大唐发电-市场前景及投资研究报告：综合能源龙头

证券研究报告公用事业行业2022年06月21日大唐发电（601991）深度报告：被低估的综合能源巨头评级：买入(维持)1预测指标2021A10341282022E117030132023E12473772024E1328897最近一年走势营业收入（百万元）大唐发电沪深300增长率(%)0.48980.33130.17280.0142-0.1443-0.3028归母净利润（百万元）-9264-4052166123291935378430增长率(%)摊薄每股收益（元）-0.58-150.1230.1640.205ROE(%)P/E—21.6116.0412.37P/B0.970.580.730.409.200.700.387.660.660.356.37P/SEV/EBITDA26.88资料来源：Wind资讯、国海证券研究所相对沪深300表现相关报告表现1M3M12M-7.1%-16.3%《——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大唐发电沪深300-2.1%7.4%-2.5%2.3%2核心提要◼公司是大唐集团旗下综合电力平台，截至2021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30GW。

2021年，公司共计核准6个风电项目（1.9GW）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。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，

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，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，长协比例每提升10%，公司将释放净利润14.28亿元。请务必阅读附注中免责条款部分

3核心提要◼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“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44%，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：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、16、12倍。维持“买入”评级。◼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1

深化清洁能源布局，传统火电加速转型..............................................................................................................................

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

新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机30GW...................................................................................................112.1转型提质提速，持续推进新能源开发...........................................................................................................................122.22021年核准风光项目6.5GW，风光收入同比+34%...................................................................................................

.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

火电：单位供电煤耗持续降低，业绩修复弹性大................................................................................................................163.1

单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增...................................................................................................................

.173.22022Q1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

水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升

..................

.............................................................................................244.1

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

核电：持股宁德核电44%，投资收益增厚利润..................................................................................................................

295.1

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

投资建议

.....................................................................................................................................................................327

风险提示......................................................................................................................................................................36请务必阅读附注中免责条款部分

5目录一、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

61.1传统火电企业转型，新能源装机快速增长◼国内大型火电上市企业，积极转型新能源。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53.09%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，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%。图表：大唐发电公司发展历程1994年：1998年：2009年：2018年：大唐国际发电股份有限公司成立变更为中外合资股份有限公司收购同煤塔山28%股权收购大唐集团持有的黑龙江公司、安徽公司、河北公司全部股权199720062016201919941998200920182016年：转让煤化工板块至中新能化1997年：在香港和伦敦同时挂牌上市2006年：在上交所A股上市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

71.1传统火电企业转型，新能源装机快速增长◼截至2021年公司共计装机68.77GW，其中火电占比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%。◼2021年总发电量2729亿千瓦时，风光发电量增长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%。图表：2021年风光装机占比增至10.17%图表：2021年风光装机同比增长12.42%图表：2021年风光发电量增至116亿千瓦时（单位：亿千瓦时）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

81.2

公司盈利逐步修复，现金流量充足◼2022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。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：火电收入为电力收入主要来源（亿元）图表：2017-2021营业收入CAGR为12.48%图表：2022年一季度相比2021年亏损收窄资料来源：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

91.2

公司盈利逐步修复，现金流量充足◼市场化交易比例提升至85%，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。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。图表：2022年Q1平均上网电价465.53元/兆瓦时图表：现金产出能力位于行业前列图表：财务费用逐年下降资料来源：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10目录二、新能源：能源转型提质提速，十四五新增风光装机30GW请务必阅读附注中免责条款部分112.1

转型提质提速，持续推进新能源开发◼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。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%图表：公司新能源发电广布资源富集区域（单位：亿千瓦时）（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122.2

2021年核准风光项目6.5GW，风光收入同比+34%◼2021年核准风光项目6.5GW，新能源建设加速推进。2021年，公司共85个项目获核准，其中包括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。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年新能源项目资本性支出同比上涨图表：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）50.36%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132.3

十四五新增风光

30GW

，2025年新能源业务收入或达225亿元◼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。图表：2021年公司新能源重点在建工程情况（亿元）项目名称预算数期初余额本期增加金额期末余额工程进度平潭长江澳海上风电工程39.044.035.139.1623.47%大唐南澳勒门I海上风电项目60.592.502.891.8636.910.2239.772.0865.68%83.22%石家庄赞皇一期光伏风吹村风电项目3.076.99--2.654.212.654.2186.57%60.20%江西新余光伏项目安徽肥东古城渔光互补光伏项目2.652.96-2.162.612.1681.47%江西安福光伏项目昌图付家风电项目合计--2.614.3888.32%60.36%7.264.38125.0658.27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142.3

十四五新增风光装机30GW

，2025年新能源收入或达225亿元◼公司计划十四五期间新增新能源装机30GW，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，2025年公司新能源业务或达225亿元，CAGR

4=42.11%。图表：预计2025年新能源业务收入或达225亿元指标累计装机量（GW）新增装机量（GW）新能源业务合计收入（亿元）YOY20216.992022E14.307.312023E21.607.312024E28.917.312025E36.217.31对应假设0.77新能源业务合计55.0989.1361.78%7.47138.3055.17%9.86183.3932.61%12.242.39224.6522.50%14.632.39风电累计装机（GW）新增装机5.080.452.392.39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%并网发电年上网量（亿千瓦时）98.29134.92186.29237.66289.03风电业务风电利用小时数（h）上网电价（元/度）风力发电收入（亿元）光伏累计装机（GW）新增装机22880.4746.241.910.3322880.4560.946.834.9222880.4322880.4222880.40假设利用小时数不变假设电价下降的速率为每年4%80.7711.754.9298.9216.664.92115.4921.584.92假设新增装机有50%并网发电发电量=装机量*利用小时数，发电量/上网电量=94%，假设新增装机有50%并网发电年上网量（亿千瓦时）14.8549.28104.75160.23215.70光伏业务光伏利用小时数（h）上网电价（元/度）9900.608.8512000.5712000.5512000.5312000.51假设取全国平均水平假设电价下降的速率为每年4%光伏发电收入（亿元）28.1957.5284.47109.16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163.1

单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增◼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。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最大资料来源：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173.1

单位供电煤耗持续降低，利用小时数微增◼2021年煤机利用小时数略增7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。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图表：公司火电业务度电毛利位居行业中游资料来源：WIND，各公司公告，

国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分183.2

2022Q1平均上网电价环比+19%，全年火电电价或维持较高水平◼电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至20%。2021年10月，国家发布《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%，广东、安徽电价较燃煤基准电价涨幅均接近20%。◼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。图表：大唐发电核心业务地区电价显著上浮图表：2022Q1公司平均上网电价环比提升19%年度市场化交易平均电价单位：元/千瓦时

燃煤基准电价6月代理购电价格涨幅天津北京河北安徽广东0.36650.35980.36440.38440.4630.47390.40350.44160.46130.519729.30%12.14%21.19%20.00%12.25%0.43730.497资料来源：国家，北极星售电网

，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193.3

煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善3.3.1

煤炭供需紧张格局有望改善◼◼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。（详情请参考《从火电发电量看今年电煤消费需求-20220417》）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。图表：3月我国原煤产量同比增长14.8%图表：火电发电量增速敏感性测算水电利用小时数（小时）2022年全社会用电量增速3,622-0.3%2.6%3,715-1.0%2.0%6.4%3,827-1.8%1.1%5.6%3%5%8%7.1%10%10.1%9.4%8.6%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，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分203.3

煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善3.3.2

政策监管趋严，明确煤价上限◼2022年2月底，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，秦皇岛港下水煤（5500千卡，下同）中长期交易价格570～770元/吨。4月底发布《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。◼5月6日召开专题会议，进一步明确了煤炭中长期和现货价格的上限：自5月1日起，秦皇岛港下水煤中长期、现货价格价格每吨不得超过770/1155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明确的指引，是煤炭价格运行在合理区间的重要政策保障。图表：5月6日提出的长协煤价格区间（元/吨）秦皇岛下水煤港口价山西570855陕西520780蒙西460690蒙东471707中长期交易价格上限现货价格上限7701155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资料来源：国家，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分213.3

煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善3.3.3

最高现货价下，长协价格为720元/吨时，盈亏平衡点或对应71%的长协煤覆盖率◼◼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+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。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（%）上网电价（元/千瓦时）上网电价（元/千瓦时，税后）现货价（元/吨）长协价（元/吨）5500大卡煤价（元/吨，含税，不含港口费）港口费50%0.4670.41397360%0.4670.413103772070%0.4670.413114272071%0.4670.413115572080%0.4670.413135472090%0.4670.4131987720100%0.4670.413720720847508475084750847508475084750847505500大卡煤价（元/吨，含税，含港口费）7000大卡煤价（元/吨，不含税，含港口费）平均供电耗煤8978978978978978978971010300101030010103001010300101030010103001010300（g/kwh）度电燃料成本（元/千瓦时）0.3030.110.3030.110.3030.110.3030.110.3030.110.3030.110.3030.11折旧等其他度电成本（元/千瓦时）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，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分223.3

煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善3.3.4

长协比例每提升10%，公司将释放盈利14.28亿元◼◼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10%，公司将释放净利润14.28亿元。图表：长协比例每提升10%，公司有望释放盈利14.28亿元2021火电发电量（亿千瓦长协比例提高10%，盈利代码公司简称总市值（亿元）

净资产（亿元）PB（倍）2021净利润（亿元）时）改善（亿元）600011.SH600027.SH华能国际华电国际1,133.40409.60560.34396.792.021.034319.952168.77-102.6437-49.653538.1117.30600023.SH600795.SH601991.SH0836.HK浙能电力国电电力大唐发电华润电力482.82706.29468.22711.95643.59445.67287.94883.880.751.581.630.811468.133895.912264.961424.51-8.5522-18.4535-92.639315.927514.7614.6714.2813.722380.HK中国电力建投能源509.1778.83437.9596.631.160.82628.88389.92-5.15694.053.29000600.SZ-22.1030注：数据截至2022年6月21日，净资产由总市值/PB估算。资料来源：WIND，公司公告，会计网，中国会计网，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分23目录四、水电：大渡河消纳提升业绩，水电有望量价齐升请务必阅读附注中免责条款部分244.1

机组主要分布川渝地区，甘孜3.45GW项目发电占比超40%◼水电资产主要分布西南地区，大渡河流域发电量占比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%。图表：2021年主要水电子公司发电情况图表：2021年公司水电资产主要位居西南地区2021年全年发电量

（亿千

发电量占比瓦时）持股比例区域四川企业名称电站名称装机量直接间接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黄金坪水电站、长河

0.85GW、52.73%140.2266.79240.24%19.17%坝水电站2.6GW重庆云南重庆40%100%51%24%乌江彭水电站1.75GW李仙江干流崖羊山、石门坎、新平寨、龙马、居甫渡、戈兰滩

共1.435GW和土卡河七个梯级水电站云南大唐国际电力有限公司57.73832.39316.57%9.30%重庆大唐国际武隆水电开发有限公司24.5%乌江银盘水电0.6GW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254.2

来水转丰上网电量提升，上网电价普遍上行◼2022年来水转丰，一季度上网电量增加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，公司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。◼图表：2021年主要水电子公司所在区域电价情况（元/兆瓦时）图表：2021年公司水电发电量348.47亿千瓦时资料来源：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264.3

特高压建成+用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足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三大河流之一，天然落差4175米，水力资源蕴藏量3368万千瓦，占四川省水电资源总量的23.6%；规划布置22个梯级水电站，总装机容量23.40GW，年发电量1124亿千瓦时。“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，但调节性水库不足叠加四川水电外送通道不足、省内通道受限，2020年弃水量达107亿千瓦时，占四川弃水量的53%，占全国弃水量的35.6%。图表：2020年大渡河弃水量占全国比重35.6%◼◼图表：大渡河水电规划开发方案图资料来源：北极星水力发电网，大渡河公司，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分274.3

特高压建成+用电需求改善，有望缓解大渡河消纳不足◼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水电发电量增速图表：2018-2021年，四川用电量增速高于全国水平资料来源：财运网，四川省，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目录五、核电：持股宁德核电44%，投资收益增厚利润请务必阅读附注中免责条款部分295.1

参股宁德核电，投资收益增厚利润◼公司持股宁德核电44%，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。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。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资料来源：iFinD，公司公告，电力工业网，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分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◼机组核准提速，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2022年市场化交易比例将达100%，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%图表：电价市场化改革扩大交易电价上下浮动范围20%10%-15%-20%改革前改革后资料来源：中国核能协会，中国广核公告，中国政府网，国海证券研究所请务必阅读附注中免责条款部分31目录六、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：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、16、12倍。维持“买入”评级。◼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：盈利预测预测指标2021A2022E2023E2024E营业收入（百万元）103412117030124737132889增长率(%)归母净利润（百万元）增长率(%)摊薄每股收益（元）ROE(%)8-9264-405-0.58-151321661230.123729193573784300.1640.205P/E—21.6116.0412.37P/B0.970.580.730.409.200.700.387.660.660.356.37P/SEV/EBITDA26.88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33收入成本拆分注：若无特殊说明，单位均为“亿元”20211,034.122022E1,170.302023E1,247.372024E1,328.89公司整体收入YOY8.16%1,043.62-9.5013.17%1,025.64144.6512.36%70.92%829.979.9%6.59%1,077.21170.1613.64%66.37%827.87-0.3%6.54%1,134.07194.8214.66%62.30%827.870.0%营业成本毛利润毛利率-0.92%73.02%755.145.5%1、火电业务占总收入比重收入YOY控股装机容量（万千瓦）利用小时数5,257.644,366.002,117.810.35665.1%5,337.644,366.002,155.240.38518.0%5,337.644,366.002,171.520.3812-1.0%5,337.644,366.002,171.520.38120.0%售电量（亿千瓦时）平均上网电价（元/千瓦时）同比增速营业成本831.51-10.1%7.46%785.435.4%776.826.2%769.917.0%毛利率2、水电业务占总收入比重收入6.59%6.19%5.81%77.1777.1877.1877.18YOY5.7%0.0%0.0%0.0%控股装机量（万千瓦）利用小时数920.473,787.00346.240.222933.96920.473,787.00346.240.222933.96920.473,787.00346.240.222933.96920.473,787.00346.240.222933.96售电量（亿千瓦时）平均上网电价（元/千瓦时）营业成本（亿元）毛利率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%138.3055.2%13.80%183.3932.6%收入55.0989.13YOY34.0%61.8%装机量（万千瓦）698.89113.140.5331,429.54184.200.4842,160.18291.050.4752,890.83397.890.461上网电量（亿千瓦时）电价（元/千瓦时）营业成本毛利率25.7239.7263.4589.3253.31%55.43%54.12%51.30%资料来源：WIND，国海证券研究所34可比公司估值图表：可比公司估值表2022/6/21股价EPSPE投资评级代码名称总市值（亿元）945.352021-0.79-0.11-0.070.232022E0.520.310.290.290.292023E0.630.390.350.350.352024E0.710.460.410.430.4120212022E13.8812.8416.2622.032023E11.4610.2213.4818.262024E10.178.64600011.SH

华能国际600795.SH

国电电力7.22--买入3.96706.29买入2380.HK600905.SH

三峡能源0916.HK

龙源电力平均值601991.SH

大唐发电中国电力4.70509.17-11.3414.86未评级买入6.391828.851799.2328.0415.280.7719.94-52.8523.5743.8219.4536.8616.37未评级2.53380.75-0.580.120.160.20-21.6116.0412.37买入注：中国电力、龙源电力盈利预测使用WIND一致预测。资料来源：WIND，国海证券研