.0亿元，同比+4.68%；归母净利润15.2亿元，同比+8.43%。 投资要点: 2023Q2业绩环比显著改善。2023Q2，公司实现归母净利润 13.8亿元，同比-4.29亿元，主要原因是投资收益同比减少 3.04亿元及来水同比偏弱导致水电业务盈利下滑；2023Q2归母净利润环比+12.43亿元，盈利改善主要来自煤电减亏。分业务来看，2023年 H1煤机、燃机、风电、光伏、水电板块利润总额分别为-8.0亿元/2.2亿元/14.7亿元/3.4亿元/0.9亿元，同比分别+62.9%/+45.19%/+8.42%/+68.92%/-92.85%，煤电减亏带动盈利如期修复。 煤机度电亏损大幅收窄，三季度有望持续修复。2023年 H1，公司上网电量 1172亿千瓦时，同比+2.07%，其中煤机、燃机、水电、风电、光伏上网电量分别同比+3.96%/+56.19%/-40.22%/+21.18%/+58.68%。根据煤机上网电量 896亿千瓦时计算，公司煤机度电亏损约 9厘，较 2022年 H1度电亏损 3分进一步收窄，主要受益于国内动力煤现货价格与进口煤价格下行。由于煤价下行与入炉成本之间存在一定库存周期，Q2业绩尚未完全反映 5月以来煤价大幅下行的影响，我们认为 Q3业绩有望持续修复。 新能源核准+在建达 7.3GW，项目储备较为充足。2023年 H1，公司新增装机 1.58GW，其中火电燃机 0.5GW、风电 0.6GW、光伏 0.5GW，清洁能源装机占比提升至 34.72%。截至 2023年 H1，公司在建新能源项目共计 4.3GW，其中风电/光伏为 2.6/1.7GW。公司在建+核准项目新能源达 7.3GW，项目储备较为充足，后续有望贡献业绩增量。 盈利预测和投资评级 受水电业务盈利波动影响，我们小幅下调盈利预测，预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 35/47/62亿元，对应 PE 分别为 15/11/8倍。后续随燃料成本下行，公司业绩有望持续修复，新能源装机持续增长也将贡献业绩增量。维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑风险；政策推进不及预期；来水不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；风光新增装机项目进展不及预期风险等。

事件：公司发布 2023 年半年报，上半年实现营收 582.02 亿元，同比增长 4.68%；实现归母净利润 15.17 亿元（扣非 12.71 亿元），同比增长 8.43%（扣非增长 12.10%）；其中第二季度实现归母净利润 13.80亿元（同比下降 23.87%）。 火电盈利大幅改善，来水偏枯导致水电盈利下滑上半年火电盈利大幅改善，新能源盈利高增长，水电因来水偏枯导致盈利下滑。按照利润总额口径，上半年煤机亏损 8.03 亿元（同比减亏 62.85%），燃机盈利 2.17 亿元（同比+45.19%），风电盈利 14.7亿元（同比+8.42%），光伏盈利 3.41 亿元（同比+68.92%），水电盈利0.91 亿元（同比-92.82%）。 上半年公司整体毛利率 9.18%（同比-0.8pct），净利率 3.27%（同比+0.89pct），ROE（摊薄）2.61%（同比+0.39pct）；期间费用率 6.76%（同比-1.02pct），其中财务费用率 5.08%（同比-0.99pct），成本控制能力良好；经营性净现金流 72.72 亿元（同比-43.44%），主要由于收到的税费返还金额减少且采购付款同比上升；截至上半年末，公司资产负债率 71.33%（同比-1.25pct）。 火电盈利有望持续提升，新能源投产明显加速受益于煤价下降及电价上涨，火电盈利明显改善。上半年煤机上网电量 895.56 亿千瓦时（同比+3.96%），占总上网电量比例为 76.4%，各电源平均上网电价（含税）485.56 元/兆瓦时（同比+6.06%）。煤价方面考虑 15 天库存因素，上半年秦港 5500 大卡动力煤市场价均价1062 元/吨（同比-8.1%）。随着迎峰度夏接近尾声，进入动力煤消费淡季，目前市场煤价下降至 815 元/吨（同比-29%,较去年高点-51%），下半年火电盈利有望持续提升。 装机增长推动风光发电量提升，新能源盈利高增长。上半年末公司风电装机 5.99GW（上半年新增 0.57GW，去年同期新增 0.08GW），光伏装机 3.27GW（上半年新增 0.48GW，去年同期新增 0.15GW），新能源投产明显加速。上半年风电上网电量 71.39 亿千瓦时（同比+21.18%），占比 6.1%；光伏上网电量 17.57 亿千瓦时（同比+58.68%）,占比 1.5%。 随着新能源装机规模增长，新能源上网电量以及盈利水平仍有较大提升空间。 上半年公司水电所在流域来水偏枯，水电上网电量 93.70 亿千瓦时（同比-40.22%）。进入下半年，受厄尔尼诺气候影响，水电出力边际改善明显，7 月全国水电发电量同比下降 17.5%，降幅比 6 月份收窄 16.4pct，水电出力有望见底回升。 楷体 十四五计划新增新能源 】 30GW，新能源建设有望进入加速期根据公司总体发展规划，十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021 年-2023 年上半年，公司新增新能源装机仅为 3GW 左右，距离 30GW 仍有较大缺口，预计新能源建设将会进入加速期。2023 年上半年，公司获得新能源项目核准合计 3.04GW，其中风电 1.2GW，光伏 1.84GW；截至 2023 年上半年末，公司在建新能源项目合计 4.29W，其中风电 2.65GW，光伏 1.64GW。充足的在建项目及储备项目为新能源装机增长提供广阔空间。 估值分析与评级说明我们预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 35.25亿元、50.43亿元、61.21 亿元，对应 PE 分别为 14.7 倍、10.2 倍、8.4 倍，维持“推荐”评级。 风险提示：煤价维持高位；新能源开发进度不及预期；电价上涨幅度受限等。

事件：公司发布2022 年年报，2022 年实现营收1168.28 亿元，同比增长12.76%，实现归母净利润4.10 亿元（扣非-14.82 亿元），同比减亏95.49%（扣非减亏84.91%）；其中第四季度实现归母净利润 -11.74亿元，同比减亏87.30%。利润分配方案为每股派发现金红利0.029 元（含税）。 火电盈利有望持续改善，新能源成长空间大2022 年全年燃料价格同比仍有所上涨，但受益于电价上浮落实到位，火电同比减亏明显。公司全年上网电量2469.3 亿千瓦时（同比-4.35%），其中火电上网电量1993.8 亿千瓦时（同比-5.86%），主要是由于疫情影响机组所在区域用电需求。全年电力燃料费680.86亿元（同比+4.11%）,火电单位燃料成本0.341 元/kWh（同比+10.59%），燃料成本同比2021 年仍有小幅上涨。各电源平均上网电价460.79 元/兆瓦时（同比+18.4%），电价上浮大幅缓解了燃料成本上涨的压力。 我们预计2023 年煤炭供需将转向宽松，市场煤价有望进入下行通道，有望推动长协履约提升以及火电盈利能力持续改善。根据国家发改委消息，目前2023 年电煤中长期合同签订总量超过25 亿吨，已基本实现签约全覆盖。 新能源装机规模提升，上网电量保持高速增长。截至2022 年末，公司风电装机5.42GW（新增0.34GW），光伏装机2.79GW（新增0.88GW）。 全年风电上网上网电量120.8 亿千瓦时（同比+19.2%），占比4.9%；光伏上网电量25.2 亿千瓦时（同比+55.3%）,占比1.0%。随着新能源装机规模增长，新能源上网电量以及盈利水平仍有较大提升空间。 盈利能力同比明显改善，经营性现金流量净额同比大幅增加2022 年公司毛利率7.12%（同比+8.04pct），净利率-0.75%（同比+10.75pct），ROE（摊薄）-6.24%（同比+23.32pct），整体盈利能力同比明显改善。期间费用率8.90%（同比-0.88pct），成本控制能力良好。经营性现金流量净额204.64 亿元（同比+145.8%），支撑后续资本开支以及整体发展。 十四五计划新增新能源30GW，新能源建设有望进入加速期根据公司总体发展规划，十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021-2022 年，公司新增新能源装机仅为2GW，距离30GW 仍有较大缺口，预计新能源建设将会进入加速期。2022 年公司获得新能源项目核准合计6.98GW，其中风电2.05GW，光伏4.98GW；截至2022 年末，公司在建新能源项目合计4.20GW，其中风电2.70GW，光伏1.50GW。 充足的在建项目及储备项目为新能源装机增长提供广阔空间。 估值分析与评级说 明我们预计公司2023-2025 年归母净利润分别为35.25 亿元、50.43亿元、61.21 亿元，对应PE 分别为15.9 倍、11.1 倍、9.2 倍，维持“推荐”评级。 风险提示：煤价维持高位；新能源开发进度不及预期；电价上涨幅度受限等。

事件：近日公司披露了2022年年报。2022年公司实现营收1168.28亿元，同比增长12.76%；实现归母净利润-4.10亿元，亏损同比收窄。 点评： 2022年全年实现同比大幅减亏，Q4亏损同比收窄。2022年，公司上网电价同比上升（+18.37%）带动公司营收增长。由于 2022年煤价居于高位，且公司煤机占比较高，2022年公司总体亏损，但实现同比大幅减亏（2021年归母净利润达-90.98亿元）。2022Q4，公司实现营收 295.79亿元，同比增长 4.65%；实现归母净利润-11.74亿元（2021Q4为-92.77亿元），亏损同比收窄。 Q4盈利能力有所好转。2022年，公司毛利率为 7.12%，同比提升 7.87个百分点；净利率为-0.75%，同比提升 10.57个百分点。2022Q4，公司毛利率为 4.80% （2021Q4为-26.15%），毛利率由负转正；净利率为-4.89%，同比提升 36.84个百分点，综合来看 Q4公司盈利能力有所好转。 丰富融资方式助力公司降低融资成本。2022年，公司共计发行 145.5亿元超短期融资债券、182.9亿元中期票据；成功发行全国首批转型债及国内首笔碳排放权质押担保债券；成功发行首单 20亿元能源保供特别债，是 2022年唯一成功发行能源保供特别债的上市公司。综合来看，公司综合运用多种融资方式，促进整体资金链顺畅，助力降低融资成本，2022年公司财务费用率为 5.66%，同比降低 0.66个百分点。 煤价逐步回落有助于降低公司的综合用煤成本。近年来，国家一系列保供稳价政策落地，如通过扩大长协覆盖面及加强煤炭中长期合同执行情况的监督、检查，预计将促进煤炭价格逐步回落至 303号文规定的合理区间。截至 2022年末，公司装机容量约为 71024.37兆瓦，其中火电煤机占比约为 66.90%，煤机占比较高。煤价逐步回落有助于降低公司的综合用煤成本，公司生产经营状况有望改善。 投资建议：预计公司 2023-2025年 EPS 分别为 0.18元、0.25元、0.31元，对应 PE 分别为 16倍、12倍、10倍，维持对公司“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险； 动力煤价格波动风险等。

事件:大唐发电发布2022年年报：2022年实现营业收入1168.3亿元，同比+13%；其中2022年Q4实现营业收入295.8亿元，同比+5%。 2022年实现归母净利润-4.1亿元，同比减亏85.5亿元；其中2022年Q4实现归母净利润-11.7亿元，同比减亏81.0亿元。 投资要点:2022年亏损4.1亿元，煤电利润减亏99.2亿。2022年，公司市场化交易比例上升14.71个百分点至80.88%，综合上网电价达到460.79元/兆瓦时（含税），同比增长18.37%，带动营业收入实现增长。2022年归母净利润亏损4.1亿元，较2021年实现大幅减亏。分业务来看，2022年燃煤、燃机、风电、光伏、水电板块利润总额分别为-60.5亿元/-0.9亿元/22.9亿元/4.4亿元/16.3亿元，同比分别+99.2亿元/-6.2亿元/+5.3亿元/+0.9亿元/-1.0亿元，盈利改善主要来自煤电减亏。 煤价走势趋于缓和，静待火电盈利反转。2022年火电单位燃料成本同比上升10.59%，导致燃料成本增加65.18亿元，但电价上涨有效疏导高企的燃料成本，煤电业务大幅减亏，度电利润从2021年-0.08元缩窄至-0.03元（利润总额/上网电量）。当前动力煤现货价格走势缓和，截至2023年3月24日，秦皇岛港Q5500动力煤现货价已降至1100元/吨，印尼低卡进口煤的价格优势也正在显现，后续随燃煤成本下行，火电业务有望实现盈利。 新能源核准+在建达11.2GW，项目储备较为充足。2022年，公司新增装机2.7GW，其中火电燃机1.5GW、风电0.3GW、光伏0.9GW，清洁能源装机占比提升至33.1%；核准火电3.5GW、风电2.1GW、光伏4.9GW。截至2022年底，公司在建新能源项目共计4.2GW，其中风电/光伏为2.7/1.5GW。公司在建+核准项目新能源达11.2GW，项目储备较为充足，后续有望贡献一定业绩增量。 盈利预测和投资评级我们预计公司2023-2025年归母净利润分别为33/47/67亿元，对应PE分别为16/12/8倍。后续随燃料成本下行，公司有望实现盈利反转，新能源装机持续增长也将贡献业绩增量。维持“买入”评级。 风险提示宏观经济下滑风险；政策推进不及预期；来水不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；风光新增装机项目进展不及预期风险等。

公司发布2022年业绩预告，2022年实现归母净利润-4.0～-5.5亿元，相较2021年归母净利润-90.98亿元，同比减亏94.0%～95.6%；2022年实现扣非后归母净利润-14.7～-16.2亿元，相较2021年扣非后归母净利润-98.24亿元，同比减亏83.5%～85.0%。其中第四季度实现归母净利润-11.64～-13.14亿元，扣非后归母净利润-17.62～-19.12亿元。 受益于电价上涨及新能源投产，全年同比实现大幅减亏火电板块：2022年燃料成本持续高位运行，对公司整体盈利能力造成较大压力，但结算电价上涨大幅缓解了燃料成本上涨的压力，推动公司2022年全年实现同比大幅减亏。公司全年上网电量2469.3亿千瓦时（同比-4.35%），其中煤机上网电量1849.2亿千瓦时（同比-5.63%），主要是由于疫情影响机组所在区域用电需求。全年平均上网电价460.79元/兆瓦时（同比+18.4%）。 新能源板块：受益于装机规模提升，新能源发电量及上网电量保持高速增长，对公司整体盈利能力有一定促进作用。2022全年新能源上网电量占比仅为5.9%，随着新能源装机规模增长，新能源发电量及上网电量仍有较大提升空间。公司全年风电上网上网电量120.8亿千瓦时（同比+19.2%），占比4.9%；光伏上网电量25.2亿千瓦时（同比+55.3%）,占比1.0%。 长协煤价下降叠加容量电价出台，火电盈利能力有望明显回升2022年以来，山东、甘肃、云南已制定容量电价补偿政策；国家能源局也明确提出，各地结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制；《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》发布，结合了2022年合同实际执行过程中存在的问题，调整后更加明确合理，也更具有执行力。此外秦港5500大卡动力煤市场价已由2022年最高点1669元/吨回落至1月30日1195元/吨，降幅接近30%，市场煤价下降也有利于长协履约率提升。因此我们预计2023年长协履约率有望大幅提升，长协煤价能够基本回归限价区间，叠加容量电价出台增厚收益，后续火电盈利能力有望明显回升。 十四五计划新增新能源30GW，新能源建设有望进入加速期根据公司总体发展规划，十四五期间新增新能源装机不低于30GW。2021年-2022年上半年，公司实际新增新能源装机仅为1GW，距离30GW仍有较大缺口，预计新能源建设将会进入加速期。2022年上半年末，公司在建新能源装机合计3.68GW，其中风电2.59GW，光伏1.09GW；上半年新能源项目核准合计3.73GW，其中风电1.3GW，光伏2.43GW。充足的在建项目及储备项目为公司发展提供广阔空间。abl估e_值S分um析ma与ry评]级】说明考虑到第四季度燃料成本高位运行导致公司单季度出现亏损，我们下调2022年盈利预测，预计公司2022-2024年归母净利润分别为-4.42亿元、29.11亿元、44.37亿元，对应PE分别为-114倍、17.4倍、11.4倍，维持“推荐”评级。 风险提示：煤价维持高位；新能源开发进度不及预期；电价上涨幅度受限等。

事件:大唐发电发布2022年业绩快报：2022年预计实现归母净利润-4.0亿元至-5.5亿元，同比减亏87.0亿元-85.5亿元；2022年Q4预计实现归母净利润-11.64亿元至-13.14亿元，同比减亏81.13亿元-79.63亿元，环比减少5.28亿元-6.78亿元。 投资要点:2022年亏损4-5.5亿元，同比大幅减亏。2022年，公司上网电价460.79元/兆瓦时（含税），同比增长18.37%，叠加风光机组有序投产，带动营业收入实现增长。2022年归母净利润亏损4-5.5亿元，较2021年归母净利润-90.98亿元（经重述）实现大幅减亏，主要受益于市场煤价高企的背景下公司持续提升长协覆盖率，前三季度入炉标煤单价约1108元/吨（7000大卡），接近盈亏平衡点1100元/吨，后续随燃煤成本下行，火电业务有望实现盈利。 火电同比减少110亿千瓦时助力减亏，来水不足水电出力小幅下滑。2022年，公司实现上网电量2469亿度，其中煤机/燃机上网电量分别为1849亿千瓦时/145亿千瓦时，在能源保供的前提下分别减少110亿千瓦时/14亿千瓦时，助力火电减亏；水电上网电量330亿千瓦时，同比减少17亿千瓦时，其中三季度同比减少31亿千瓦时，主要原因是公司水电机组主要分布在四川、重庆、云南等地，三季度来水不足。 新能源上网电量快速增长，项目储备较为充足。受益于风光装机规模及利用小时数持续增长，2022年风电/光伏上网电量分别为121亿千瓦时/25亿千瓦时，同比分别+19.20%/+55.27%。截至2022年6月，公司风电/光伏装机5.16/2.06GW，在建新能源项目共计3.7GW，其中风电/光伏为2.6/1.1GW，后续有望贡献一定业绩增量。 盈利预测和投资评级煤价高企以及水电出力下滑抑制盈利，缺电背景下煤电盈利至关重要，后续随长协煤等政策进一步落实，盈利能力有望回升。我们预计公司2022-2024年归母净利润分别为-5/32/46亿元，2023-2024年对应PE分别为16/11倍。维持“买入”评级。 风险提示宏观经济下滑风险；政策推进不及预期；来水不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；风光新增装机项目进展不及预期风险等。

大唐发电发布 2022年三季报： 2022前三季度实现营业收入 872.5亿元，同比+15.9%，实现归母净利润 7.6亿元，同比-48.2%； 2022Q3实现营业收入 316.5亿元，同比+27.8%，实现归母净利润-6.4亿元，同比减亏 9.8亿元。 投资要点: 煤价高企， 2022Q3盈利环比由盈转亏。 2022年前三季度，公司平均上网电价同比上升 20.73%，带动收入同比增长 15.9%。 2022Q3公司实现归母净利润-6.4亿元，环比由盈转亏，主要原因是电力保供需求下火电环比增发 140亿千瓦时，而市场煤价仍然高企，且国内部分区域长协比例或有待提升，共同推高煤炭成本， 2022Q3公司毛利率约 4.26%，环比下滑 8个百分点。 同时投资收益亦有下降， 2022Q3公司实现投资收益 5.95亿元，环比减少 5.2亿元。 受四川等地高温干旱影响， 2022Q3水电出力下滑。 公司水电机组主要分布在四川、重庆、云南等地，受三季度高温天气影响，水电实现发电量 100.89亿千瓦时，同比减少 31.4亿千瓦时，同比下降23.72%，环比减少 5.4亿千瓦时。 根据公司 2021年水电平均上网电价 0.22元/千瓦时测算，水电业绩环比或下降 1.2亿。 新能源上网电量快速增长，项目储备较为充足。 受益于风光装机规模及利用小时数持续增长， 2022年前三季度风电/光伏上网电量分别同比+15.74%/+66.10%；第三季度分别同比+42.72%/82.57%。 截至 2022年 6月， 公司风电/光伏装机 5.16/2.06GW，在建新能源项目共计 3.7GW，其中风电/光伏为 2.6/1.1GW，后续有望贡献一定业绩增量。 盈利预测和投资评级： 三季度煤价高企以及水电出力下滑抑制盈利， 缺电背景下煤电盈利至关重要， 后续随长协煤等政策进一步落实，盈利能力有望回升。 我们下调盈利预测， 预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 13、 33、 40亿元，对应 PE 分别为 45、 18、15倍。维持“买入”评级。 风险提示： 用电需求下滑；政策变动风险；电价下滑； 煤价大幅上涨；新能源装机不及预期；水电来水偏枯；投资收益不及预期； 持股 5%以上股东减持对二级市场的影响风险。