事件： 公司发布 2024年半年报， 2024年上半年公司实现营收 583.1亿元，同比增长 0.19%； 归母净利润 31.1亿元，同比增长 104.85%；扣非归母净利润 31.2亿元，同比增长 145.43%；基本每股收益 0.1242元，同比增长 212.06%。业绩大幅增长。 煤电、水电利润总额大幅增长，支撑公司业绩大幅增长。 2024上半年，公司实现经营收入约 583.10亿元，比上年同期上升 1.08亿元；实现净利润约 42.87亿元，同比上升 23.82亿元；实现归属于母公司所有者的净利润约为 31.08亿元，同比上升 15.91亿元。其中，煤机（含热）利润总额 15.1亿元，同比增长 288.13%； 燃机（含热）利润总额 3.5亿元，同比增长 59.04%；水电利润总额 10.3亿元，同比增长 1033.02%；风电利润总额 11.3亿元，同比下降 23.06%；光伏利润总额3.9亿元，同比增长 14.3%； 煤电和水电利润总额大幅增长。 上网电价小幅下降， 发电量持续增长。 2024年上半年，公司平均上网结算电价462.74元/兆瓦时（含税），同比下降约 4.70%；累计完成上网电量约 1,223.973亿千瓦时，同比上升约 4.43%；全口径机组利用小时累计完成 1,800小时，同比减少 7小时；供热量累计完成约 9855.83万吉焦，同比上升约 16.37%。 公司所属运营企业及在建项目主要分布全国 19个省、市、自治区，截至 24年上半年，公司在役装机容量 73,734.862兆瓦，其中，火电煤机 45,124兆瓦、火电燃机6,632.8兆瓦、水电约 9,204.73兆瓦、风电 8,028.81兆瓦、光伏发电 4,744.522兆瓦。 在建及核准项目充足， 大力推进清洁能源转型。 2024年上半年，公司清洁能源新增装机容量 973.898兆瓦，其中火电燃机新增 1.24兆瓦、风电新增 564.32兆瓦、光伏新增 408.338兆瓦，公司低碳清洁能源装机占比进一步提升至 38.80%,较去年末提高 1.05pct。 此外， 2024年上半年， 公司核准电源项目 122个，核准容量 4,714.985兆瓦，其中：风电项目核准容量 1,109.3兆瓦、光伏项目核准容量 3,605.685兆瓦；在建电源项目 80个，在建容量 11,869.15兆瓦，其中： 火电项目在建容量 5,746.12兆瓦、风电项目在建容量 3,457.65兆瓦、光伏项目在建容量 2,665.38兆瓦。 公司在建及核准项目充足，随着未来公司在建及核准项目投运， 为公司业绩增长提供有力支撑。 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。 根据公司实际运营情况， 我们调整公司盈利预测， 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 40.06亿元、44.49亿元、57.08亿元，增速分别为 193.4%、11.1%、 28.3%， 维持“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。

营业收入微增， 归母净利润实现大幅增长。 2024H1， 公司实现营业收入583.10亿元（+0.19%） ， 归母净利润 31.08亿元（+104.85%） ， 扣非归母净利润 31.19亿元（+145.43%） 。 其中， 第二季度营收 275.73亿元（-8.65%） ， 归母净利润 17.77亿元（+28.71%） ， 扣非归母净利润 17.92亿元（+46.50%） 。 公司营业收入微升受发电量、 上网电量增加和电价下降综合影响， 2024H1， 公司上网电量 1223.97亿千瓦时（+4.43%） ，而平均上网结算电价 462.74元/兆瓦时（含税） ， 同比下降 4.70%。 公司归母净利润增长的原因在于煤价同比下降使得燃料成本下降， 同时水电来水情况较好驱动水电板块盈利大幅增长。 煤电、 水电板块利润总额大幅增长， 风电板块利润总额同比下降。 分板块利润总额来看， 2024年上半年， 公司煤电板块利润总额 15.10亿元（+288.13%） ， 燃机板块 3.45亿元（+59.04%） ， 水电板块 10.32亿元（+1033.02%） ， 风电板块 11.31亿元（-23.06%） ， 光伏板块 3.90亿元（+14.30%） 。 公司在建、 核准项目资源充足， 未来业绩有望持续增长。 公司紧抓转型发展机遇， 大力发展以新能源为主体的战略性新兴产业， 加快规模化优质新能源项目的资源获取， 择优、 梯次推动新一代煤电项目的迭代开发，加速实现公司传统产业转型升级。 2024年上半年， 公司核准电源项目122个， 核准容量 471.50万千瓦， 其中风电项目核准容量 110.93万千瓦、 光伏项目核准容量 360.57万千瓦； 在建电源项目 80个， 在建容量1186.92万千瓦， 其中火电项目在建容量 574.61万千瓦、 风电项目在建容量 345.77万千瓦、 光伏项目在建容量 266.54万千瓦。 未来公司在建及储备项目逐步投运， 业绩有望持续增长。 风险提示： 电量下降； 电价下滑； 煤价上涨； 项目投运不及预期。 投资建议： 预计 2024-2026年公司归母净利润分别为 50.3/56.2/61.8亿元， 分别同比增长 268.1%/11.9%/9.9%； EPS 分别为 0.27、 0.30、 0.33元， 当前股价对应 PE 为 10.0/8.9/8.1X。 给予公司 2024年 11-12xPE，公司合理市值为 553-603亿元， 对应 2.99-3.26元/股合理价值， 较目前股价有 10%-20%的溢价空间， 维持“优于大市” 评级。

事件： 公司 2024年上半年实现营业收入 583.10亿元，同比增长 0.19%； 归母净利润 31.08亿元，同比增长 104.85%；扣非归母净 31.19亿元，同比增长 145.43%； 基本 EPS 为 0.1242元/股，同比增长 212.06%。 点评：毛利率同环比提升，投资收益大幅增长。公司 24Q2实现营收 275.73亿，同比降低 8.56%，环比降低 10.29%， 其中主要原因为平均上网电价同环比分别下降 6.72%/5.59%、上网电量同环比分别下降 2.5%/-4.47%，此外主要受益于煤价同环比下降、新能源装机提升等因素，毛利率同环比分别增长 6.25pcts、 4.29pcts 至 17.70%，为 20Q4以来最高水平， 毛利同环比分别增长 41.33%、 18.40至 48.79亿。费用方面， 期间费用率同环比分别增长 0.06、 0.5pct 至 6.52%，但仍处于历史较低水平。 主要受益于参股公司利润增长，公司投资收益同比提升 63.10%至 13.24亿，占公司营业利润比重 40.53%，同比提升 3.85pcts。 由于公司计提资产减值损失9.61亿（其中母公司 7.64亿）， 24Q2公司营业利润/利润总额/净利润/归母净利润/扣非归母净同比分别增长 47.59/41.36/34.30/28.71/46.50%，实现归母净利润/扣非归母净利润 17.77/17.92亿元，超出业绩预告中值12.5%/3.6%。 火电业绩同比提升， 燃机盈利强于煤机。 煤机（含热） 24Q2实现利润总额 6.1亿，同比增长 190%、环比下降 32%，度电利润 14元/MWh，同比增长 225%、环比下降 27%，预计同比增长主要原因为煤价下降、环比下降主要由于上网电量及电价齐跌及减值影响，实际上加回减值后环比可实现增长。 此外，燃机（含热） 24Q2实现利润总额 1.45亿，同比增长75%、环比下降 27%，度电利润 35元/MWh，盈利能力强于煤机。 水电利润大幅提升，风电承压光伏增长。主要受益于来水改善，水电 24Q2实现利润总额 11.0亿，同比增长 253%。风电实现利润总额 3.8亿，同比降低 44%，度电利润同比降低 55%至 90元/MWh。光伏实现利润总额 2.4亿，同比增长 19%，度电利润同比降低 17%至 160元/MWh。 24H1，公司新增风电、光伏装机 56.43、 40.83万千瓦，累计装机达 802.88、 474.45万千瓦，装机持续增长有望部分抵消度电利润下滑带来的不利影响。 盈利预测： 预计 2024-2026年公司营业收入 1228/1228/1233亿元，归母净 利 润 41.56/51.76/59.86亿 元 ， EPS 0.12/0.18/0.22元 ， 对 应 PE21.97/15.54/12.44倍，维持“买入”评级。 风险提示： 国内外宏观形势变化超出预期， 利用小时与电价不及预期，盈利预测与估值模型不及预期。

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。

公司为大唐集团核心电力上市平台，国企改革与电力体制改革下价值有望重估。公司控股股东为大唐集团，集团拥有公司合计53.09%股权。截至2023年底，公司控股装机7329万千万，其中煤电、气电、风电、光伏、水电分别为4562、663、746、437、920万千瓦。在集团旗下四家电力上市平台中，公司在装机规模、资产规模方面均位列第一，且集团承诺公司为集团火电业务最终整合平台。2023年底公司选举新任董事长，当前大唐发电资产规模占据集团电力上市资产60%以上比例，而市值仅占40%左右，在新一轮央企改革下，或面临较大考核压力。 公司火电机组以北方为主，火电业绩主要受北方坑口煤价以及股权结构影响；2024年一季度实现归母净利润13.3亿元，达到历史新高。我们认为，虽然煤电机组短期业绩仍然受到煤价影响，但是在电力体制改革趋势下，煤电定位逐步调整为调峰电源，在容量电价等政策支持下，煤电企业业绩稳定性预计将有所提升，估值有望重塑。 新能源规划新增30GW，当前已为公司核心利润板块。双碳战略下大唐集团提出到2025年非化石能源装机超过50%，公司承担主要新增装机责任。根据上证路演信息，公司计划十四五期间新增新能源装机30GW以上，2021-2023年三年完成十四五目标的19%。根据公司披露的分电源利润总额情况，2021-2023年新能源利润稳步上涨，2023年已超过30亿元，成为最大的利润贡献电源。 控股9GW水电并参股宁德核电，贡献稳定业绩与现金流。公司控股9.2GW水电资产，集中在四川、云南、重庆三地，2023年公司水电板块贡献利润总额约14亿元。 短期看，根据国家气候中心，西南三地今年来水较去年偏丰，水电业绩预计将有所改善；中长期看，电力市场化叠加西南地区缺电，西南地区水电弃水以及电价有望获得持续改善；我们强调水电资产现金流价值，水电价值有望获得重估。公司参股宁德核电44%股权，2023年获得约13亿元投资收益。 盈利预测与估值：预计公司2024-2026年归母净利润分别为43、52、61亿元（含永续债利息），扣除永续债利息约13亿元后，当前股价对应24-26年PE分别为18、14、11倍（扣除永续债利息）。分部估值法下，我们测算公司内在价值为273（火电）+207（水电）+390（新能源）-300（其他板块、总部费用及永续债利息）=570亿元。公司章程承诺现金分红比例不低于母公司净利润的50%，2017-2020年现金分红比例占归母净利润比例55%-150%。假设公司2024年现金分红占归母净利润的50%，对应股息率3.9%。首次覆盖，给予公司“增持”评级。 风险提示：煤价上涨超预期、减值超预期、新能源装机不及预期。

核心观点：大唐集团旗下综合电力平台。公司是大唐集团旗下综合电力平台，以及集团旗下火电业务的最终整合平台，装机主要分布于全国19个省、市、自治区。截至2023年年末，公司控股装机73.28GW，其中煤机、燃机、风电、光伏、水电装机分别为45.62GW、6.63GW、7.46GW、4.37GW、9.20GW，占比分别为62.3%、9.0%、10.2%、6.0%、12.6%。此外公司参股宁德核电和塔山煤矿等优质项目，近5年年均投资净收益超过25亿元。 火电行业：电改促业绩稳定性提升，板块有望迎估值重塑。目前煤电收入以电能量电价为主，占比在75%以上，因此盈利能力受煤价影响大，周期属性强。以大唐发电为例，过去10年间公司火电业务毛利率在-10.1%~32.9%之间、度电毛利在-0.036~0.118元之间大幅波动。随着电改推进，煤电调峰、调频等调节性价值持续提升，带动容量补偿、辅助服务收入占比提升。我们测算，至2030年煤电将有50%左右收入来自边际成本低、稳定性高的容量补偿和辅助服务，其或将成为煤电主要且稳定的利润来源，煤电公用事业属性将显著提升。目前火电板块PB均值为1.22x，随着其由周期属性向公用事业属性转变，板块PB相对核电2.14x、水电2.92x有较大修复空间。 煤价进入下行通道，公司火电盈利修复空间大。我们测算今年煤炭整体供需将进一步宽松，长期来看“双碳”能源转型抑制煤炭需求，煤价重心有望持续下移。目前公司电源结构仍以火电为主，2023年公司火电装机与发电量分别为52.25GW和2266亿千瓦时，占比分别为71.3%和82.4%，并且燃料成本占火电营业成本的85%以上，因此公司火电板块盈利能力修复空间大。我们测算在2024年火电上网电价下降3%（0.013元/千瓦时），燃料成本下降6%（0.02元/千瓦时）的情景下，火电业务利润总额将增加670%（17.6亿元）至20.1亿元，对应单位GW利润总额4000万元左右。展望远期，随着容量补偿和辅助服务成为主要利润来源，预计2030年火电单位GW利润总额将提升至1.2-2.5亿元。 公司新能源开发进入加速期，储备项目支撑长期成长空间。公司大力推进低碳清洁能源转型，2023年新能源总装机11.83GW，营收79.14亿元、利润总额30.36亿元，十四五以来装机、营收复合增速均为24%。2023年新能源装机、营收、利润总额占比分别为16.1%、6.5%、54.5%。随着风电、光伏上游价格下降，我们预计新能源建设将进入加速期，2024-2025年新增装机分别为6GW、8GW，同比分别增长64%、33%。公司依托传统能源调峰等优势，多措并举获取新能源项目资源，十四五以来累计完成项目核准21.13GW，支撑新能源装机长期成长空间。 投资建议：预计2024-2026年公司归母净利润分别为41.53/52.67/62.26亿元，对应PE分别为13.7x/10.8x/9.2x。长期来看，电改将推动火电业绩从强周期性转向高度稳定性，且在发展新能源方面具有资源及消纳优势，估值有望迎来重估。我们认为公司估值仍有提升空间，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。

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。