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1、 公司公司报告报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1 大唐发电大唐发电（601991）证券证券研究报告研究报告 2022 年年 09 月月 05 日日 投资投资评级评级 行业行业 公用事业/电力 6 个月评级个月评级 买入（首次评级）当前当前价格价格 3.45 元 目标目标价格价格 5.08 元 基本基本数据数据 A 股总股本(百万股)12,396.09 流通A 股股本(百万股)12,396.09 A 股总市值(百万元)42,766.51 流通A 股市值(百万元)42,766.51 每股净资产(元)1.65 资产负债率(%)72.58 一年内最高/最低(元)

2、3.88/2.08 作者作者 郭丽丽郭丽丽 分析师 SAC 执业证书编号：S01 资料来源：贝格数据 相关报告相关报告 股价股价走势走势 大唐集团旗下电力运营商大唐集团旗下电力运营商，加速加速低碳能源转型低碳能源转型 公司：公司：大唐集团旗下大唐集团旗下电力运营商电力运营商，积极推进清洁能源转型，积极推进清洁能源转型 大唐发电为大唐集团旗下电力运营商，是集团火电业务最终的整合平台。公司在伦敦、香港、大陆三地上市，主营火电、水电、风电、光伏为主的发电业务。截至 2021 年末，公司总装机容量为 6877 万千瓦，其中火电装机 5257.64 万千瓦，占比 76.45%，水电

3、、风电和光伏装机分别为 920.47、507.91 和 190.98 万千瓦，清洁能源装机占比 23.55%。全年营业收入 1034.12亿元，近五年复合增速为 12.48%。火电：火电：发电效率相对稳定，煤价调控下盈利能力有望修复发电效率相对稳定，煤价调控下盈利能力有望修复 火电以煤机为主体，装机容量稳定火电以煤机为主体，装机容量稳定。截至 2021 年末，公司火电控股装机容量 5257.64 万千瓦，其中，火电煤机 4795.4 万千瓦，占比 91.21%。供电供电煤耗稳步下降煤耗稳步下降，2021 年供电煤耗为 291.72 克/千瓦时。展望未来，展望未来，收入端，收入端，电力市场化改革

4、持续推进，各地电价高比例上浮。成本端成本端，在政策管控下，长协煤履约率有望提升，并带动公司燃料成本进一步下降。综合综合来看来看，随随着成本逐步回落，着成本逐步回落，公司火电业务盈利能力有望修复公司火电业务盈利能力有望修复。水电：聚焦西南资源丰富地区，装机容量水电：聚焦西南资源丰富地区，装机容量较为稳定较为稳定 公司水电装机规模较为稳定。截至 2021 年末，公司水电装机规模 920.47万千瓦，集中分布在西南地区，全年发电量前三地区为四川、重庆和云南，占比分别为 44.13%、33.4%和 16.57%。公司通过控股等形式开展水电业务，4 家主要控股公司的装机容量 725 万千瓦，占水电总装机

5、规模的 78.8%。未来随着输电通道的逐步建设完成及用电量的持续增长，公司水电消纳能力有望提升，或将带动盈利能力提高。新能源：十四五锚定“双碳”目标，加快能源结构转型升级新能源：十四五锚定“双碳”目标，加快能源结构转型升级 清洁能源转型清洁能源转型加速加速，新能源装机增长空间广阔，新能源装机增长空间广阔。“十四五”可再生能源发展规划明确提出，到 2025 年，我国可再生能源年发电量将达 3.3 万亿千瓦时，风电和光伏发电量实现翻倍；到 2030 年，我国风电、光伏发电总装机容量将达 12 亿千瓦以上，非化石能源消费占比达 25%。公司公司抓住能源转抓住能源转型窗口，新能源转型提质增速。型窗口，

6、新能源转型提质增速。截至 2021 年末，公司新能源装机达 698.89万千瓦，其中风电 507.91，光伏 190.98 万千瓦。“十四五”期间，公司计划新增新能源装机容量不低于 30GW。盈利预测与估值盈利预测与估值：我们预计公司 2022-2024 年实现归母净利润 26.48、38.45、50.56 亿元，对应 PE 分别为 24、17、13 倍。基于分部估值分析，给予公司 22 年目标价 5.08 元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。风险风险提示提示：宏观经济下行风险，新冠疫情反复风险，电力价格波动风险，煤炭价格波动的风险，项目建成不及预期风险，新能源装机不及预期风险，来水低于预期的

7、风险等 财务数据和估值财务数据和估值 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)95,614.42 103,411.96 116,748.99 118,494.53 121,153.54 增长率(%)0.17 8.16 12.90 1.50 2.24 EBITDA(百万元)31,058.57 10,300.61 23,446.77 26,019.86 28,758.74 净利润(百万元)3,040.24(9,263.93)2,648.37 3,844.87 5,055.71 增长率(%)185.25(404.71)(128.59)45.18 31.49 EPS(

8、元/股)0.16(0.50)0.14 0.21 0.27 市盈率(P/E)21.00(6.89)24.11 16.61 12.63 市净率(P/B)0.87 1.03 1.07 1.00 0.97 市销率(P/S)0.67 0.62 0.55 0.54 0.53 EV/EBITDA 6.08 20.75 9.81 9.44 8.87 资料来源：wind，天风证券研究所 -27%-19%-11%-3%5%13%21%-012022-05大唐发电沪深300 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2 内容目录内容目录 1.大唐集团旗

9、下电力运营商，积极推进清洁能源转型大唐集团旗下电力运营商，积极推进清洁能源转型.5 1.1.简介：三地上市，大唐集团旗下电力运营商.5 1.2.业务：以火电业务为基础，积极推进清洁能源转型.6 1.3.财务：火电盈利能力有望修复，投资收益增厚利润.8 2.火电：发电效率相对稳定，煤价调控下盈利能力有望修复火电：发电效率相对稳定，煤价调控下盈利能力有望修复.11 2.1.以煤机为主体，火电装机容量整体稳定.11 2.2.供电煤耗逐步下降，发电效率与质量稳定提升.12 2.3.电价上浮叠加煤价调控，火电业务盈利能力有望修复.13 3.水电：聚焦西南资源丰富地区，装机容量较为稳定水电：聚焦西南资源丰

10、富地区，装机容量较为稳定.15 3.1.核心聚焦西南地区，公司水电装机规模稳定.15 3.2.消纳能力有望提升，或带动水电盈利能力提高.17 4.新能源：十四五锚定新能源：十四五锚定“双碳双碳”目标，加快能源结构转型升级目标，加快能源结构转型升级.20 4.1.“双碳”目标带动风光发电建设，新能源装机增长空间广阔.20 4.2.抓住能源转型窗口，低碳转型发展提质增速.22 4.3.推动低碳清洁能源转型，十四五期间装机增量显著.25 5.盈利预测与估值盈利预测与估值.26 5.1.盈利预测.26 5.2.估值.27 6.风险提示风险提示.29 图表目录图表目录 图 1：公司历史发展沿革.5 图

11、2：大唐发电股权结构.5 图 3：大唐集团旗下上市公司情况.6 图 4：公司 2021 年末装机容量占比情况.6 图 5：公司 2021 年新投产机组结构.6 图 6：公司 2022 年上半年发电量情况（单位：亿千瓦时）.7 图 7：2017-2021 年公司电力板块资本性支出情况（单位：亿元）.7 图 8：2021 年公司各类型电力收入占比.8 图 9：2017-2021 年公司各业务毛利情况（单位：亿元）.8 图 10：2017-2022Q1 公司营业收入情况（单位：亿元）.8 图 11：2017-2021 年公司营业收入情况（单位：亿元）.8 图 12：2017-2022Q1 公司归母净

12、利情况（单位：亿元）.9 图 13：2017-2021 年公司毛利率和净利率情况.9 图 14：2017-2021 年公司各业务毛利率情况.9 图 15：2017-2021 年公司投资收益情况（单位：亿元）.9 9WvZdUdYoYgVrZfW8OcM7NmOqQoMtRkPqQwPfQnNoQbRpOmNMYnNoNuOrQoR 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 3 图 16：2017-2021 年福建宁德投资收益情况（单位：亿元）.10 图 17：2017-2021 年同煤大唐投资收益情况（单位：亿元）.10 图 18：2017-2021

13、年福建宁德营业收入情况（单位：亿元）.10 图 19：2017-2021 年福建宁德净利润情况（单位：亿元）.10 图 20：2017-2021 年同煤大唐煤矿营业收入情况（单位：亿元）.10 图 21：2017-2021 年同煤大唐煤矿净利润情况（单位：亿元）.10 图 22：2017-2022Q1 公司资产负债率情况.11 图 23：2017-2022Q1 公司财务费用情况（单位：亿元）.11 图 24：2017-2022Q1 公司期末现金余额情况（单位：亿元）.11 图 25：2017-2022Q1 经营性现金流与归母净利润情况（单位：亿元）.11 图 26：2021 年末公司火电控股装

14、机结构.11 图 27：2017-2021 年公司火电控股装机容量（单位：万千瓦）.11 图 28：2017-2021 年公司火电核准容量（单位：万千瓦）.12 图 29：2017-2021 年公司供电煤耗（单位：克/千瓦时）.12 图 30：2021 年公司分地区火电发电量结构.13 图 31：2017-2021 年公司火电利用小时数（单位：小时）.13 图 32：各公司 2021 年火电利用小时数（单位：小时）.13 图 33：2019 年至今秦皇岛煤炭 Q5500 平仓价走势情况（单位：元/吨）.14 图 34：2017-2021 年公司主要地区火电上网电价情况（单位：元/兆瓦时）.14

15、 图 35：2022 年至今京津冀电网代理电价（单位：元/兆瓦时）.15 图 36：2022 年至今内蒙古电网代理电价（单位：元/兆瓦时）.15 图 37：2022 年至今广东电网代理电价（单位：元/兆瓦时）.15 图 38：2017-2021 年公司火电发电量（单位：亿千瓦时）.15 图 39：2017-2021 年公司火电营业收入情况（单位：亿元）.15 图 40：2017-2021 年公司水电控股装机容量（单位：万千瓦）.16 图 41：2017-2021 年公司水电利用小时数（单位：小时）.16 图 42：2021 年公司分地区水电发电量结构.16 图 43：长河坝水电站全景示意图.1

16、7 图 44：黄金坪水电站建设历程情况.17 图 45：2017-2021 年全国主要流域弃水量（单位：亿千瓦）.18 图 46：2020 年四川省及大渡河流域弃水占全国弃水比例.18 图 47：云南省“十四五”重大能源建设布局.19 图 48：2017-2021 年云南省电力输出量（单位：亿千瓦时）.19 图 49：2017-2021 年四川省电力消费量（单位：亿千瓦时）.19 图 50：2017-2021 年重庆市电力消费量（单位：亿千瓦时）.19 图 51：2017-2021 年云南省电力消费量（单位：亿千瓦时）.19 图 52：2017-2021 年公司主要地区水电上网电价情况（单位：

17、元/兆瓦时）.20 图 53：2017-2021 年公司水电发电量（单位：亿千瓦时）.20 图 54：2017-2021 年公司水电营业收入情况（单位：亿元）.20 图 55：2017-2021 年我国风电累计装机及增长率（单位：亿千瓦）.21 图 56：2017-2021 年我国光伏累计装机及增长率（单位：亿千瓦）.21 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4 图 57：2021 年我国发电量结构.21 图 58：“十四五”期间我国风电、光伏装机量增长预测（单位：亿千瓦）.21 图 59：2017-2021 年公司新能源装机容量（单位：万千瓦）

18、.22 图 60：2017-2021 年公司新能源发电量（单位：亿千瓦时）.22 图 61：2017-2021 年公司新能源核准容量（单位：万千瓦）.23 图 62：2017-2021 年公司风电利用小时数（单位：小时）.23 图 63：2017-2021 年公司光伏利用小时数（单位：小时）.23 图 64：2021 年公司分地区风电发电量结构.24 图 65：2017-2021 年公司主要地区风电上网电价（单位：元/兆瓦时）.24 图 66：2021 年公司分地区光伏发电量结构.24 图 67：2017-2021 年公司主要地区光伏上网电价（单位：元/兆瓦时）.24 图 68：2017-20

19、21 年公司新能源营业收入情况（单位：亿元）.24 图 69：集团非化石能源装机占比情况.25 图 70：公司新能源发电装机容量情况（单位：GW）.25 图 71：公司风电光伏大基地建设情况.26 表 1：2021 年末公司火电在建项目.12 表 2：煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间.13 表 3：大唐发电主要控股水电运营公司及部分水电站装机情况.16 表 4：川渝特高压交流网架建设规划.18 表 5：“十四五”期间各省份风、光新增装机规划情况.22 表 6：2021 年末公司新能源在建项目.23 表 7：“十四五”重大陆上新能源基地.25 表 8：“十四五”重大水风光综合基地.26

20、表 9：盈利预测.27 表 10：火电板块可比公司估值表.28 表 11：水电板块可比公司估值表.28 表 12：新能源板块可比公司估值表.28 表 13：核电板块可比公司估值表.28 表 14：煤炭板块可比公司估值表.28 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 5 1.大唐集团旗下大唐集团旗下电力运营商电力运营商，积极推进清洁能源转型，积极推进清洁能源转型 1.1.简介：三地上市，大唐集团旗下简介：三地上市，大唐集团旗下电力运营商电力运营商 大唐发电为大唐发电为大唐集团旗下综合大唐集团旗下综合性电力运营商性电力运营商。公司自 1994 年成立，1

21、997 年 3 月在香港证券交易所和伦敦证券交易所挂牌上市，2006 年 12 月，公司在上海证券交易所挂牌上市，2009-2010 年公司两次完成非公开发行 A 股，2018 年 3 月，公司分别完成 H 股和 A 股增发。作为中国大型独立发电公司之一，公司公司主营主营以以火电、水电、风电、光伏为主的发电业火电、水电、风电、光伏为主的发电业务，务，并并涉及热力、煤炭销售涉及热力、煤炭销售等其他业务等其他业务。图图 1：公司历史发展沿革公司历史发展沿革 资料来源：募集说明书，天风证券研究所 股权结构股权结构方面方面：截至 2022 年 3 月末，公司控股股东为中国大唐集团有限公司，持股比例共计

22、 53.09%。其中，直接持股比例为 35.34%，通过中国大唐海外（香港）有限公司和中国大唐集团财务有限公司间接持股比例为 17.75%。公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。图图 2：大唐发电股权结构大唐发电股权结构 资料来源：wind，天风证券研究所 公司控股股东大唐集团是中央直接管理的国有特大型能源企业，主要业务覆盖电力、煤炭、公司控股股东大唐集团是中央直接管理的国有特大型能源企业，主要业务覆盖电力、煤炭、金融、海外、煤化工、能源服务六大板块。金融、海外、煤化工、能源服务六大板块。截至 2021 年末，大唐集团旗下共有 5 个上市公司，包括在 A 股上市的华银电力和桂冠电力，在

23、 H 股上市的大唐新能源与大唐环境，以及在伦敦、H 股、A 股挂牌上市的大唐发电。作为中国第一家在伦敦、香港、大陆三地上市的上市公司，大唐发电作为集团火电业务整合平台，主要负责火电业务板块，同时，公司还积极向新能源发电业务转型升级。1994.12.131997.3.212004.1.152006.12.202009、20102018.3公司由华北电力、北京国际电力、河北建投作为发起人，原名为北京大唐发电股份有限公司公司发行H股并在香港联交所和伦敦证交所上市华北电力将包括其所持有的发电资产自2003年1月1日起无偿划转予大唐集团公司在上海证券交易所挂牌上市公司于2009、2010年两次完成非公开

24、发行A股公司于2018年3月19日完成H股增发，于2018年3月23日完成A股增发78.1%中国大唐海外(香港)有限公司大唐集团其他大唐发电35.34%（A股）46.91%国资委90%17.7%（H股）100%中国大唐集团财务有限公司0.05%（A股）公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 图图 3：大唐大唐集团旗下上市公司情况集团旗下上市公司情况 资料来源：募集说明书，天风证券研究所 1.2.业务：以火电业务为基础，积极推进清洁能源转型业务：以火电业务为基础，积极推进清洁能源转型 公司以火电业务为基础，公司以火电业务为基础，推进清洁能源转型推进

25、清洁能源转型。截至 2021 年末，公司业务涉及以火电、水电、风电、光伏为主的发电业务及热力、煤炭等领域，发电业务资产主要分布在全国 19个省、市、自治区。公司总装机容量为 6877 万千瓦，其中火电装机容量为 5257.64 万千瓦，占比 76.45%，水电装机容量 920.47 万千瓦，占比 13.38%，风电装机容量 507.91 万千瓦，占比 7.39%，光伏装机容量 190.98 万千瓦，占比 2.78%。2021 年，公司加快推进新能源装机进程，全年新增投产机组容量为 77.42 万千瓦，均为低碳清洁发电机组，其中风电项目为 44.61 万千瓦，占比 57.62%，光伏项目为 32

26、.81 万千瓦，占比 42.38%。图图 4：公司公司 2021 年末装机容量占比情况年末装机容量占比情况 图图 5：公司公司 2021 年新投产机组结构年新投产机组结构 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 清洁能源发清洁能源发电电量增速较快，稳步推进量增速较快，稳步推进结构结构转型转型。2022 年上半年，公司累计发电量为 1148.19亿千瓦时，同比下降 8.18%，主要是所在部分区域受疫情因素影响，用电需求减弱。其中，煤机发电量 861.42 亿千瓦时，同比下降 11.16%，主要燃料成本仍持续高位运行。清洁能源发电量增速较快，水电、风电和光伏

27、发电量分别为 156.74 亿千瓦时、58.92 亿千瓦时和 11.08亿千瓦时，分别同比增长 8.75%、7.48%和 55.85%。A股上市大唐集团桂冠电力华银电力大唐发电大唐新能源大唐环境H股上市伦敦上市火电 76.45%水电 13.38%风电 7.39%光伏 2.78%风电 57.62%光伏 42.38%公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 7 图图 6：公司公司 2022 年上半年发电量情况（单位：亿千瓦时）年上半年发电量情况（单位：亿千瓦时）资料来源：2022 年半年度上网电量完成情况公告，天风证券研究所 项目投资项目投资方面方面，20

28、21 年公司项目投资总金额为 1550.13 亿元，累计实际投资金额达 818.75亿元。2021 年公司完成投资金额为 143.86 亿元，其中火电 27.18 亿元，水电 6.29 亿元，风电 77.83 亿元，光伏 30.5 亿元。近年来，公司在风电、光伏领域的资本性支出占比有所提高，风电占比由 2017 年的 10.89%提升至 2021 年的 54.1%；光伏占比由 2017 年的 5.42%提升至 2021 年的 21.2%。随着公司推进能源结构转型的进程加快，未来风电、光伏的资本性支出有望维持较高比例。图图 7：2017-2021 年年公司公司电力电力板块板块资本性支出资本性支出

29、情况情况（单位：亿元）（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 电力收入方面电力收入方面，公司以火电业务收入为主公司以火电业务收入为主。截至 2021 年末，公司全年发电业务营业收入为 887.4 亿元，同比增长 6.91%。其中，火电 755.14 亿元，占比 85.1%，水电 77.17 亿元，占比 8.7%，风电 46.24 亿元，占比 5.21%，光伏 8.85 亿元，占比 1%。毛利率方面毛利率方面，2021年由于煤炭价格上涨导致公司燃料成本提高，火电亏损严重，加之火电装机占比较高，导致电力业务毛利润由正转负，2021 年全年电力业务毛利润为-3.79 亿元。燃料成本增加

30、也导致热力业务亏损面扩大，2021 年毛利润为-39.9 亿元。861 60 157 59 11-11.2%-19.7%8.8%7.5%55.9%-40%-20%0%20%40%60%80%005006007008009001,000煤机燃机水电风电光伏发电量YoY71 73 32 13 27 26 6 5 8 6 13 29 53 77 78 7 3 5 32 31 4 6 7 3 2 0204060800200202021火电水电风电光伏核电其他 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责

31、申明 8 图图 8：2021 年公司各类型电力收入占比年公司各类型电力收入占比 图图 9：2017-2021 年公司各业务毛利情况年公司各业务毛利情况（单位：亿元）（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 1.3.财务财务：火电火电盈利能力有望修复盈利能力有望修复，投资收益增厚利润，投资收益增厚利润 营业收入保持增长，以电力业务收入为主营业收入保持增长，以电力业务收入为主。2021 年公司实现营业收入 1034.12 亿元，2017-2021 年复合增速为 12.48%。其中，电力板块实现营收 887.4 亿元，占公司全年营业收入的 85.8

32、1%；热力板块实现营收 52.15 亿元，同比增长 11.65%；煤炭板块实现营收3.84 亿元，同比下降 63.18%。图图 10：2017-2022Q1 公司营业收入情况（单位：亿元）公司营业收入情况（单位：亿元）图图 11：2017-2021 年公司营业收入情况（单位：亿元）年公司营业收入情况（单位：亿元）资料来源：wind，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 受煤价高企影响，受煤价高企影响，2021 年年公司公司业绩业绩由盈转亏，由盈转亏，2022Q1 亏损面环比已有所收窄。亏损面环比已有所收窄。公司 2021年实现归属于母公司净利润为-92.64 亿元，同比下降 40

33、4.74%，主要系煤炭价格上涨，火电发电燃料成本同比上升 110.25 元/兆瓦时。今年随着煤价有所回落，叠加多地电价高比例上浮，公司一季度亏损面环比有所收窄，一季度归母净利润为-4.09 亿元。毛利率毛利率方面方面，2021 年公司毛利率为-2.24%，同比下降 19.6pct；净利率为-11.5%，同比下降 17.1pct。分板块来看，2021 年公司电力板块毛利率为-0.43%，热力板块毛利率为-76.46%，煤炭板块毛利率为 66.21%。火电 85.10%水电 8.70%风电 5.21%光伏 1.00%110.9 152.9 159.8 163.8-3.8-8.3-16.0-17.7

34、-20.5-39.9 0.2 0.6 2.6 1.7 2.5 5.6 8.8 18.2 31.5 31.6-500500202021电力热力煤炭其他646 934 955 956 1,034 298 9.3%44.5%2.2%0.2%8.2%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%02004006008001,0001,2002002020212022Q1营业总收入YoY586 820 825 830 887 20 40 42 47 52 1 21 30 10 4 33 42 45 53 71 020040060

35、08001,0001,200200202021电力热力煤炭其他 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 9 图图 12：2017-2022Q1 公司归母净利情况（单位：亿元）公司归母净利情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 图图 13：2017-2021 年公司毛利率和净利率情况年公司毛利率和净利率情况 图图 14：2017-2021 年公司各业务毛利率情况年公司各业务毛利率情况 资料来源：wind，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 投资净收益有所下滑投资净收益有所下滑，核电核电投资获益投资

36、获益较好较好。2021 年公司实现投资净收益 16.17 亿元，同比下降 36.59%。对联营企业和合营企业的投资收益方面，公司投资的福建宁德核电有限公司，合计持股比例为 44%，2021 年全年来自该公司的投资收益达 10.67 亿元，同比增长 9.54%；公司投资的同煤大唐塔山煤矿有限公司，合计持股比例为 28%，2021 年全年来自该公司的投资收益达 16.13 亿元，同比增长 149.95%。图图 15：2017-2021 年年公司公司投资收益投资收益情况（单位：亿元）情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 17 12 11 30-93-4 253.2%-27.9%-

37、13.7%185.2%-404.7%-500%-400%-300%-200%-100%0%100%200%300%-100-80-60-40-20020402002020212022Q1归母净利润YoY16.3%15.0%16.4%17.4%-2.2%3.8%3.0%3.1%5.6%-11.5%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%20020202118.93%18.65%19.36%19.73%-0.43%-40.14%-42.04%-43.82%-76.46%23.45%2.84%8.79%16.48%66.21%3.93%1.96%2

38、1.53%34.15%25.86%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%200202021电力热力煤炭其他13 15 29 26 16 144.0%13.4%88.4%-11.4%-36.6%-80%-40%0%40%80%120%160%055200202021投资收益YoY 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 图图 16：2017-2021 年年福建宁德投资收益情况（单位：亿元）福建宁德投资收益情况（单位：亿元）图图 17：2017-2021 年年同

39、煤大唐同煤大唐投资收益情况（单位：亿元）投资收益情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 具体来看，2021 年，福建宁德核电有限公司的营业收入为 107.23 亿元，同比增长 8.27%；公司净利润为 24.24 亿元，同比增长 9.52%。2021 年，由于煤炭供需紧张导致煤炭价格大幅上涨，同煤大唐塔山煤矿有限公司的营业收入为 159.06 亿元，同比增长 77.4%；公司净利润为 57.24 亿元，同比增长 148.38%。图图 18：2017-2021 年年福建宁德营业收入福建宁德营业收入情况（单位：亿元）情况（单位：亿元）图图

40、19：2017-2021 年年福建宁德福建宁德净利润净利润情况（单位：亿元）情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 图图 20：2017-2021 年年同煤大唐煤矿营业收入情况同煤大唐煤矿营业收入情况（单位：亿元）（单位：亿元）图图 21：2017-2021 年年同煤大唐煤矿同煤大唐煤矿净利润净利润情况情况（单位：亿元）（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 公司资产负债率较高，公司资产负债率较高，财务费用有所下降。财务费用有所下降。2021 年公司资产负债率为 74.27%，同比增

41、长6.87pct，主要系公司加快新能源领域发展，装机规模容量和投资金额快速扩张，公司整体的负债水平相对较高。财务费用连续 3 年下降，2021 年公司财务费用为 65.37 亿元，同比下降 3.8%，主要为公司全年权益性融资占比增加及借款的利率下降所致。8 10 9 10 11 6.1%32.3%-12.8%11.5%9.5%-20%-10%0%10%20%30%40%50%024688201920202021投资收益YoY5.0 6.6 6.9 6.5 16.1 152.1%32.3%4.5%-6.2%149.9%-40%0%40%80%120%160%200%0246

42、800202021投资收益YoY91 102 94 99 107 13.5%12.3%-8.3%5.5%8.3%-10%0%10%20%808590950202021收入YoY16 22 20 22 24 6.4%35.7%-11.1%11.5%9.5%-20%-10%0%10%20%30%40%0500202021净利润YoY76 99 96 90 159 34.1%30.3%-3.7%-6.2%77.4%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%8

43、0%90%0204060800201920202021收入YoY15 24 23 23 57 199.8%52.9%-0.9%-1.0%148.4%-50%0%50%100%150%200%250%0070200202021净利润YoY 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 11 图图 22：2017-2022Q1 公司资产负债率情况公司资产负债率情况 图图 23：2017-2022Q1 公司财务费用情况（单位：亿元）公司财务费用情况（单位：亿元）资料来源：wi

44、nd，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 公司现金流相对充裕公司现金流相对充裕，长期经营相对稳定，长期经营相对稳定。2021 年公司期末现金余额为 110.5 亿元，同比增长 40.6%。2017-2020 年，公司经营性活动现金流净额稳步增长。2021 年由于受到动力煤价格大幅上涨，燃煤成本大幅增加的影响，火电业务出现亏损，导致公司归母净利润由正转负至-92.64 亿元，经营性活动现金净额下降 69.18%至 82.45 亿元。2022Q1 公司经营性现金流净额为 55.19 亿元，现金流情况有所好转。未来煤炭价格有望逐步回落，加之新能源补贴有望加速发放，公司现金流或将改善，

45、长期经营发展状况稳定。图图 24：2017-2022Q1 公司期末现金余额情况（单位：亿元）公司期末现金余额情况（单位：亿元）图图 25：2017-2022Q1 经营性现金流与归母净利润情况经营性现金流与归母净利润情况（单位：亿元）（单位：亿元）资料来源：wind，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 2.火电：火电：发电效率发电效率相对稳定相对稳定，煤价调控下盈利能力有望修复煤价调控下盈利能力有望修复 2.1.以煤机为主体以煤机为主体，火电装机容量火电装机容量整体整体稳定稳定 公司火电公司火电以煤机为主体，装机容量稳定以煤机为主体，装机容量稳定。截至 2021 年末，公司火电控

46、股装机容量 5257.64万千瓦，火电装机容量相对保持稳定。其中，火电煤机 4795.4 万千瓦，占比 91.21%，火电燃机 462.24 万千瓦，占比 8.79%。图图 26：2021 年末公司火电控股装机结构年末公司火电控股装机结构 图图 27：2017-2021 年公司火电控股装机容量（单位：年公司火电控股装机容量（单位：万千万千瓦）瓦）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 74.6%75.6%71.0%67.4%74.3%73.9%62%64%66%68%70%72%74%76%78%2002020212022Q159

47、75 71 68 65 17 0070802002020212022Q142 114 80 79 111 104-6.9%171.5%-30.0%-1.3%40.6%-50%0%50%100%150%200%02040608000212022Q1期末现金余额YoY181 193 217 268 82 55 17 12 11 30-93-4 10.6 15.6 20.3 8.8-0.9-13.5-20-15-10-5051015202530-150-0200250300201720

48、0212022Q1经营性现金流净额归母净利润比值煤机 91.21%燃机 8.79%3362 4616 4665 4820 4795 289 416 462 462 462 00400050006000200202021火电煤机火电燃机 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 12 核准容量方面核准容量方面，2021 年公司火电核准容量为 92 万千瓦，相较 2020 年末的 424 万千瓦下降 78.3%，随着公司低碳转型进程加快，火电核准容量或将保持稳定。图图 28：2017-202

49、1 年公司火电核准容量（单位：年公司火电核准容量（单位：万千万千瓦）瓦）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 在建项目在建项目方面方面，截至 2021 年末，公司火电在建项目主要包括广东佛山热电冷联产项目、广东大唐国际宝昌燃气热电扩建项目以及江西新余二期异地扩建火电项目等，在建火电装机量共计 360 万千瓦。表表 1：2021 年年末末公司火电在建项目公司火电在建项目 项目项目 装机容量装机容量 预计预计年发电量年发电量 广东佛山热电冷联产项目 80 万千瓦 30 亿千瓦时 广东大唐国际宝昌燃气热电扩建项目 80 万千瓦 48 亿千瓦时 江西新余二期异地扩建火电项目 200 万千瓦 100

50、亿千瓦时 资料来源：公司年度报告，公众号中国能建广东火电，公众号龙华新闻在线，公众号新余发布，天风证券研究所 2.2.供电煤耗供电煤耗逐步逐步下降下降，发电效率，发电效率与质量稳定提升与质量稳定提升 供电煤耗稳步供电煤耗稳步下降下降。公司供电煤耗由 2017 年的 300.65 克/千瓦时下降至 2021 年的 291.72克/千瓦时，火电发电资产的质量不断提升。展望未来，公司通过对存量火电机组进行节能改造，有望持续降低单位电量碳排放强度。图图 29：2017-2021 年公司供电煤耗（单位：克年公司供电煤耗（单位：克/千瓦时）千瓦时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 火电火电业务业务集

51、中分布在京津冀、东南沿海集中分布在京津冀、东南沿海等经济发达等经济发达区域区域。2021 年，公司发电量最高区域为京津冀，发电量占比为22.34%；其次分别为广东、内蒙古和安徽，发电量占比分别为14.27%、11.64%和 10.73%。102 1381 35 424 92 0200400600800082001 300 296 293 292 286288290292294296298300302200202021 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 13

52、图图 30：2021 年公司分地区火电发电量结构年公司分地区火电发电量结构 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 火电利用小时数处中游水平火电利用小时数处中游水平。2021 年公司火电机组利用小时数为 4366 小时，同比增加41 小时；其中，火电煤机为 4451 小时，同比增加 7 小时；火电燃机为 3502 小时，同比增加 408 小时。公司火电利用小时数在五大发电集团旗下的上市公司中处于中游水平，低于国电电力和华电国际，超过华能国际和吉电股份。图图 31：2017-2021 年公司火电利用小时数（单位：小时）年公司火电利用小时数（单位：小时）图图 32：各公司各公司 2021 年火电利

53、用小时数（单位：小时）年火电利用小时数（单位：小时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：各公司年度报告，天风证券研究所 2.3.电价上浮叠加煤价调控，火电业务电价上浮叠加煤价调控，火电业务盈利能力盈利能力有望有望修复修复 国家政策国家政策支持支持，煤价有望回归合理区间，煤价有望回归合理区间。2022 年 2 月，国家发展改革委印发关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，提出了煤炭中长期交易 570770 元/吨（含税）的价格区间，引导煤炭价格在合理区间内运行等系列措施。目前，除秦皇岛港以外，山西、陕西、蒙西等 8 个煤炭资源地区已经提出中长期交易价格合理区间和现货交易价格合理区

54、间上限，此举有助于煤炭价格回落至合理价格区间内。表表 2：煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间 地区地区 热值热值 中长期交易价格合理区间中长期交易价格合理区间 现货交易价格合理区间上限现货交易价格合理区间上限 秦皇岛港 5500 千卡 570770 元/吨 1155 元/吨 山西 5500 千卡 370570 元/吨 855 元/吨 陕西 5500 千卡 320520 元/吨 780 元/吨 蒙西 5500 千卡 260460 元/吨 690 元/吨 蒙东 5500 千卡 200300 元/吨 450 元/吨 河北 5500 千卡 480680 元

55、/吨 1020 元/吨 黑龙江 5500 千卡 545745 元/吨 1118 元/吨 山东 5500 千卡 555755 元/吨 1133 元/吨 安徽 5500 千卡 545745 元/吨 1118 元/吨 资料来源：国家发改委公众号、天风证券研究所 京津冀 22.34%广东 14.27%内蒙古 11.64%安徽 10.73%黑龙江 7.08%浙江 6.98%江苏 6.48%其他 20.47%4816 4842 4648 4444 4451 2819 3069 3143 3094 3502 0040005000600070008000900020

56、0202021火电煤机火电燃机5118 4547 4366 4302 4101 00400050006000国电电力华电国际大唐发电华能国际吉电股份 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 14 2022 年 7 月，国家发展改革委在视频会议中强调今年电煤中长期合同必须实现三个 100%的要求，即签约率 100%全覆盖，履约率 100%严要求，价格政策 100%强执行。随着“长协煤”政策逐步落地，煤炭价格有望回归合理价格区间，燃料成本有望降低。图图 33：2019 年至今秦皇岛煤炭年至今秦皇岛煤炭 Q5500 平仓价走势情况平仓

57、价走势情况（单位：元（单位：元/吨吨）资料来源：wind，天风证券研究所 上网电价方面上网电价方面，2021 年公司火电布局主要区域电价均有不同程度上升，京津冀地区上网电价为 404.54 元/兆瓦时，同比上涨 2.18%，广东、内蒙古和安徽的上网电价分别 461 元/兆瓦时、326.17 元/兆瓦时和 390.26 元/兆瓦时，分别同比上涨 7.21%、8.04%和 5.03%，内蒙古地区上网电价上涨幅度最高。供需端，供需端，2021 年用电需求快速增长，全社会用电量8.31 万亿千瓦时，同比增长 10.3%，部分地区高峰时段电力供需偏紧。成本端，成本端，部分地区煤炭供应紧张，煤炭价格上涨导

58、致火电燃料成本提高。政策政策端端，国家发展改革委提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。图图 34：2017-2021 年公司主要地区火电上网电价情况（单位：元年公司主要地区火电上网电价情况（单位：元/兆瓦兆瓦时时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 公司火电机组主要分布区域公司火电机组主要分布区域 2022 年电价均有所上浮。年电价均有所上浮。2022 年 8 月，北京、天津和河北的代理电价分别为

59、 427.2 元/兆瓦时、484.7 元/兆瓦时以及 455.4 元/兆瓦时，相较于燃煤基准价分别上浮 18.74%、32.61%和 24.97%。蒙东的代理电价为 238.81 元/兆瓦时，较 303.5 元./兆瓦时的燃煤基准价下浮 21.31%；蒙西的代理电价为 330.1 元/兆瓦时，较 282.9 元/兆瓦时的燃煤基准价上浮 16.68%。广东的代理电价为 489.2 元/兆瓦时，较 453 元/兆瓦时的燃煤基准价同比上涨 7.99%。总体来看，今年以来公司火电机组主体所在区域的电价有一定程度上浮，有助于在公司电力收入方面产生积极的影响。400600800016

60、0018001/13/15/17/19/111/212022403 346 414 396 404.5 414 352 451 430 461.3 289 269 312 302 326 336 387 372 390 00500200202021京津冀广东内蒙古安徽 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 15 图图 35：2022 年年至今至今京津冀电网代理电价（单位：元京津冀电网代理电价（单位：元/兆瓦时）兆瓦时）图图 36：2022 年年至今内蒙古至今内蒙古电网代理电价（单位：

61、元电网代理电价（单位：元/兆瓦时）兆瓦时）资料来源：国际能源网，公众号中国能建投资公司山西分公司，天风证券研究所 资料来源：国际能源网，公众号中国能建投资公司山西分公司，天风证券研究所 图图 37：2022 年年至今广东至今广东电网代理电价（单位：元电网代理电价（单位：元/兆瓦时）兆瓦时）资料来源：国际能源网，公众号中国能建投资公司山西分公司，天风证券研究所 电价电价上浮上浮叠加叠加煤价管控煤价管控，火电盈利能力有望修复火电盈利能力有望修复。2021 年公司全年火电发电量为 2264.96亿千瓦时，同比下降 0.83%。叠加电价同比上涨，2021 年公司火电业务实现营业收入755.14 亿元，

62、同比增长 5.47%。展望未来，展望未来，收入端，收入端，电力市场化改革持续推进，各地电价高比例上浮。成本端成本端，在政策管控下，长协煤履约率有望提升，并带动公司燃料成本进一步下降。综合综合来看来看，随着成本逐步回落，随着成本逐步回落，公司公司火电业务火电业务盈利能力有望修复盈利能力有望修复。图图 38：2017-2021 年公司火电发电量（单位：亿千瓦时）年公司火电发电量（单位：亿千瓦时）图图 39：2017-2021 年公司火电营业收入情况（单位：亿元）年公司火电营业收入情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 3.水电：聚焦西南资源

63、丰富地区，装机容量水电：聚焦西南资源丰富地区，装机容量较为稳定较为稳定 3.1.核心聚焦西南地区，核心聚焦西南地区，公司公司水电装机规模稳定水电装机规模稳定 装机规模方面装机规模方面，近年来，公司水电装机规模保持稳定。截至 2021 年末，公司水电装机规模为 920.47 万千瓦，与上年同期的装机容量基本持平。410.1 403.9 432.7 424.2 407.4 403.5 422.5 427.2 489.3 485.6 469.0 464.9 463.1 473.9 480.2 484.7 435.0 401.8 426.9 433.5 406.6 441.6 450.3 455.4

64、359.8365.5364.435037039044905101月2月3月4月5月6月7月8月北京天津河北北京-基准价天津-基准价河北-基准价312.3 327.1 330.1 325.5 307.3 312.9 334.3 330.1 308.1 299.7 323.0 314.5 288.2 307.0 298.1 238.8 282.9303.52302502702903103303501月2月3月4月5月6月7月8月蒙西蒙东蒙西-基准价蒙东-基准价522.8 522.0 538.8 569.5 553.5 519.7 487.0 489.2 453 4104705

65、305901月2月3月4月5月6月7月8月广东广东-基准价1667 2318 2278 2284 2265 050002500200202021503 719 724 716 755 11.5%42.8%0.7%-1.1%5.5%-10%0%10%20%30%40%50%00500600700800200202021营业收入YoY 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 16 发电效率方面发电效率方面，2020 年，全社会用电量增长，水电所在区域来水增多拉动发电量

66、同比增加，公司全年水电发电量同比增加 16.62%，公司全年水电利用小时数首次高于全国平均水平；2021 年全年公司水电利用小时数为 3787 小时，同比下降 115 小时，仍高于全国平均水平。图图 40：2017-2021 年公司年公司水电水电控股装机容量（单位：控股装机容量（单位：万千万千瓦）瓦）图图 41：2017-2021 年公司水电利用小时数（单位：小时）年公司水电利用小时数（单位：小时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，中国电力企业联合会，公众号国家能源局，天风证券研究所 地域分布方面地域分布方面，公司水电装机主要集中分布在西南地区，2021 年公司全

67、年发电量前三地区为四川、重庆和云南，发电量占比分别为 44.13%、33.4%和 16.57%，三个区域的合计发电量占比达到 94.09%。图图 42：2021 年公司分地区年公司分地区水电水电发电量结构发电量结构 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 经营模式方面经营模式方面，公司通过控股等形式开展水电业务，截至 2021 年末，公司主要控股的水电运营公司包括四川大唐国际甘孜水电开发有限公司、重庆大唐国际彭水水电开发有限公司、重庆大唐国际武隆水电开发有限公司以及云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司等，合计持股比例分别为 52.73%、64%、75.5%和 95.28%。4 家主要控股水电

68、运营公司的装机容量为 729.5 万千瓦，占公司水电总装机规模的 79.3%。表表 3：大唐发电大唐发电主要主要控股控股水电水电运营运营公司公司及部分水电站装机情况及部分水电站装机情况 被投资公司名称被投资公司名称 下辖水电站下辖水电站（单位：单位：万千瓦）万千瓦）装机规模装机规模（万千瓦）（万千瓦）合计合计持股持股（%）四川大唐国际甘孜水电开发有限公司 长河坝水电站（260）、黄金坪水电站（85）345 52.73 重庆大唐国际彭水水电开发有限公司 乌江彭水水电站 175 64.00 云南大唐国际李仙江流域水电开发 有限公司 崖羊山（12）、石门坎（13）、新平寨（6）、龙马（28.5）、居

69、甫渡（28.5）、戈兰滩（45）和土卡河水电站（16.5）149.5 95.28 重庆大唐国际武隆水电开发有限公司 乌江银盘水电站 60 75.50 四川金康电力发展有限公司 金康水电站（15）、铜陵水电站（10）、金元水电站（12）37 54.44 云南大唐国际文山水电开发有限公司 马鹿塘电站 30 60.00 渝能(集团)有限责任公司 滕子沟水电站（7）、马岩洞水电站（6.6）、鱼剑口水电站（6）、千丈岩梯级水电站（3.67）、牛栏口水电站（2）、25.67 100.00 895 920 920 920 920 00500600700800900

70、820597 3607 3697 3825 3622 3512 3459 3343 3902 3787 0500025003000350040004500200202021全国公司四川 44.13%重庆 33.40%云南 16.57%其他 5.91%公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 17 下清渊硐水电站（0.4）青海大唐国际直岗拉卡水电开发 有限公司 直岗拉卡水电站 19 90.00 大唐安徽发电有限公司 陈村水电站（15）、纪村水电站（3.4）、18.4 100.00 云南大唐

71、国际那兰水电开发有限公司 那兰水电站 15 51.00 重庆渝浩水电开发有限公司 浩口水电站 13.5 51.00 云南大唐国际德钦水电开发有限公司 丹达河水电站 10 70.00 内蒙古大唐国际海勃湾水利枢纽开发有限公司 海勃湾水电站 9 100.00 贵州大唐国际道真水电开发有限公司 角木塘水电站 7 100.00 云南大唐国际勐野江水电开发公司 勐野江水电站 6.8 100.00 资料来源：公司年度报告，全球新能源网，北极星电力网，北极星水电招聘网，大唐集团官网，大唐集团公众号，武汉长江控制设备研究所有限公司官网，中国电建官网，国务院国有资产监督管理委员会官网，重庆市总工会职工服务网，国

72、际电力网，采招网等，天风证券研究所 甘孜甘孜 3450Mw 水电站是大唐发电在西南地区最大水电基地水电站是大唐发电在西南地区最大水电基地，由子公司甘孜水电负责建设，下辖长河坝、黄金坪两级水电站，均位于大渡河河段。黄金坪水电站黄金坪水电站系大渡河干流水电规划“三库 22 级”第 11 级电站，装机容量 85 万千瓦，年均发电量为 38.61 亿千瓦时。长长河坝水电站河坝水电站系大渡河干流水电规划“三库 22 级”的第 10 级电站，装机容量 260 万千瓦，年均发电量为 107.9 亿千瓦时。2015 年 8 月 31 日，黄金坪水电站首台机组投产发电；2016年 8 月 11 日，总装机 85

73、 万千瓦的黄金坪水电站 6 台机组全部投产营运。图图 43：长河坝水电站全景长河坝水电站全景示意图示意图 资料来源：大唐发电公众号，天风证券研究所 图图 44：黄金坪水电站建设历程情况黄金坪水电站建设历程情况 资料来源：国资委官网，天风证券研究所 3.2.消纳能力有望提升，或带动水电盈利能力提高消纳能力有望提升，或带动水电盈利能力提高 水电充分利用，水电充分利用，大渡河大渡河流域流域弃水弃水值得关注值得关注。四川作为我国水电发电的主要地区，由于水电外送通道等因素制约，四川省水电弃水量问题一直较为严重，2020 年四川省弃水量达 202亿千瓦时，占全国弃水量比例 67.11%。其中，四川省的弃水

74、主要集中在大渡河流域，2020年大渡河流域弃水量占四川省全部弃水量的 53%。加强政策引导加强政策引导，清洁能源清洁能源利用率不断提高利用率不断提高。近年来，国家高度关注可再生能源利用情况，2011.22011.122015.8.312015.12.212016.6.292016.8.11项目获国家发展和委员会核准完成大江截流5月，开始下闸蓄水；8月31日，首台机组投产发电左岸4台20万机组顺利实现“一年四投”右岸环保电站首台机组投产最后一台机组投产运营，黄6台机组全部投产营运 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 18 2017 年国家能源局发布

75、解决弃水弃风弃光问题实施方案，提出采取有效措施提高可再生能源利用水平，提升可再生能源电力输送水平；2021 年我国主要流域弃水量为 175 亿千瓦，同比下降 41.86%，水电等清洁能源利用率不断提高。“十四五”期间，国家将优化新建通道布局，推动可再生能源跨省跨区消纳，基本解决弃水、弃风、弃光等问题。图图 45：2017-2021 年全国主要流域弃水量（单位：亿千瓦）年全国主要流域弃水量（单位：亿千瓦）图图 46：2020 年年四川省及四川省及大渡河大渡河流域流域弃水占全国弃水比例弃水占全国弃水比例 资料来源：国家能源局，天风证券研究所 资料来源：国家能源局，天风证券研究所 四川主网建设提档升

76、级，川渝特高压交流网架建设提速，大渡河弃水问题有望得到有效解四川主网建设提档升级，川渝特高压交流网架建设提速，大渡河弃水问题有望得到有效解决。决。据 十四五川渝特高压交流网架咨询评估意见规划，2023 年先期建设甘孜-天府南-成都东、天府南-铜梁特高压交流工程，形成“Y”字形网架；在此基础上，2025 年建设阿坝成都东特高压交流工程，至“十四五”末形成川渝特高压“之”字形网架。表表 4：川渝特高压交流网架建设规划川渝特高压交流网架建设规划 选址路线 建设时间 建设内容 送电能力 甘孜-天府南 1000kV 输电线路 2023 新建甘孜 1000kV 变电站，拟建站址位于四拟建站址位于四川省甘孜

77、州康定市，川省甘孜州康定市，包括 1000kV 出线 2 回、500kV 出线 4 回。甘孜甘孜-天府南天府南双回 1000 千伏线路，加上已有的 6 回 500 千伏线路，送电能力共将达到 1600 万千瓦左右；阿坝阿坝-成都东成都东2回1000千伏线路，以及已有的 4 回 500 千伏线路，送电能力共计约 1000 万千瓦。天府南-成都东 1000kV 输电线路 2023 新建天府南 1000kV 变电站，拟建站址位于拟建站址位于四川省乐山市，四川省乐山市，主要建设 1000kV 出线 6 回、500kV 出线 4 回；成都东 1000kV 变电站 拟建站址位于四川省资阳市，主要建设100

78、0kV 出线 2 回、500kV 出线 6 回。天府南-重庆（铜梁）1000kV 输电线路 2023 新建铜梁 1000kV 变电站，拟建站址位于重庆市铜梁区，主要建设 1000kV 出线 2 回、500kV出线 6 回。阿坝-成都东 1000kv 输电线路 2025-资料来源：中国能源报，北极星智能电网在线，天风证券研究所 建设国家清洁能源基地建设国家清洁能源基地，持续推进持续推进“西电东送西电东送”战略战略。云南电网大力推进“西电东送”南通道建设，目前已建成“十条直流、两条交流”共 12 回大通道向广东、广西、海南送电。预计到 2030 年，云南省清洁能源总装机将达到 1.3 亿千瓦，最大

79、电力外送能力超过 5000万千瓦。公司在李仙江流域的各级电站装机容量达 145 万千瓦左右，在满足云南省省内用电需求的同时，作为“西电东送”战略中的重要一环，运往外送至广东等地。“十四五”期间，随着云南省外送通道的逐步建设完成，清洁能源跨省消纳能力将进一步提升。515 691 347 301 175 00500600700800200202021其他 32.89%省内其他流域31.54%大渡河流域35.57%四川 67.11%公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 19 图图 47：云南省“十四五”重大能源

80、建设布局云南省“十四五”重大能源建设布局 图图 48：2017-2021 年云南省电力输出量（单位：亿千瓦时）年云南省电力输出量（单位：亿千瓦时）资料来源：云南省“十四五”规划，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 各各省内电力消费量省内电力消费量逐步提升，逐步提升，水电水电消纳能力消纳能力提升提升。2021 年四川省全年电力消费量为 3275亿千瓦时，同比增长 14.31%；云南省全年电力消费量为 2138 亿千瓦时，同比增长 5.53%；重庆市全年电力消费量为 1341 亿千瓦时，同比增长 12.97%。公司水电主要区域省内用电需求量不断提高，电力消纳能力有所增强。其中，乌江

81、彭水电站作为重庆市最大的水电能源项目，年设计发电能力 63.51 亿千瓦时，有力地满足当地的电力消费需求。图图 49：2017-2021 年四川省电力消费量（单位：亿千瓦时）年四川省电力消费量（单位：亿千瓦时）资料来源：wind，天风证券研究所 图图 50：2017-2021 年年重庆市重庆市电力消费量（单位：亿千瓦时）电力消费量（单位：亿千瓦时）图图 51：2017-2021 年云南省电力消费量（单位：亿千瓦时）年云南省电力消费量（单位：亿千瓦时）资料来源：wind，天风证券研究所 资料来源：wind，天风证券研究所 上网电价方面上网电价方面，公司水电业务所处的西南地区 2021 年上网电价

82、有所上涨。2021 年四川、重庆、云南和青海的上网电价分别为 224.09 元/兆瓦时、312 元/兆瓦时、185.84 元/兆瓦时以及 225.23 元/兆瓦时，分别同比增长 8.81%、5.73%、22.96%和 6.14%。1,352 1,508 1,583 1,581 1,588 64.6%11.5%4.9%-0.1%0.5%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%02004006008000720021输出电量YoY2,205 2,459 2,636 2,865 3,275 5.0%11.5%7.2%8.

83、7%14.3%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%05000250030003500200202021电力消费量YoY993 1,119 1,160 1,187 1,341 8.0%12.7%3.7%2.3%13.0%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%020040060080008201920202021电力消费量YoY1,538 1,679 1,812 2,026 2,138 9.0%9.2%7.9%11.8%5.5%0%2%4%6%8%10%12%14%16%1

84、8%20%050002500200202021电力消费量YoY 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 20 图图 52：2017-2021 年公司主要地区年公司主要地区水电水电上网电价情况（单位：元上网电价情况（单位：元/兆瓦兆瓦时时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 发电量方面发电量方面，近年来，受所在流域河段来水情况的影响，公司水电发电量有所波动。2021年，公司全年水电发电量为 348.47 亿千瓦时，同比下降 2.96%，2017-2021 年公司水电发电量复合增速达 6.85%。从收入从收

85、入方面方面来看来看，2021 年，电力价格上涨，公司水电发电量同比小幅下降，全年实现水电业务收入 77.17 亿元，同比增长 5.73%。图图 53：2017-2021 年公司年公司水电水电发电量（单位：亿千瓦时）发电量（单位：亿千瓦时）图图 54：2017-2021 年公司年公司水电水电营业收入情况（单位：亿元）营业收入情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 4.新能源：十四五新能源：十四五锚定锚定“双碳双碳”目标目标，加快能源结构转型升级，加快能源结构转型升级 4.1.“双碳”目标“双碳”目标带动带动风光风光发电建设发电建设，新能源

86、，新能源装机增长空间广阔装机增长空间广阔 低碳清洁能源转型，新能源装机增长空间广阔低碳清洁能源转型，新能源装机增长空间广阔。近几年，我国加快推动风电、光伏等清洁能源的装机建设，新能源装机增速显著。截至 2021 年末，我国风电累计装机容量 3.28 亿千瓦时，同比增长 16.63%，2017-2021 年装机容量复合增速达 18.96%；我国光伏装机容量3.07 亿千瓦时，同比增长 20.9%，2017-2021 年复合增速达 24.06%。随着“碳达峰”和“碳中和”战略目标提出，“十四五”期间，我国新能源装机仍然具有较大的增长空间。262 223 241 206 224.1 320 273

87、317 295 312.3 134 148 166 151 186 228 218 212 225 0500300350200202021四川重庆云南青海267 316 308 359 348 050030035040020020202157 70 68 73 77 12.2%23.0%-2.4%7.2%5.7%-10%0%10%20%30%40%50%00708090200202021营业收入YoY 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后

88、的信息披露和免责申明 21 图图 55：2017-2021 年年我国风电累计装机及增长率（单位：亿千瓦）我国风电累计装机及增长率（单位：亿千瓦）图图 56：2017-2021 年年我国我国光伏累计装机及增长率（单位：亿千瓦）光伏累计装机及增长率（单位：亿千瓦）资料来源：中国电力企业联合会，公众号国家能源局，天风证券研究所 资料来源：中国电力企业联合会，公众号国家能源局，天风证券研究所 目前，火电发电仍然在我国发电量中占主要地位。2021 年全年发电量 8.38 万亿千瓦时，其中火电 5.65 万亿千瓦时，占比 67.4%，水电 1.34 万亿千瓦时，占比 16%，风电 0.66 万亿千瓦时，占

89、比 7.8%，光伏 0.33 万亿千瓦时，占比 3.9%，核电 0.41 万亿千瓦时，占比 4.9%。风光发电量占比共计 11.7%，比重仍然较小，未来增长空间广阔。图图 57：2021 年我国发电量结构年我国发电量结构 资料来源：WIND，天风证券研究所“十四五”期间，我国风电、光伏等“十四五”期间，我国风电、光伏等新能源发电新能源发电有望得到较快发展有望得到较快发展。“十四五”可再生能源发展规划明确指出，到 2025 年，我国可再生能源年发电量将达 3.3 万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；到 2030 年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达 12 亿千瓦以上，非化石能源消费占比

90、达 25%。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到 2025年，我国风电装机容量约 5.36 亿千瓦，光伏装机容量约 5.51 亿千瓦。图图 58：“十四五”期间我国风电、光伏“十四五”期间我国风电、光伏装机量装机量增长增长预测预测（单位：亿千瓦）（单位：亿千瓦）资料来源：全球能源互联网发展合作组织，天风证券研究所 2022 年 4 月 18 日，国家能源局综合司下发关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。根据智汇光伏1.6 1.8 2.1 2.8 3.3 11.2%12.4%13.5%34.7%16.6%0%10%20%30%40

91、%50%08201920202021风电YoY1.3 1.7 2.0 2.5 3.1 69.6%34.7%17.2%24.1%20.9%0%10%20%30%40%50%60%70%80%08201920202021光伏YoY16.0%67.4%4.9%7.8%3.9%水电火电核电风电光伏2.82 2.53 5.36 5.51 0123456风电光伏20202025E 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 22 统计，目前众多省份明确提出风电、光伏发展规划，总新增装机规模已经超过 8 亿千瓦，“十四五”期

92、间可再生能源的增长空间仍然广阔。表表 5：“十四五”期间各省份风、光新增装机规划情况“十四五”期间各省份风、光新增装机规划情况 省份省份 风电（万千瓦）风电（万千瓦）光伏（万千瓦）光伏（万千瓦）合计（万千瓦）合计（万千瓦）省份省份 风电（万千瓦）风电（万千瓦）光伏（万千瓦）光伏（万千瓦）合计（万千瓦）合计（万千瓦）宁夏 450 1400 1850 甘肃 2480 3200 5680 海南-500 黑龙江-3000 江苏 1053 916 1969 天津 110 400 510 西藏-872 872 山东 705 3428 4133 浙江 444 1283 1727 河南 1000 1000 2

93、000 河北 2026 3210 5236 青海 807 3000 3807 陕西-4519 内蒙古 5115 3262 8377 吉林-2085 四川 600 1000 1600 辽宁-1619 北京 11 190 201 湖北 498 1502 2000 广东 2000 2000 4000 江西 190 324 514 贵州 500 2043 2543 广西 1797 1295 3092 湖南 531 909 1440 山西 1026 3691 4717 上海 180 270 450 福建 410 300 710 云南 964.1 6416.8 7308.9 重庆-370 新疆-4900

94、资料来源：智汇光伏公众号，贵州省能源局，云南省能源局，福建省人民政府网站，重庆市人民政府网站，风能产业网，天风证券研究所 注：云南为 2021-2024 年规划新能源项目装机容量 4.2.抓住能源转型窗口，抓住能源转型窗口，低碳转型发展提质增速低碳转型发展提质增速 公司积极抓住能源转型窗口，新能源转型提质增速公司积极抓住能源转型窗口，新能源转型提质增速。截至 2021 年末，公司新能源装机容量达 698.89 万千瓦。其中，风电风电装机容量达 507.91 万千瓦，2017-2021 年的复合增速为23.4%；光伏光伏装机容量 190.98 万千瓦，2017-2021 年的复合增速为 49.7

95、3%，新能源装机容量增速较快。发电量方面，发电量方面，公司 2021 年全年风电发电量 100.68 亿千瓦时，2017-2021 年的复合增速 20.48%；光伏发电量 15.14 亿千瓦时，2017-2021 年的复合增速 31.67%。图图 59：2017-2021 年公司新能源装机容量（单位：年公司新能源装机容量（单位：万千万千瓦）瓦）图图 60：2017-2021 年公司新能源发电量（单位：亿千瓦时）年公司新能源发电量（单位：亿千瓦时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 核准容量方面核准容量方面，2021 年公司风电核准容量 186.2 万

96、千瓦，同比增长 226.95%；光伏核准容量 458.52 万千瓦，同比增长 44.23%。公司风电、光伏核准容量充裕，有利于加快公司的新能源转型布局。219 274 327 463 508 38 56 64 158 191 00500600700800200202021风电光伏48 55 59 74 101 5 8 8 9 15 0204060800021风电光伏 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 23 图图 61：2017-2021 年公司新能源核准容量

97、（单位：年公司新能源核准容量（单位：万千万千瓦）瓦）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 项目建设项目建设方面方面，截至 2021 年末，公司在建项目涉及海上风电、风电、光伏以及渔光互补等，具体包括平潭长江澳海上风电工程、风吹村风电项目等 4 个风电在建项目，装机规模共计 65.7 万千瓦；江西新余光伏项目、安徽肥东古城渔光互补光伏项目等 4 个光伏在建项目，装机规模共计 43 万千瓦。表表 6：2021 年年末末公司公司新能源新能源在建项目在建项目 项目项目 装机容量装机容量 预计预计年发电量年发电量 平潭长江澳海上风电工程 18.5 万千瓦 7.74 亿千瓦时 大唐南澳勒门 I 海上风电

98、项目 32.2 万千瓦 7.51 亿千瓦时 风吹村风电项目 5.1 万千瓦-昌图付家风电项目 9.9 万千瓦-石家庄赞皇一期光伏 5 万千瓦-江西新余光伏项目 25 万千瓦-安徽肥东古城渔光互补光伏项目 5 万千瓦 0.75 亿千瓦时 江西安福光伏项目 8 万千瓦-资料来源：公司年度报告，公司公告，北极星电力网，北极星太阳能光伏网，中国能源网，石家庄人民政府网站，昌图县人民政府网站，国际风力发电网，天风证券研究所 发电效率方面发电效率方面，2021年，公司风电的利用小时数为2288小时，同比增加28小时，2017-2021年，公司风电利用小时数均超过全国平均水平，公司风电的利用小时数基本稳定，

99、维持较高水平；公司光伏的利用小时数 990 小时，同比减少 365 小时，低于全国平均水平，公司光伏利用小时数呈下降趋势。图图 62：2017-2021 年公司风电利用小时数（单位：小时）年公司风电利用小时数（单位：小时）图图 63：2017-2021 年公司年公司光伏光伏利用小时数（单位：小时）利用小时数（单位：小时）资料来源：公司年度报告，中国电力企业联合会，公众号国家能源局，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，中国电力企业联合会，公众号国家能源局，天风证券研究所 103 76 80 57 186 7 42 318 459 00500600700201720182

100、01920202021风电光伏1949 2103 2083 2078 2232 2269 2171 2165 2260 2288 050002500200202021全国公司1205 1230 1291 1281 1281 1652 1535 1415 1355 990 02004006008000720021全国公司 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 24 风电风电布局方面，公司风电装机分布在布局方面，公司风电装机分布在京津冀、辽宁等

101、省市京津冀、辽宁等省市。2021 年，发电量排名靠前的地区依次为京津冀、辽宁、江西和内蒙古，发电量占比分别为 25.53%、23.51%、13.15%和11.95%。2021 年京津冀和辽宁的风电上网电价有所上涨，涨幅分别为 0.1%和 1.55%，江西和内蒙古的风电上网电价有所下降，降幅分别为 1.23%和 4.04%。图图 64：2021 年公司分地区风电发电量结构年公司分地区风电发电量结构 图图 65：2017-2021 年年公司公司主要主要地区风电上网电价（单位：元地区风电上网电价（单位：元/兆瓦兆瓦时时）资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所

102、光伏布局方面，光伏布局方面，公司光伏装机布局主要分布在公司光伏装机布局主要分布在江西、青海等省市江西、青海等省市。2021 年，发电量排名靠前的地区依次为江西、青海、京津冀和云南，发电量占比分别为 25.31%、19.23%、10.99%和 10.32%。2021 年青海的光伏上网电价同比上涨 2.98%，京津冀和云南的光伏上网电价有所下降，降幅分别为 21.61%和 0.29%。图图 66：2021 年公司分地区年公司分地区光伏光伏发电量结构发电量结构 图图 67：2017-2021 年年公司公司主要主要地区地区光伏光伏上网电价（单位：元上网电价（单位：元/兆瓦兆瓦时）时）资料来源：公司年度

103、报告，天风证券研究所 资料来源：公司年度报告，天风证券研究所 收入收入结构结构方面方面，2021 年公司新能源发电营业收入 55.09 亿元，其中风电实现营业收入 46.24亿元，同比增长 33.84%，2017-2021 年复合增速为 19.59%；光伏实现营业收入 8.85 亿元，同比增长 35.11%，2017-2021 年复合增速为 23.29%。公司新能源发电业务收入增速较快，随着装机规模扩张带动发电量增长，新能源发电对于盈利能力的贡献度有望进一步提高。图图 68：2017-2021 年公司新能源营业收入情况（单位：亿元）年公司新能源营业收入情况（单位：亿元）资料来源：公司年度报告，

104、天风证券研究所 京津冀 25.53%辽宁 23.51%江西 13.15%内蒙古 11.95%宁夏 10.34%其他 15.52%555 472 532 525 525.3 610 524 622 610 602.4 470 406 486 473 454 585 480 528 530 539 00500600700200202021京津冀江西内蒙古辽宁江西 25.31%青海 19.23%京津冀 10.99%云南 10.32%宁夏 10.17%其他 23.98%857 1,018 880 690.1 798 626 754 735 732.9 898

105、 799 904 863 888 02004006008001,0001,200200202021京津冀云南青海23 26 27 35 46 4 6 6 7 9 00200202021风电光伏 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 25 4.3.推动推动低碳清洁能源转型，低碳清洁能源转型，十四五期间十四五期间装机装机增量显著增量显著 协同集团协同集团能源能源转型，转型，公司公司规划规划十四五十四五新增新增新能源新能源装机装机 30GW。大唐集团积极推进新能源转型，计划到 2025 年

106、集团非化石能源装机占比达 50%，到 2035 年集团非化石能源装机占比达 70%。2022 年上半年，大唐集团获得新能源项目规模 4.3GW，其中风电项目 1.05GW，光伏项目 3.25GW。大唐发电协同集团能源转型布局，加快新能源转型进程，截至 2020 年末，公司新能源装机容量 6.22GW，十四五期间，公司计划新增新能源装机容量不低于 30GW。图图 69：集团集团非化石能源非化石能源装机占比情况装机占比情况 图图 70：公司公司新能源发电新能源发电装机装机容量情况容量情况（单位：（单位：GW）资料来源：募集说明书，天风证券研究所 注：2020 年数据为除火电以外装机容量占比 资料来

107、源：公司年度报告，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 国家政策利好，公司加快推进风光大基地建设。国家政策利好，公司加快推进风光大基地建设。大型风电光伏基地的建设作为“十四五”新能源发展的重中之重，国家发布多项政策给予支持，打造了项目接网工程纳归审批的“绿色通道”，加快落实大基地项目用地、环评、金融等支持政策。“十四五”规划提出重点开发建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河下游等陆上新能源基地。7 月 28 日，中共中央政治局会议提出加大力度规划建设新能源供给消化体系，从大型风光电基地、周边煤电及特高压输变电线路三个部分出发，将进一步助力新能源发展。表表 7：“十四五”重大“

108、十四五”重大陆上新能源基地陆上新能源基地 基地基地 具体介绍具体介绍 新疆新能源基地 结合哈密-郑州、准东-皖南输电能力提升和哈密-重庆新规划外送通道建设，在北疆以风电为主建设千万千瓦级的新能源基地千万千瓦级的新能源基地；在南疆以光伏为主建设千万千瓦级基地，探索光伏治沙等新发展方式；在东疆风电、光伏发电、光热发电相结合，建设千万千瓦级新能源基地。黄河上游新能源基地 发挥黄河上游水电调节优势，重点在青海海西州、海南州等地区推进基地化开发；在甘肃庆阳、白银等地建设千万千瓦级风电光伏基地千万千瓦级风电光伏基地。河西走廊新能源基地 依托甘肃省内新能源消纳能力和酒泉-湖南特高压直流输电能力提升，有序推进

109、酒泉风电基地二期后续风电项目建设；重点在河西地区新增布局若干个百万千瓦级的新能源基地若干个百万千瓦级的新能源基地。黄河几字弯新能源基地 依托宁夏-浙江、宁东-山东、上海庙-山东、蒙西-天津南、陕北-湖北等跨地区输电通道，有序推进配套新能源基地开发建设，推动传统能源基地向综合绿色能源基地转型推动传统能源基地向综合绿色能源基地转型，形成新能源基地集群；重点在内蒙古西部阿拉善、巴彦淖尔、鄂尔多斯、包头，陕西榆林、延安、渭南，山西大同、忻州、朔州、运城，宁夏北部和东部地区布局建设新能源基地。冀北新能源基地 提高锡盟-山东、锡盟-泰州、张北-雄安等既有输电通道利用率和新能源电量占比，加快推进张家口可再生

110、能源示范区建设，重点在张家口、承德、乌兰察布、锡盟等地区布局一批百万一批百万千瓦级新能源基地千瓦级新能源基地；“十四五”期间，重点推进河北地区张家口可再生能源示范区、承德风电基地三期建设；推进内蒙古锡盟特高压通道和火电“点对网”通道增配新能源基地建设，继续推进乌兰察布风电基地建设 松辽新能源基地 推进黑龙江大庆可再生能源综合应用示范区建设和哈尔滨、佳木斯等地区基地建设；在吉林结合本地负荷增长、扎鲁特-青州特高压通道外送能力提升等，推动白城、松原、四平新能源基地（陆上风光三峡）开发建设；在辽西北铁岭、朝阳、阜新等地区结合工矿废弃土地修复、32%50%70%0%10%20%30%40%50%60%

111、70%80%20202025E2035E6.22 6.99 36.22 05540202020212025E 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 26 乡村振兴及光伏治沙开展新能源项目建设；在蒙东地区结合通辽、赤峰本地负荷增长以及扎鲁特-青州输电通道外送能力提升，推动新能源基地建设 黄河下游绿色能源廊道 在河南、山东的黄河下游干支流及周边区域，集中规划风电、光伏发电规模化工程；在河南洛阳、新乡、商丘、平顶山等地区重点推进风电开发；在山东滨州、潍坊等鲁北地区利用丰富的盐碱滩涂地等未利用土地资源，推动新能源与储能等融合发展推动新

112、能源与储能等融合发展。资料来源：“十四五”可再生能源发展规划、天风证券研究所 十四五期间，国家将依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设，重点围绕川滇黔桂和藏东南水两大水风光综合基地。表表 8：“十四五”“十四五”重大重大水风光综合基地水风光综合基地 基地基地 具体介绍具体介绍 川滇黔桂水风光综合基地 依托水电调节能力及外送通道，重点推进金沙江上游川藏段（四川侧）和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等开发。藏东南水风光综合基地“十四五”期间，重点推进金沙江上游川藏段（西藏侧）、雅鲁藏布江下游等水风光基地综合开发；中长期依托西藏地区水电大规模开发，持续推进西藏主要流域水风光

113、综合基地规划论证和统筹建设。资料来源：“十四五”可再生能源发展规划、天风证券研究所 公司积极把握新能源转型窗口期，加快推进风电光伏基地建设公司积极把握新能源转型窗口期，加快推进风电光伏基地建设。依托内蒙古大唐托克托 200万千瓦新能源外送项目，打造传统火电能源和新能源多能互补的典范，加快公司新能源发电的转型进程。此外，公司还开展了张家口发电厂百万新能源基地和蔚县电厂基地（二期）等项目，在广东、安徽、江西、天津等多地完成新能源产业布局。图图 71：公司风电光伏大基地建设情况公司风电光伏大基地建设情况 资料来源：大唐发电公众号，天风证券研究所 5.盈利预测与估值盈利预测与估值 5.1.盈利预测盈利

114、预测 公司持续推进能源结构转型，积极部署新能源项目开发建设。2022-2024 年总控股装机规模有望达到 72.27GW、78.77GW、88.27GW，其中新能源控股装机有望达到 9.99GW、15.99GW、24.99GW。我们预计 2022-2024 年实现营收 1167.5、1184.9、1211.5 亿元，同比增长 12.9%、1.5%、2.2%。随着装机规模的快速增长，公司新能源相应成本也将持续提升，而煤价管控政策持续落地，煤炭价格有望下降，并带动火电分部燃料成本有所下滑，我们预计公司 2022-2024 年营业成本分别为 1040.8、1031.4、1029.4 亿元。综上，我们

115、预计公司 2022-2024 年实现归母净利润 26.48、38.45、50.56 亿元。公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 27 表表 9：盈利预测盈利预测 2021 2022E 2023E 2024E 电力 收入 亿元 887.4 1013.6 1023.6 1042.3 同比-14.2%1.0%1.8%成本 亿元 891.2 889.6 875.5 868.7 毛利 亿元-3.8 124.1 148.1 173.6 毛利率-0.4%12.2%14.5%16.7%煤炭 收入 亿元 3.8 3.8 3.8 3.8 同比-0.0%0.0%0.0%

116、成本 亿元 1.3 1.5 1.7 1.8 毛利 亿元 2.5 2.3 2.2 2.1 毛利率-66.2%60.0%57.0%54.0%供热 收入 亿元 52.1 54.8 57.5 60.4 同比-5.0%5.0%5.0%成本 亿元 92.0 87.6 89.1 90.6 毛利 亿元-39.9-32.9-31.6-30.2 毛利率-76.5%-60.0%-55.0%-50.0%其他 收入 亿元 90.7 95.3 100.0 105.0 同比-5.0%5.0%5.0%成本 亿元 59.1 62.1 65.2 68.4 毛利 亿元 31.6 33.2 34.9 36.6 毛利率-34.8%34

117、.8%34.8%34.8%合计 收入 亿元 1034.1 1167.5 1184.9 1211.5 同比-12.9%1.5%2.2%成本 亿元 1043.6 1040.8 1031.4 1029.4 毛利 亿元-9.5 126.7 153.5 182.1 毛利率-0.9%10.9%13.0%15.0%资料来源：公司公告、WIND、天风证券研究所 5.2.估值估值 由于公司为多电源类型的运营商，不同板块盈利水平及稳定性差异明显，因此我们分部对公司进行估值分析：火电分部火电分部采取采取 PB 估值分析：估值分析：据已知子公司、同行业公司单位装机净资产测算，公司火电板块 2021 年末净资产约为 3

118、67 亿元，据控股装机和权益装机比例关系估计权益净资产为267 亿元，给予 2022 年 0.8 倍 PB，对应估值 214 亿元。水电水电分部分部采取采取 PB 估值分析：估值分析：据已知子公司及同行业公司单位装机净资产测算，公司水电板块 2021 年末净资产约为 184 亿元，据控股装机和权益装机比例关系估计权益净资产为121 亿元，给予 2022 年 1.8 倍 PB，对应估值 217 亿元。新能源新能源分部分部采取采取 PE 估值分析：估值分析：公司新能源板块预计 2022 年归母净利润为 21.95 亿元，给予 2022 年 PE 15 倍，对应估值 329 亿元。公司报告公司报告|

119、首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 28 参股方面：参股方面：福建宁德 2021 年末为净资产 148 亿元，公司持股部分对应权益为 65 亿元，给予 2022 年 1.3 倍 PB，对应估值 78 亿元。预计同煤大唐 2022 年权益法下确认的投资损益17 亿元，给予 2022 年 PE 6 倍，对应估值 102 亿元。两者合计 180 亿元。综上，火、水、新能源板块、参股部分估值分别为 214、217、329、180 亿元，合计为 940亿元，对应目标股价为 5.08 元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。表表 10：火电火电板块可比公司估值表板块可比公司估值表

120、 代码代码 简称简称 总市值总市值（亿元）（亿元）EPS PE PB 2022 2023 2022 2023 2022 2023 600011.SH 华能国际 1,284 0.29 0.64 29.44 13.23 1.24 1.15 600027.SH 华电国际 539 0.42 0.55 13.68 10.62 0.94 0.89 600795.SH 国电电力 776 0.31 0.41 14.57 11.05 1.39 1.26 资料来源：Wind，天风证券研究所 注：均为 Wind 一致预期数据；截至 2022 年 8 月 31 日 表表 11：水电水电板块可比公司估值表板块可比公司估

121、值表 代码代码 简称简称 总市值总市值（亿元）（亿元）EPS PE PB 2022 2023 2022 2023 2022 2023 600900.SH 长江电力 5,453 1.31 1.38 17.88 16.96 2.73 2.57 600025.SH 华能水电 1,309 0.40 0.44 18.11 16.64 1.95 1.82 资料来源：Wind，天风证券研究所 注：均为 Wind 一致预期数据；截至 2022 年 8 月 31 日 表表 12：新能源新能源板块可比公司估值表板块可比公司估值表 代码代码 简称简称 总市值总市值（亿元）（亿元）EPS PE PB 2022 202

122、3 2022 2023 2022 2023 600905.SH 三峡能源 1,746 0.29 0.36 21.43 17.56 2.34 2.09 601016.SH 节能风电 250 0.29 0.34 17.88 15.14 1.95 1.70 000591.SZ 太阳能 316 0.42 0.56 20.70 15.42 1.72 1.58 资料来源：Wind，天风证券研究所 注：均为 Wind 一致预期数据；截至 2022 年 8 月 31 日 表表 13：核电核电板块可比公司估值表板块可比公司估值表 代码代码 简称简称 总市值总市值（亿元）（亿元）EPS PE PB 2022 20

123、23 2022 2023 2022 2023 003816.SZ 中国广核 1,419 0.22 0.24 13.04 11.70 1.30 1.20 601985.SH 中国核电 1,201 0.57 0.62 11.58 10.56 1.52 1.39 资料来源：Wind，天风证券研究所 注：均为 Wind 一致预期数据；截至 2022 年 8 月 31 日 表表 14：煤炭煤炭板块可比公司估值表板块可比公司估值表 代码代码 简称简称 总市值总市值（亿元）（亿元）EPS PE PB 2022 2023 2022 2023 2022 2023 601088.SH 中国神华 6,028 3.6

124、0 3.77 8.67 8.28 1.52 1.41 601225.SH 陕西煤业 2,133 3.40 2.91 6.66 7.79 2.05 1.79 601898.SH 中煤能源 1,323 1.77 1.88 5.72 5.38 1.02 0.89 资料来源：Wind，天风证券研究所 注：均为 Wind 一致预期数据；截至 2022 年 8 月 31 日 公司报告公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 29 6.风险提示风险提示 宏观经济下行风险：宏观经济下行风险：如果经济复苏不及预期，社会经济增速进一步下降，全社会用电量增长速度将放缓，公司发电业务

125、可能会受到一定程度的影响。新冠新冠疫情疫情反复风险反复风险：如果局部地区疫情反复，全社会用电需求增速放缓，将对电力供需产生一定影响，售电量将会有所下滑。电力价格波动风险：电力价格波动风险：随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。煤炭价格波动的风险煤炭价格波动的风险：中长期煤炭协议签订情况不及预期，煤炭产量不足，供需仍将处于偏紧格局，叠加进口煤总量受限，煤炭价格或将继续维持高位，进一步造成燃料成本高涨，公司火电盈利能力或将大幅下滑。项目建成项目建成不及预期风险不及预期风险

126、：公司目前在内蒙古、广东、福建等地均有在建项目，由于在建项目工程设计及建设不确定性，导致不能按时建成的风险。对于尚未取得国家有权部门核准的项目，因核准手续繁琐，不确定性大，可能存在无法核准和后续建设风险。新能源新能源装机不及预期风险装机不及预期风险：公司“十四五”期间计划装机增长量 30GW，建成后有望成为公司业绩新的增长点，光伏及风电项目的建设运营需要发改委审批、土地审批、环评等审核流程，若后续新能源项目建设情况不及预期，则会影响未来公司业绩增速。来水低于预期的风险：来水低于预期的风险：公司水电发电量受来水情况影响，若来水偏枯导致水电发电量偏少，公司水电业务利润或将低于预期。公司报告公司报告

127、|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 30 财务预测摘要财务预测摘要 资产资产负债表负债表(百万元百万元)2020 2021 2022E 2023E 2024E 利润利润表表(百万元百万元)2020 2021 2022E 2023E 2024E 货币资金 8,274.61 11,258.41 9,339.92 9,479.56 9,692.28 营业收入营业收入 95,614.42 103,411.96 116,748.99 118,494.53 121,153.54 应收票据及应收账款 15,490.59 18,424.08 19,209.60 19,441.9

128、3 19,993.23 营业成本 77,955.51 104,362.15 104,079.24 103,144.10 102,944.20 预付账款 1,475.07 3,096.48 709.67 3,227.97 840.06 营业税金及附加 1,329.80 1,249.78 1,410.96 1,432.06 1,464.19 存货 3,145.95 6,244.63 3,899.08 5,724.82 3,908.96 营业费用 83.47 87.16 75.06 76.18 77.89 其他 5,326.12 6,613.51 5,753.58 6,050.83 6,289.82

129、 管理费用 3,542.36 3,461.64 3,791.34 3,729.53 3,692.07 流动资产合计流动资产合计 33,712.34 45,637.10 38,911.85 43,925.11 40,724.35 研发费用 10.26 32.22 36.38 36.92 37.75 长期股权投资 17,844.24 17,962.37 17,962.37 17,962.37 17,962.37 财务费用 6,795.47 6,536.84 5,154.81 5,565.31 5,997.12 固定资产 186,682.08 188,265.37 175,119.87 161,97

130、4.37 148,828.87 资产减值损失(1,838.75)(1,282.43)(174.99)(195.93)(185.46)在建工程 23,361.16 23,353.37 47,353.37 74,353.37 104,353.37 公允价值变动收益(364.19)36.82 0.00 0.00 0.00 无形资产 4,180.58 4,375.92 4,232.50 4,089.08 3,945.66 投资净收益 2,550.38 1,616.57 2,701.83 2,555.19 2,432.37 其他 14,553.12 16,373.57 15,338.86 15,134.

131、60 15,219.38 其他(1,534.11)(1,229.66)(367.00)(367.00)(367.00)非流动资产合计非流动资产合计 246,621.17 250,330.60 260,006.97 273,513.79 290,309.66 营业利润营业利润 7,084.22(11,459.12)5,095.07 7,236.70 9,554.25 资产总计资产总计 280,333.51 295,967.70 298,918.82 317,438.90 331,034.01 营业外收入 262.81 459.31 357.93 360.01 392.41 短期借款 29,040

132、.02 39,277.35 48,631.40 61,902.19 71,959.79 营业外支出 142.38 268.57 408.47 273.14 316.73 应付票据及应付账款 18,830.61 27,582.03 22,999.80 25,938.21 22,280.27 利润总额利润总额 7,204.64(11,268.39)5,044.52 7,323.57 9,629.93 其他 29,610.20 27,373.31 32,448.09 28,566.32 32,581.60 所得税 1,888.61 627.28 1,261.13 1,830.89 2,407.48

133、流动负债合计流动负债合计 77,480.84 94,232.69 104,079.29 116,406.72 126,821.65 净利润净利润 5,316.04(11,895.67)3,783.39 5,492.68 7,222.45 长期借款 92,151.10 102,615.86 100,683.02 102,379.72 101,426.77 少数股东损益 2,275.79(2,631.74)1,135.02 1,647.80 2,166.73 应付债券 5,982.74 9,188.11 8,048.22 7,739.69 8,325.34 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 3

134、,040.24(9,263.93)2,648.37 3,844.87 5,055.71 其他 11,786.89 11,974.61 11,770.17 11,843.89 11,862.89 每股收益（元）0.16(0.50)0.14 0.21 0.27 非流动负债合计非流动负债合计 109,920.72 123,778.57 120,501.41 121,963.30 121,615.00 负债合计负债合计 188,940.95 219,800.66 224,580.70 238,370.02 248,436.65 少数股东权益 18,368.53 14,031.69 14,599.19

135、15,423.10 16,506.46 主要财务比率主要财务比率 2020 2021 2022E 2023E 2024E 股本 18,506.71 18,506.71 18,506.71 18,506.71 18,506.71 成长能力成长能力 资本公积 6,270.09 6,277.71 6,277.71 6,277.71 6,277.71 营业收入 0.17%8.16%12.90%1.50%2.24%留存收益 17,111.41 4,727.15 6,051.34 7,973.77 10,501.63 营业利润 37.54%-261.76%-144.46%42.03%32.02%其他 31

136、,135.83 32,623.79 28,903.17 30,887.59 30,804.85 归属于母公司净利润 185.25%-404.71%-128.59%45.18%31.49%股东权益合计股东权益合计 91,392.56 76,167.04 74,338.12 79,068.88 82,597.36 获利能力获利能力 负债和股东权益总负债和股东权益总280,333.51 295,967.70 298,918.82 317,438.90 331,034.01 毛利率 18.47%-0.92%10.85%12.95%15.03%净利率 3.18%-8.96%2.27%3.24%4.17%

137、ROE 4.16%-14.91%4.43%6.04%7.65%ROIC 4.66%-2.39%3.56%4.25%4.75%现金流量表现金流量表(百万元百万元)2020 2021 2022E 2023E 2024E 偿债能力偿债能力 净利润 5,316.04(11,895.67)2,648.37 3,844.87 5,055.71 资产负债率 67.40%74.27%75.13%75.09%75.05%折旧摊销 14,622.19 13,413.25 13,288.92 13,288.92 13,288.92 净负债率 153.20%203.99%223.47%228.66%229.21%财务

138、费用 6,806.48 6,552.48 5,154.81 5,565.31 5,997.12 流动比率 0.43 0.48 0.37 0.38 0.32 投资损失(2,550.38)(1,616.57)(2,701.83)(2,555.19)(2,432.37)速动比率 0.39 0.41 0.34 0.33 0.29 营运资金变动 2,521.22 2,532.05 1,776.33(5,690.87)4,660.91 营运能力营运能力 其它 38.16(740.20)1,135.02 1,647.80 2,166.73 应收账款周转率 6.09 6.10 6.20 6.13 6.14 经

139、营活动现金流经营活动现金流 26,753.72 8,245.34 21,301.60 16,100.84 28,737.02 存货周转率 26.53 22.02 23.02 24.63 25.15 资本支出 13,234.22 14,931.69 24,204.44 26,926.28 29,981.00 总资产周转率 0.34 0.36 0.39 0.38 0.37 长期投资 679.66 118.13 0.00 0.00 0.00 每股指标（元）每股指标（元）其他(27,928.10)(28,165.25)(45,491.69)(51,370.97)(57,552.35)每股收益 0.16

140、-0.50 0.14 0.21 0.27 投资活动现金流投资活动现金流(14,014.22)(13,115.43)(21,287.25)(24,444.69)(27,571.35)每股经营现金流 1.45 0.45 1.15 0.87 1.55 债权融资(19,477.51)11,809.45 3,679.47 9,245.41 2,741.02 每股净资产 3.95 3.36 3.23 3.44 3.57 股权融资 5,825.56 1,495.58(5,612.31)(761.92)(3,693.97)估值比率估值比率 其他 803.14(5,238.91)0.00(0.00)0.00 市

141、盈率 21.00-6.89 24.11 16.61 12.63 筹资活动现金流筹资活动现金流(12,848.80)8,066.12(1,932.84)8,483.49(952.95)市净率 0.87 1.03 1.07 1.00 0.97 汇率变动影响 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 EV/EBITDA 6.08 20.75 9.81 9.44 8.87 现金净增加额现金净增加额(109.30)3,196.02(1,918.49)139.64 212.72 EV/EBIT 11.31-72.95 22.64 19.30 16.50 资料来源：公司公告，天风证券研究所 公司报告

142、公司报告|首次覆盖报告首次覆盖报告 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 31 分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。一般声明一般声明 除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“天风证券”）。未经天风证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材

143、料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为天风证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，天风证券不因收件人收到本报告而视其为天风证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但天风证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家

144、的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，天风证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，天风证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。天风证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。天风证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。天风证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意

145、见或建议不一致的投资决策。特别声明特别声明 在法律许可的情况下，天风证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到天风证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明投资评级声明 类别类别 说明说明 评级评级 体系体系 股票投资评级 自报告日后的 6 个月内，相对同期沪 深 300 指数的涨跌幅 行业投资评级 自报告日后的 6 个月内，相对同期沪 深 300 指数的涨跌幅 买入 预期股价相对收益 20%以上 增持

146、 预期股价相对收益 10%-20%持有 预期股价相对收益-10%-10%卖出 预期股价相对收益-10%以下 强于大市 预期行业指数涨幅 5%以上 中性 预期行业指数涨幅-5%-5%弱于大市 预期行业指数涨幅-5%以下 天风天风证券研究证券研究 北京北京 海口海口 上海上海 深圳深圳 北京市西城区佟麟阁路 36 号 邮编：100031 邮箱： 海南省海口市美兰区国兴大道 3 号互联网金融大厦 A 栋 23 层 2301 房 邮编：570102 电话：(0898)-65365390 邮箱： 上海市虹口区北外滩国际 客运中心 6 号楼 4 层 邮编：200086 电话：(8621)-65055515 传真：(8621)-61069806 邮箱： 深圳市福田区益田路 5033 号 平安金融中心 71 楼 邮编：518000 电话：(86755)-23915663 传真：(86755)-82571995 邮箱：