1、大唐发电（601991）深度报告：被低估的综合能源巨头国海证券研究所杨阳(分析师)S评级：买入(维持)证券研究报告2022年06月21日公用事业行业1 相对沪深300表现表现1M3M12M大唐发电-2.1%-2.5%-7.1%沪深3007.4%2.3%-16.3%最近一年走势预测指标预测指标2021A2022E2023E2024E营业收入（百万元）09增长率(%)81377归母净利润（百万元）-92642增长率(%)-4051233530摊薄每股收益（元）-0.580.120.160.20ROE(%)-15345P/E21.61

2、16.0412.37P/B0.970.730.700.66P/S0.580.400.380.35EV/EBITDA26.889.207.666.37资料来源：Wind资讯、国海证券研究所相关报告大唐发电（601991）一季报点评：火电亏损环比收窄，新能源业务提质增速（买入）*电力*杨阳2022-05-09-0.3028-0.14430.01420.17280.33130.4898大唐发电沪深3002 hYaVpRtQmRsPpOqOoN8O9RaQnPnNoMpNeRoOrPjMoMoM6MqQzQwMnRrNNZmRmQ公司是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，截至20

3、21年末，煤机/水电/风电/光伏/燃机装机量分别为47.95/9.20/5.08/1.91/4.62GW。公司电源结构以火电为主，2021年火电发电量占比82.99%。2021年，公司实现营业收入1034.12亿元，其中水电/风电/光伏收入分别为77.17/46.24/8.85亿元，同比分别变动33.84%/35.15%/5.73% ；受燃煤成本大涨影响，公司实现归母净利润-92.64亿元，2022年一季度亏损环比收窄，实现净利润-4.09亿元。新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机30GW30GW。 2021年，公司共计核准6个风电项目（1.

4、9GW）和78个光伏项目（4.6GW），托电、蔚县基地（3GW）获第一批大型风光基地批复。十四五期间，公司计划新增新能源装机30GW，其中风电新增10GW，光伏新增20GW。2021年公司新增装机0.77GW，据此推算，2022-2025年需年均新增装机7.31GW。其中，风电装机每年新增2.39GW，光伏装机每年新增约4.92GW。根据我们测算，2025年公司新能源业务或达225亿元，CAGR 4=42.11%。火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大。火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大。公司火电资产主要位于京津冀、东南沿海区域，截止到2021年底，火电发电量为2264.96亿千瓦

5、时，火电装机容量为52.58GW，占总装机量76.45%，业绩修复弹性大。收入端，收入端， 2022Q1公司平均上网电价达0.466元/千瓦时，环比提升19.38%，公司市场化交易电量为493.498亿千瓦时，占比84.93%，我们预计2022年公司火电业务上网电价仍有望维持较高水平。成本端，成本端，根据我们测算，2022年电煤全年需求或整体偏弱，叠加煤炭增产增供持续发力，煤炭供需紧张格局有望改善。同时长协煤覆盖率将有所提升，我们测算当秦皇岛下水煤长协的港口价为720元/吨，当现货价达到1155元/吨的上限，长协比例达到71%以上，火电企业或可实现盈利。考虑到税率和少数股东损益后，长协比例每提

6、升10%，公司将释放净利润14.28亿元。3核心提要核心提要请务必阅读附注中免责条款部分 核心提要核心提要水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升。水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升。公司水电站主要分布在大渡河流域和乌江流域，大渡河流域的长河坝、黄金坪水电站（四川甘孜水电）装机容量为3.45GW，乌江流域的乌江银盘水电站（重庆武隆水电）和乌江彭水电站（重庆彭水水电）总装机容量为2.35GW，两个流域的总装机容量占公司水电装机容量63.01%。大渡河流域弃水严重，但随着2022年白鹤滩-江苏和浙江的两条直流工程投产后，四川外送电量能力较 2021 年实际外送电量将增加约 80% ；叠加

7、“十四五”四条川渝特高压1000千伏交流通道投运，消纳改善有望提升公司上网电量。2022年公司来水转丰，一季度水电上网电量为50.5亿千瓦时，同比上涨2.78%；2021年公司在四川省/重庆市/云南省水电上网电价同比分别上升8.81%/5.73%/22.96%，未来随省内用电需求与外送电量上升，省内水电上网电价有望进一步上行。核电：持股宁德核电核电：持股宁德核电44%44%，投资收益增厚利润。，投资收益增厚利润。公司持股宁德核电44%，2021年，公司来自宁德核电的投资收益10.67亿元，同比增长9.54%，有效对冲了煤价下行所致亏损。宁德核电项目规划总容量为6台百万千瓦级机组，目前共有4台机

8、组投入商业运行，截至2021年底，装机容量4.356GW；剩余两台机组预计在2027年商运。随核电机组核准提速，中国广核子公司宁德核电装机有望增长。根据中国广核公告，宁德核电2022年全年市场化比例预计达100%，有望带动业绩提升，增厚大唐投资收益。投资建议：投资建议：公司是大唐集团旗下综合电力平台，电价上浮+煤炭成本下行，火电业务有望迎来拐点；十四五规划新能源新增装机30GW，打开中长期盈利空间；水电业务量价齐升，有望受益于大渡河消纳改善；参股宁德核电44%，市场化交易增厚利润。预计公司 2022-2024 年归母净利润分别为21.66、29.19、37.84亿元，对应 PE 分别为22、1

9、6、12倍。维持“买入”评级。风险提示：风险提示：宏观经济下滑风险；政策不及预期；电价不及预期；煤炭价格波动；测算存在主观性，仅供参考。请务必阅读附注中免责条款部分4 目录目录目录目录1 1 深化清洁能源布局，传统火电加速转型深化清洁能源布局，传统火电加速转型. 6 61.1传统火电企业转型，新能源装机快速增长. .71.2 公司盈利逐步修复，现金流量充足.92 2 新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机30GW30GW. .11112.1 转型提质提速，持续推进新能源开发.122.2 2021年核准风光项目6.5GW，风光收入同比+34%.

10、.132.3 十四五新增风光30GW ，2025年新能源业务收入或达225亿元. . 143 3 火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大. .16163.1 单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增. .173.2 2022Q1平均上网电价环比+19%，全年火电电价或维持较高水平. 193.3 煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善.204 4 水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升 . .24244.1 机组主要分布川渝地区，甘孜3.45GW项目发电占比超40% .254.2 来水转丰上网电量提升，上

11、网电价普遍上行. 264.3 特高压建成+用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足. 275 5 核电：持股宁德核电核电：持股宁德核电44%44%，投资收益增厚利润，投资收益增厚利润. 29295.1 参股宁德核电，投资收益增厚利润.305.2 机组核准提速+100%市场化交易，盈利空间有望进一步拓展. 316 6 投资建议投资建议 .32327 7 风险提示风险提示.3636请务必阅读附注中免责条款部分5 目录目录一、深化清洁能源布局，传统火电加速转型一、深化清洁能源布局，传统火电加速转型请务必阅读附注中免责条款部分6 国内大型火电上市企业，积极转型新能源。国内大型火电上市企业，积极转型新能源。

12、大唐发电是中国大型独立发电公司之一，于1994年在北京注册成立，2006年于A股首次公开发行股票上市。2009年，公司出资参股同煤塔山28%股权；2018年，公司实现了对大唐集团在河北、黑龙江、安徽三省火电资产的整合；2019年，公司回购首誉光控公司所持有的辽宁大唐新能源、河北大唐新能源、内蒙古大唐新能源、福建大唐新能源及云南大唐国际电力有限公司股权，积极进行新能源转型。大唐集团及其子公司持有公司大唐集团及其子公司持有公司53.09%53.09%股份，为企业最终控制方。股份，为企业最终控制方。截止到2022年3月底，大唐集团有限公司持股数量为65.41亿股，约占公司总股份的 35.34%。此外

13、，中国大唐海外(香港)有限公司持有公司H股32.76亿股，约占公司总股份的 17.70%，中国大唐集团财务公司持股数量为873.86万股，大唐集团合计持股约占公司已发行总股份的53.09%。1.11.1传统火电企业转型，新能源装机快速增长传统火电企业转型，新能源装机快速增长资料来源：公司公告，国海证券研究所82006200920994年：大唐国际发电股份有限公司成立1997年：在香港和伦敦同时挂牌上市1998年：变更为中外合资股份有限公司2006年：在上交所A股上市2009年：收购同煤塔山28%股权2016年：转让煤化工板块至中新能化2018年：收购

14、大唐集团持有的黑龙江公司、安徽公司、河北公司全部股权2019年：收购辽宁、河北、内蒙古、福建新能源公司和云南电力公司股权图表：大唐发电公司发展历程请务必阅读附注中免责条款部分7 截至截至20212021年公司共计装机年公司共计装机68.77GW68.77GW，其中火电占比其中火电占比76.45 %76.45 %。截至2021年末，公司装机共计68.77GW，同比增长0.72%。其中，煤电/水电/风电/光伏/燃机装机量分别为47.95/9.20/5.08/1.91/4.62GW，风光装机同比增长12.42%。公司电源结构以火电为主，2021年火电装机占比76.45%。20212021年总发电量年

15、总发电量27292729亿千瓦时，风光发电量增长亿千瓦时，风光发电量增长39.76%39.76%。2021年，公司总发电量2729亿千瓦时，同比增长1.54%。其中，火电发电量2265亿千瓦时，同比增加0.87%，占总发电量82.99%；风光发电量116亿千瓦时，实现快速增长，同比提升39.76%；水电发电量348亿千瓦时，同比减少2.96%。1.11.1传统火电企业转型，新能源装机快速增长传统火电企业转型，新能源装机快速增长资料来源：公司公告，国海证券研究所图表：2021年风光装机同比增长12.42%图表：2021年风光装机占比增至10.17%图表：2021年风光发电量增至116亿千瓦时（单

16、位：亿千瓦时）请务必阅读附注中免责条款部分8 1.2 1.2 公司盈利逐步修复，公司盈利逐步修复，现金流量充足现金流量充足20222022年一季度亏损环比收窄，盈利逐步修复。年一季度亏损环比收窄，盈利逐步修复。2021年，营业收入达到1034.12亿元，同比增长8.16%；由于煤炭价格大幅上涨，火电企业燃料成本大幅增加，公司实现归母净利润-92.64亿元。2022年一季度，电价上行带动一季度亏损收窄，公司实现归母净利润-4.09亿。火电为主要收入来源，清洁能源收入逐年上升。火电为主要收入来源，清洁能源收入逐年上升。2021年，公司电力产品收入887.40亿元，同比增加57.36亿元，火电收入为

17、755.14亿元，风电/光伏/水电收入分别为46.24/8.85/77.17亿元，同比分别变动33.84%/35.15%/5.73%。图表：2017-2021营业收入CAGR为12.48%图表：火电收入为电力收入主要来源（亿元）资料来源：WIND，公司公告，国海证券研究所图表：2022年一季度相比2021年亏损收窄请务必阅读附注中免责条款部分9 市场化交易比例提升至市场化交易比例提升至85%85%，电价同比大幅增长。，电价同比大幅增长。2022Q1公司平均上网电价为0.466元/千瓦时，同比增长18.39%，较2021年上网电价增长19.79%；公司市场化交易电量为493.498亿千瓦时，所占

18、比例为84.93%，较2021年市场化交易电力比例66.17%提升19个百分点。公司现金产出能力位于行业前列，企业经营稳定。公司现金产出能力位于行业前列，企业经营稳定。2021年，公司经营性现金流净额占营业收入的比例2021年达到7.97%，位于行列前位，同期华能国际/华润电力/华电国际分别为2.95%/8.3%/-6.08%。公司收入质量较高，现金稳定，财务费用逐年下降，2021年财务费用下降至65.37亿元。1.2 1.2 公司盈利逐步修复，公司盈利逐步修复，现金流量充足现金流量充足资料来源：WIND，公司公告，国海证券研究所图表：现金产出能力位于行业前列图表：财务费用逐年下降图表：202

19、2年Q1平均上网电价465.53元/兆瓦时请务必阅读附注中免责条款部分10 目录目录二、新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机二、新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机30GW30GW请务必阅读附注中免责条款部分11 截至2021年末，公司风电/光伏装机量分别为5.08/1.91GW，同比上涨9.63%/20.58%；风电/光伏上网电量分别为98.29/14.85亿千瓦时，同比上涨35.37%/64.95%。公司业务主要布局于内蒙古、江西、辽宁等地，2021年分别实现发电量12.57/17.07/24.19亿千瓦时。2.1 2.1 转型提质提速，持续推进新能源开发转型提质提速，持续

20、推进新能源开发图表：公司新能源发电广布资源富集区域（单位：亿千瓦时）图表：2017-2021年新能源装机容量CAGR为28%（单位：MW）图表：2021年新能源上网电量CAGR为21.69%（单位：亿千瓦时）资料来源：WIND，公司公告，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分12 资料来源：WIND，公司公告，国海证券研究所2.2 2.2 20212021年核准风光项目年核准风光项目6.5GW6.5GW，风光收入同比，风光收入同比+34%+34%20212021年核准风光项目年核准风光项目6.5GW6.5GW，新能源建设加速推进。，新能源建设加速推进。2021年，公司共85个项目获核准，其

21、中包括6个风电项目和78个光伏项目，核准容量分别为1.86GW和4.59GW；托电、蔚县基地获国家第一批大型风光基地批复，合计3GW。 近年来，公司新能源项目建设加速推进，2021年，新能源项目资本支出达到492.3亿元，占总资本支出31.76%，较去年上升9.55%。优化投产结构，新能源项目收入持续上涨。优化投产结构，新能源项目收入持续上涨。2021年，公司新投产机组0.77GW，均为新能源机组，其中风电项目0.45GW，光伏项目0.33GW。与此同时，新能源收入持续上涨，2021年，风电/光伏收入分别为46.24/8.85亿元，同比分别上涨33.84%/35.15%。图表：2021年新能源

22、项目资本性支出同比上涨50.36%图表：2021年新投产机组全部为新能源项目图表：2017-2021年新能源收入CAGR为20.14%（单位：亿元）请务必阅读附注中免责条款部分13 2.3 2.3 十四五新增风光十四五新增风光 30GW30GW ，20252025年新能源业务收入或达年新能源业务收入或达225225亿元亿元重点在建工程规模过百亿，或将成为业绩提升驱动力。重点在建工程规模过百亿，或将成为业绩提升驱动力。根据2021年报，公司新能源重点在建工程预算规模125.06亿元，其中风电占比88%，光伏占比12%。新能源项目2021年共增加金额58.27亿元，占总增加金额71.54%，预计风

23、光装将迎来快速增长。2022年6月，九部门发布“十四五”可再生能源发展规划，提出利用上都、托克托等火电“点对网”专用火电输电通道外送新能源，托克托电厂是公司在内蒙的重要布局，新能源转型进度有望加速。项目名称项目名称预算数预算数期初余额期初余额本期增加金额本期增加金额期末余额期末余额工程进度工程进度平潭长江澳海上风电工程39.04 4.03 5.13 9.16 23.47%大唐南澳勒门I海上风电项目60.59 2.89 36.91 39.77 65.68%石家庄赞皇一期光伏2.50 1.86 0.22 2.08 83.22%风吹村风电项目3.07 -2.65 2.65 86.57%江西新余光伏项

24、目6.99 -4.21 4.21 60.20%安徽肥东古城渔光互补光伏项目2.65 -2.16 2.16 81.47%江西安福光伏项目2.96 -2.61 2.61 88.32%昌图付家风电项目7.26 -4.38 4.38 60.36%合计125.06 58.27资料来源：公司公告，发改委，国海证券研究所图表：2021 年公司新能源重点在建工程情况（亿元）请务必阅读附注中免责条款部分14 指标20212022E2023E2024E2025E对应假设新能源业务合计累计装机量（GW）6.99 14.30 21.60 28.91 36.21 新增装机量（GW）0.77 7.31 7.31 7.31

25、 7.31 新能源业务合计收入（亿元）55.09 89.13 138.30 183.39 224.65 YOY61.78%55.17%32.61%22.50%风电业务风电累计装机（GW）5.08 7.47 9.86 12.24 14.63 新增装机0.45 2.39 2.39 2.39 2.39 年上网量（亿千瓦时）98.29 134.92 186.29 237.66 289.03 发电量=装机量*利用小时数，发电量/上网电量=94%，假设新增装机有50%并网发电风电利用小时数（h）22882288228822882288假设利用小时数不变上网电价（元/度）0.47 0.45 0.43 0.4

26、2 0.40 假设电价下降的速率为每年4%风力发电收入（亿元）46.24 60.94 80.77 98.92 115.49 光伏业务光伏累计装机（GW）1.91 6.83 11.75 16.66 21.58 新增装机0.33 4.92 4.92 4.92 4.92 假设新增装机有50%并网发电年上网量（亿千瓦时）14.85 49.28 104.75 160.23 215.70 发电量=装机量*利用小时数，发电量/上网电量=94%，假设新增装机有50%并网发电光伏利用小时数（h）99001200假设取全国平均水平上网电价（元/度）0.60 0.57 0.55 0.53 0.

27、51 假设电价下降的速率为每年4%光伏发电收入（亿元）8.85 28.19 57.52 84.47 109.16 图表：预计2025年新能源业务收入或达225亿元2.3 2.3 十四五新增风光装机十四五新增风光装机30GW30GW ，20252025年新能源收入或达年新能源收入或达225225亿元亿元公司计划十四五期间新增新能源装机公司计划十四五期间新增新能源装机30GW30GW，假设风电新增10GW，光伏新增20GW，2021年公司新增装机0.77GW，据此推算，2022-2025年公司需年均新增装机7.31GW，其中风电装机每年新增2.39GW，光伏装机每年新增约4.92GW。根据我们测算

28、，根据我们测算，20252025年公司新能源业务或达年公司新能源业务或达225225亿元，亿元，CAGR 4=42.11%CAGR 4=42.11%。资料来源：北极星太阳能光伏网，WIND，公司公告，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分15 目录目录三、火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大三、火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大请务必阅读附注中免责条款部分16 3.1 3.1 单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增资料来源：公司公告，国海证券研究所发电区域集中分布京津冀及沿海地区。发电区域集中分布京津冀及沿海地区。从区位来看，公司火电资产主要

29、位于京津冀、东南沿海区域，其中京津冀、内蒙古地区2021年火电发电量占比达33.98%。2021年，火电在京津冀地区发电达到505.95亿千瓦时。近年公司火电发电量、装机数据接近持平。近年公司火电发电量、装机数据接近持平。截止到2021年底，火电发电量为2264.96亿千瓦时，同比下降0.83%；火电装机容量为52.58GW，火电装机量占总装机量76.45%，装机量占比较去年下滑0.92%。图表：2021年公司在京津冀地区火电发电量占比最大图表：2021年公司火电发电量2264.96亿千瓦时图表：截至2021年末公司火电装机容量52.58GW请务必阅读附注中免责条款部分17 资料来源：WIND

30、，各公司公告， 国海证券研究所图表：公司火电机组平均利用小时数略增图表：公司火电机组单位供电煤耗处于行业较低水平20212021年煤机利用小时数略增年煤机利用小时数略增7 7小时小时。2021年公司煤机利用小时数为4451小时，同比增加7小时，机组利用小时数处于行业中游，同期国电电力/华能国际/华电国际/中国电力火电利用小时数为5118/4302/4547/4430小时。单位煤耗逐年递减，盈利能力处于行业中游。单位煤耗逐年递减，盈利能力处于行业中游。2017-2021年，公司火电机组单位供电煤耗逐年递减且处于行业上游，2021年达291.72克/千瓦时，同期国电电力/华能国际/华电国际/中国电

31、力单位煤耗为295.47/290.69/287.55/301.16克/千瓦时。盈利方面，2021年公司度电毛利-0.034元/千瓦时，相较之下处于行业中游。图表：公司火电业务度电毛利位居行业中游3.1 3.1 单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增请务必阅读附注中免责条款部分18 电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至20%20%。2021年10月，国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至20%。大唐发电核心业务地区电价显著上浮，5月天津代理购电价格上浮26%

32、，广东、安徽电价较燃煤基准电价涨幅均接近20%。2022Q12022Q1公司平均上网电价达公司平均上网电价达0.4660.466元元/ /千瓦时，环比提升千瓦时，环比提升19.38%19.38%，公司市场化交易电量为，公司市场化交易电量为493.498493.498亿千瓦时，占比亿千瓦时，占比84.93%84.93%，我们预计2022年公司火电业务上网电价仍有望维持较高水平。图表：2022Q1公司平均上网电价环比提升19%图表：大唐发电核心业务地区电价显著上浮3.2 2022Q13.2 2022Q1平均上网电价环比平均上网电价环比+19%+19%，全年火电电价或维持较高水平，全年火电电价或维持

33、较高水平单位：元/千瓦时 燃煤基准电价年度市场化交易平均电价6月代理购电价格涨幅天津0.36650.473929.30%北京0.35980.403512.14%河北0.36440.43730.441621.19%安徽0.38440.461320.00%广东0.4630.4970.519712.25%请务必阅读附注中免责条款部分19资料来源：国家发改委，北极星售电网 ，公司公告，国海证券研究所 资料来源：财联社，WIND，国家能源局，中电联，中国核能行业协会，国家矿山安监局，国家统计局，iFind，国海证券研究所3.3 3.3 煤价强监管煤价强监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善

34、，燃煤成本有望改善需求端需求端，根据我们测算，2022年当全社会用电量增速为5%、3%时，火电发电量增速分别为1.1%2.6%、-1.8%-0.3%，电煤全年需求或整体偏弱电煤全年需求或整体偏弱。（详情请参考从火电发电量看今年电煤消费需求-20220417）供给端供给端，2021年9-10月我国核增煤炭产能2.2亿吨/年，相关煤矿已陆续按核定产能生产；2022年4月国常会明确今年新增煤炭产能3亿吨。 4月我国原煤产量3.63亿吨，同比增长10.7%。煤炭供应偏紧格局有望改善。3.3.1 3.3.1 煤炭供需紧张格局有望改善煤炭供需紧张格局有望改善2022年全社会用电量增速水电利用小时数（小时）

35、3,6223,7153,8273%-0.3%-1.0%-1.8%5%2.6%2.0%1.1%8%7.1%6.4%5.6%10%10.1%9.4%8.6%图表：火电发电量增速敏感性测算注：水电利用小时数3622/3715/3827小时分别为来水偏枯/正常/偏丰情况假设图表：3月我国原煤产量同比增长14.8%请务必阅读附注中免责条款部分20 资料来源：国家发改委，国海证券研究所3.3 3.3 煤价强监管煤价强监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善2022年2月底，发改委出台关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，提出了动力煤中长期交易价格的合理区间，其中，秦皇岛港

36、下水煤（5500千卡，下同）中长期交易价格570570770770元元/ /吨吨。4月底发改委发布关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告，明确了哄抬煤炭价格的认定标准明确了哄抬煤炭价格的认定标准。5月6日发改委召开专题会议，进一步明确了煤炭中长期和现货价格的上限：自自5 5月月1 1日起，秦皇岛港下水煤中长期、日起，秦皇岛港下水煤中长期、现货价格价格每吨不得超过现货价格价格每吨不得超过770/1155770/1155元，如无正当理由，高于上述价格一般可认定为哄抬价格元，如无正当理由，高于上述价格一般可认定为哄抬价格；对于存在涉嫌哄抬价格行为的，将移送有关部门依法查处。两份文件为煤价监管提供了

37、明确的指引，是煤炭价格运行在合理区间的重要政策保障。3.3.2 3.3.2 政策监管趋严，明确煤价上限政策监管趋严，明确煤价上限图表：5月6日发改委提出的长协煤价格区间（元/吨）秦皇岛下水煤港口价山西陕西蒙西蒙东中长期交易价格上限770570520460471现货价格上限90707注：均为热值5500大卡的价格；山西、陕西、蒙西和蒙东价格均为煤炭出矿环节价格请务必阅读附注中免责条款部分21 资料来源：国电电力公告，华润电力公告，易煤资讯，北极星售电网，国海证券研究所22假设假设：针对江苏地区火电厂，假设秦皇岛下水煤长协价720元/吨，运费50元/吨。根据我们测算，当秦皇岛

38、下水煤长协的港口价为720元/吨，当现货价达到1155元/吨的上限，长协比例达到71%以上，火电企业或可实现盈利。政府强监管下，煤价有望下行政府强监管下，煤价有望下行+ +处于合理煤价区间的长协比例有望提升，公司火电业务业绩有望迎来拐点。处于合理煤价区间的长协比例有望提升，公司火电业务业绩有望迎来拐点。3.3.3 3.3.3 最高现货价下，长协价格为最高现货价下，长协价格为720720元元/ /吨时，盈亏平衡点或对应吨时，盈亏平衡点或对应71%71%的长协煤覆盖率的长协煤覆盖率图表：不同长协比例下，火电厂盈亏平衡点对应的现货价格长协比例（%）50%60%70%71%80%90%100%上网电价

39、（元/千瓦时）0.4670.4670.4670.4670.4670.4670.467上网电价（元/千瓦时，税后）0.4130.4130.4130.4130.4130.4130.413现货价（元/吨）973513541987长协价（元/吨）7207207207207207207205500大卡煤价（元/吨，含税，不含港口费）847847847847847847847港口费505050505050505500大卡煤价（元/吨，含税，含港口费）8978978978978978978977000大卡煤价（元/吨，不含税，含港口费）001

40、010平均供电耗煤（g/kwh）300300300300300300300度电燃料成本（元/千瓦时）0.303 0.303 0.303 0.303 0.303 0.303 0.303 折旧等其他度电成本（元/千瓦时）0.110.110.110.110.110.110.113.3 3.3 煤价强监管煤价强监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善请务必阅读附注中免责条款部分 资料来源：WIND，公司公告，会计网，中国会计网，国海证券研究所23假设假设：动力煤现货价格为1155元/吨、长协价格为720元/吨，平均供电煤耗300克/千瓦时。根据我们测算，50%长协履约率情

41、况下度电成本为0.3580元/千瓦时，长协比例每提升10%，燃煤度电成本下降约0.02元/千瓦时。考虑到税率和少数股东损益后，长协比例每提升考虑到税率和少数股东损益后，长协比例每提升10%10%，公司将释放净利润，公司将释放净利润14.2814.28亿元。亿元。3.3.4 3.3.4 长协比例每提升长协比例每提升10%10%，公司将释放盈利，公司将释放盈利14.2814.28亿元亿元图表：长协比例每提升10%，公司有望释放盈利14.28亿元3.3 3.3 煤价强监管煤价强监管+ +供需格局改善，燃煤成本有望改善供需格局改善，燃煤成本有望改善请务必阅读附注中免责条款部分代码代码公司简称公司简称总

42、市值（亿元）总市值（亿元）净资产（亿元）净资产（亿元）PBPB（倍）倍）20212021火电发电量（亿千瓦火电发电量（亿千瓦时）时）20212021净利润（亿元）净利润（亿元）长协比例提高长协比例提高10%10%，盈利，盈利改善（亿元）改善（亿元）600011.SH华能国际1,133.40560.342.024319.95-102.643738.11600027.SH华电国际409.60396.791.032168.77-49.653517.30600023.SH浙能电力482.82643.590.751468.13-8.552214.76600795.SH国电电力706.29445.671.

43、583895.91-18.453514.67601991.SH601991.SH大唐发电大唐发电468.22287.941.632264.96-92.639314.280836.HK华润电力711.95883.880.811424.5115.927513.722380.HK中国电力509.17437.951.16628.88-5.15694.05000600.SZ建投能源78.8396.630.82389.92-22.10303.29注：数据截至2022年6月21日，净资产由总市值/PB估算。 目录目录四、水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升四、水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升

44、请务必阅读附注中免责条款部分24 图表：2021年公司水电资产主要位居西南地区区域企业名称持股比例直接间接电站名称装机量2021年全年发电量 （亿千瓦时）发电量占比四川四川大唐国际甘孜水电开发有限公司52.73%黄金坪水电站、长河坝水电站0.85GW、2.6GW140.2240.24%重庆重庆大唐国际彭水水电开发有限公司40%24%乌江彭水电站1.75GW66.79219.17%云南云南大唐国际电力有限公司100%李仙江干流崖羊山、石门坎、新平寨、龙马、居甫渡、戈兰滩和土卡河七个梯级水电站共1.435GW57.73816.57%重庆重庆大唐国际武隆水电开发有限公司51%24.5%乌江银盘水电0

45、.6GW32.3939.30%图表：2021年主要水电子公司发电情况水电资产主要分布西南地区，大渡河流域发电量占比水电资产主要分布西南地区，大渡河流域发电量占比40.24%40.24%。公司水电站主要分布在大渡河流域和乌江流域，大渡河流域的长河坝、黄金坪水电站由四川大唐国际甘孜水电公司开发，截至2021年末公司共计持股52.73%，两电站总装机容量为3.45GW。2021年，黄金坪、长河坝水电站电站发电量为140.22亿千瓦时，占公司水电总发电量40.24%；乌江流域的乌江彭水电站和乌江银盘水电站总装机容量为2.35GW，发电量占比分别为19.17%、9.30%。4.1 4.1 机组主要分布川

46、渝地区，甘孜机组主要分布川渝地区，甘孜3.45GW3.45GW项目发电占比超项目发电占比超40%40%资料来源：公司公告，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分25 图表：2021年公司水电发电量348.47亿千瓦时图表：2021年主要水电子公司所在区域电价情况（元/兆瓦时）20222022年来水转丰，一季度上网电量增加年来水转丰，一季度上网电量增加2.78%2.78%。2021年来水偏枯，公司水电发电量为348.47亿千瓦时，同比下降2.96%；2022年来水情况有所改善，一季度公司水电上网电量50.47亿千瓦时，同比增加2.78%。主要业务区域电价普遍上行，主要业务区域电价普遍上行，公

47、司2021年在四川省/重庆市/云南省的水电上网电价达到0.224元/312.26元/185.84元每千瓦时，同比上升8.81%/5.73%/22.96%。未来随省内用电需求与外送电量上升，电力供需将持续偏紧，省内水电上网电价有望进一步上行。4.2 4.2 来水转丰上网电量提升，上网电价普遍上行来水转丰上网电量提升，上网电价普遍上行资料来源：公司公告 ，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分26 4.3 4.3 特高压建成特高压建成+ +用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足图表：大渡河水电规划开发方案图大渡河是我国十三大水电基地中之一，是四川水能资源丰富的

48、三大河流之一，天然落是四川水能资源丰富的三大河流之一，天然落差差41754175米，水力资源蕴藏量米，水力资源蕴藏量33683368万千瓦，占四川省水电资源总量的万千瓦，占四川省水电资源总量的23.6%23.6%；规划；规划布置布置2222个梯级水电站，总装机容量个梯级水电站，总装机容量23.40GW23.40GW，年发电量，年发电量11241124亿千瓦时。亿千瓦时。“十三五”期间四川水电弃水严重，尽管大渡河流域丰水期来水稳定，但调节性水库调节性水库不足叠加四川水电外送通道不足、省内通道受限不足叠加四川水电外送通道不足、省内通道受限，20202020年弃水量达年弃水量达107107亿千瓦时，

49、亿千瓦时，占四川弃水量的占四川弃水量的53%53%，占全国弃水量的，占全国弃水量的35.6%35.6%。资料来源：北极星水力发电网，大渡河公司，国海证券研究所图表：2020年大渡河弃水量占全国比重35.6%请务必阅读附注中免责条款部分27 特高压建成有望破解瓶颈，用电需求改善助力大渡河水电消纳。特高压建成有望破解瓶颈，用电需求改善助力大渡河水电消纳。截至2021年底，四川已建成雅中-江西等五条特高压直流工程，有望建成阿坝-成都东等4条川渝特高压1000千伏交流通道，有利于破解省外和省内送电通道瓶颈。2016年以来，四川加大力度扶持电解铝、多晶硅等产业，拉动用电量需求快速增长，2017-2021

50、年，四川用电量增速CAGR =10.4%，高于全国的7.1%。用电需求的增加助力水电消纳。根据四川省“十四五”发展规划，预计四川“十四五”GDP复合增速达到6%。用电量增速与GDP增速高度相关，四川用电需求有望保持相对旺盛。图表：2018-2021年，四川用电量增速高于全国水平图表：2018-2021年四川用电量增速高于水电发电量增速4.3 4.3 特高压建成特高压建成+ +用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足资料来源：财运网，四川省发改委，四川日报，WIND，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分28 目录目录五、核电：持股宁德核电五、核电：持股宁德核

51、电44%44%，投资收益增厚利润，投资收益增厚利润请务必阅读附注中免责条款部分29 资料来源：iFinD，公司公告，电力工业网，国海证券研究所公司持股宁德核电公司持股宁德核电44%44%，投资收益增厚利润。，投资收益增厚利润。2021年，公司来自宁德核电的投资收益10.67亿元，同比增长9.54%，有效对冲了煤价下行所致亏损。“十五五”时期宁德核电预计有两台机组商运。“十五五”时期宁德核电预计有两台机组商运。宁德核电项目规划总容量为6台百万千瓦级机组，目前共有4台机组投入商业运行，截至2021年底，装机容量4.356GW；设备年利用小时近三年持续增长，带动发电量也得到稳步增长。剩余两台机组预计

52、在2027年商运，“十五五”时期将为大唐发电带来可观的投资收益。5.1 5.1 参股宁德核电，投资收益增厚利润参股宁德核电，投资收益增厚利润图表：宁德核电年利用小时数近三年持续增长图表：宁德核电发电量近三年稳步增长图表：来自宁德核电的投资收益持续增长请务必阅读附注中免责条款部分30 资料来源：中国核能协会，中国广核公告，中国政府网，国海证券研究所机组核准提速机组核准提速，中国广核子公司宁德核电有望受益中国广核子公司宁德核电有望受益。根据中国核能行业协会预计，到2025年、2030年我国核电在运装机将达到7000万千瓦、1.2亿千瓦，核电发电量约占全国发电量的 8%。基于此目标，假设核电机组建设

53、周期为5年、单台机组平均容量为110万千瓦，则2022-2025年我国年均需核准7-8台机组。宁德核电作为核电龙头中国广核的子公司将有望受益，进一步提高装机容量。预计宁德核电预计宁德核电20222022年市场化交易比例将达年市场化交易比例将达100%100%，盈利空间进一步拓展。，盈利空间进一步拓展。电力市场化改革持续深入，燃煤电价上浮区间扩大至20%，对核电业务形成业绩拉动。宁德核电2022Q1市场化电量比例为100%，去年同期为72.6%，同比提升27.4个百分点。根据中国广核公告，宁德核电2022年全年市场化比例预计达100%，有望带动业绩提升，增厚大唐投资收益。图表：2030年核电在运

54、装机容量预计达到1.2亿千瓦图表：2030年全国核电发电量占比预计达8%10%-15%20%改革前改革后-20%图表：电价市场化改革扩大交易电价上下浮动范围5.2 5.2 机组核准提速机组核准提速+100%+100%市场化交易，盈利空间有望进一步拓展市场化交易，盈利空间有望进一步拓展请务必阅读附注中免责条款部分31 目录目录六、投资建议六、投资建议请务必阅读附注中免责条款部分32 投资建议投资建议投资建议：投资建议：公司是大唐集团旗下综合电力平台，电价上浮+煤炭成本下行，火电业务有望迎来拐点；十四五规划新能源新增装机30GW，打开中长期盈利空间；水电业务量价齐升，有望受益于大渡河消纳改善；参股

55、宁德核电44%，市场化交易增厚利润。预计公司 2022-2024 年归母净利润分别为21.66、29.19、37.84亿元，对应 PE 分别为22、16、12倍。维持“买入”评级。风险提示：风险提示：宏观经济下滑风险；政策不及预期；电价不及预期；煤炭价格波动；测算存在主观性，仅供参考。图表：盈利预测资料来源：WIND，国海证券研究所预测指标预测指标2021A2022E2023E2024E营业收入（百万元）09增长率(%)81377归母净利润（百万元）-92642增长率(%)-4051233530摊薄每股收益（元）-0.580.1

56、20.160.20ROE(%)-15345P/E21.6116.0412.37P/B0.970.730.700.66P/S0.580.400.380.35EV/EBITDA26.889.207.666.37请务必阅读附注中免责条款部分33 收入成本拆分34资料来源：WIND，国海证券研究所注：若无特殊说明，单位均为“亿元”20212022E2023E2024E公司整体收入1,034.12 1,034.12 1,170.30 1,170.30 1,247.37 1,247.37 1,328.89 1,328.89 YOY8.16%13.17%6.59%6.54%营业成本1,043.62 1,02

57、5.64 1,077.21 1,134.07 毛利润-9.50 144.65 170.16 194.82 毛利率- -0.92%0.92%12.36%12.36%13.64%13.64%14.66%14.66%1、火电业务占总收入比重73.02%70.92%66.37%62.30%收入755.14829.97 827.87 827.87 YOY5.5%9.9%-0.3%0.0%控股装机容量（万千瓦）5,257.64 5,337.64 5,337.64 5,337.64 利用小时数4,366.00 4,366.00 4,366.00 4,366.00 售电量（亿千瓦时）2,117.81 2,15

58、5.24 2,171.52 2,171.52 平均上网电价（元/千瓦时）0.3566 0.3851 0.3812 0.3812 同比增速5.1%8.0%-1.0%0.0%营业成本831.51785.43 776.82 769.91 毛利率-10.1%5.4%6.2%7.0%2、水电业务占总收入比重7.46%6.59%6.19%5.81%收入77.17 77.17 77.18 77.18 77.18 77.18 77.18 77.18 YOY5.7%5.7%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%控股装机量（万千瓦）920.47 920.47920.47920.47利用小时数3,787.

59、00 3,787.00 3,787.00 3,787.00 售电量（亿千瓦时）346.24 346.24 346.24 346.24 平均上网电价（元/千瓦时）0.2229 0.2229 0.2229 0.2229 营业成本（亿元）33.96 33.96 33.96 33.96 33.96 33.96 33.96 33.96 毛利率56.0%56.0%56.0%56.0%56.0%56.0%56.0%56.0%3、新能源业务占总收入比重5.33%7.62%11.09%13.80%收入55.09 55.09 89.13 89.13 138.30 138.30 183.39 183.39 YOY3

60、4.0%61.8%55.2%32.6%装机量（万千瓦）698.89 1,429.54 2,160.18 2,890.83 上网电量（亿千瓦时）113.14 184.20 291.05 397.89 电价（元/千瓦时）0.533 0.484 0.475 0.461 营业成本25.72 39.72 63.45 89.32 毛利率53.31%53.31%55.43%55.43%54.12%54.12%51.30%51.30% 可比公司估值可比公司估值图表：可比公司估值表资料来源：WIND，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分35注：中国电力、龙源电力盈利预测使用WIND一致预测。2022/6/

61、212022/6/21EPSEPSPEPE投资投资代码代码名称名称股价股价总市值（亿元）总市值（亿元）202120212022E2022E2023E2023E2024E2024E202120212022E2022E2023E2023E2024E2024E评级评级600011.SH华能国际7.22 945.35 -0.790.520.630.71-13.8811.4610.17买入600795.SH国电电力3.96 706.29 -0.110.310.390.46-12.8410.228.64买入2380.HK中国电力4.70 509.17 -0.070.290.350.41-16.2613.4

62、811.34未评级600905.SH三峡能源6.39 1828.85 0.230.290.350.4328.0422.0318.2614.86买入0916.HK龙源电力15.28 1799.23 0.770.290.350.4119.9452.8543.8236.86未评级平均值平均值- -23.5723.5719.4519.4516.3716.37601991.SH601991.SH大唐发电大唐发电2.532.53380.75380.75-0.580.120.160.20- -21.6121.6116.0416.0412.3712.37买入买入 风险提示风险提示宏观经济下滑风险；政策不及预期

63、；电价不及预期；煤炭价格波动；测算存在主观性，仅供参考。请务必阅读附注中免责条款部分36 资产负债表（百万元）资产负债表（百万元）2021A2022E2023E2024E现金及现金等价物现金及现金等价物212151275应收款项116722890存货净额62455其他流动资产97713165流动资产合计45637555497037693400固定资产固定资产08在建工程233532372无形资产及其他207492070长

64、期股权投资819918317资产总计资产总计2959683029209短期借款39277273202000020000应付款项27582257482717829018预收帐款2000其他流动负债295942603流动负债合计流动负债合计96022879608583691621长期借款及应付债券长期借款及应付债券44其他长期负债197511975长期负债合计99负债合计负债合计222761523840

65、0股本股本850718507股东权益股东权益768590809负债和股东权益总计负债和股东权益总计2959683029209利润表（百万元）利润表（百万元）2021A2022E2023E2024E营业收入09营业成本47营业税金及附加01700销售费用8788102107管理费用34624财务费用6537688167126540其他费用/（-收入）32282834营业利润-69

66、8261营业外净收支5利润总额-388445所得税费用62776912531921净利润-856524少数股东损益-26320归属于母公司净利润-92642现金流量表（百万元）现金流量表（百万元）2021A2022E2023E2024E经营活动现金流8245242332541227722净利润-92642少数股东权益-26320折旧摊销283113233公允价值变动-37000营运资金变动682329619191915投

67、资活动现金流-13115-5723-7237-6085资本支出-13761-8123-9845-8837长期投资-824-69-62-92其他92844筹资活动现金流8066-9197-6625-2483债务融资0权益融资1764000其它-12403-7240-7305-7483现金净增加额现金净增加额3019154每股指标与估值每股指标与估值2021A2022E2023E2024E每股指标每股指标EPS-0.580.120.160.20BVPS3.363.473.633.84估值P/E21.616.012.4P/B

68、1.00.70.70.7P/S0.50.40.40.4财务指标2021A2022E2023E2024E盈利能力ROE-15%3%4%5%毛利率毛利率-1%12%14%15%期间费率10%9%9%8%销售净利率-9%2%2%3%成长能力成长能力收入增长率8%13%7%7%利润增长率-405%123%35%30%营运能力总资产周转率总资产周转率0.350.390.400.40应收账款周转率5.636.116.015.91存货周转率16.5622.5923.0521.89偿债能力资产负债率74%74%73%72%流动比0.480.630.821.02速动比0.380.550.730.92大唐发电盈利

69、预测表大唐发电盈利预测表证券代码：证券代码：评级投资：评级投资：请务必阅读附注中免责条款部分资料来源：WIND，国海证券研究所2.53601991股价：股价：2022/6/21买入买入日期：日期：37 研究小组介绍研究小组介绍杨阳, 本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。分析师承诺分析师承诺行业投资评级行业投资评级国海证券投资评级标准国海证券投资评级标准推荐：行业基本面向

70、好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级股票投资评级买入：相对沪深300 指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300 指数涨幅介于10%20%之间；中性：相对沪深300 指数涨幅介于-10%10%之间；卖出：相对沪深300 指数跌幅10%以上。公共事业小组介绍公共事业小组介绍杨阳杨阳，中央财经大学会计硕士，湖南大学电气工程本科，5年证券从业经验，现任国海证券公用事业和中小盘团队首席，曾任职于天风证券、方正证券和中泰证券。获得2021年新财富分析师公用事业第4名，21世纪金牌分析师和Wind金牌

71、分析师公用事业行业第2名，21年水晶球公用事业入围，2020年wind金牌分析师公用事业第2,2018年新财富公用事业第4、水晶球公用事业第2核心成员。钟琪钟琪，山东大学金融硕士，现任国海证券公用事业&中小盘研究员，曾任职于方正证券、上海证券。38 免责声明和风险提示免责声明和风险提示本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国

72、证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有

73、报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。免责声明免责声明市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获

74、得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。风险提示风险提示本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。郑重声明郑重声明39 心怀家国国，洞悉四海海国海研究深圳国海研究深圳深圳市福田区竹子林四路光大银行大厦28F邮编：518041电话：075583706353国海研究上海国海研究上海上海市黄浦区福佑路8号人保寿险大厦7F邮编：200010电话：国海研究北京国海研究北京北京市海淀区西直门外大街168号腾达大厦25F邮编：100044电话：国海证券国海证券研究所研究所公共事业小组公共事业小组40