（报告出品方/作者：申万宏源研究，查浩、邹佩轩、蔡思）1. 老牌电企折戟煤化工 新时代转型再出发大唐集团旗下综合性能源上市平台。
大唐发电成立于 1994 年，1997 年 3 月在香港、 伦敦上市，2006 年 12 月登陆 A 股，为国内首家三地上市的企业。
控股股东大唐集团为五 大发电集团之一，旗下拥有桂冠电力（水电业务）、大唐发电（综合性能源平台）、华银 电力（火电业务）、大唐环境（环保）以及大唐新能源（新能源业务）五大上市企业。
公 司为集团核心电力上市平台，火电业务最终整合平台。
截止 2022 年上半年，公司拥有控股装机 6899 万千瓦，其中火电/水电/新能源装机分 别为 5258/920/721 万千瓦，新能源装机占比达到 10.45%，低碳清洁能源占比 30.50% 。
早期煤化工转型导致公司“消失的九年”，也给外界留下经营不善的印象。
十四五聚 焦电力主业，管理层强调业绩导向。
涉足煤化工谋求产业转型，折戟沉沙带来巨额亏损。
2002 年五大发电集团分立以来， 公司业绩曾处于行业领先地位，仅次于华能国际。
但是在 2004 年内蒙古相关政策1下，公 司逐步开展煤化工业务，谋求产业结构转型。
然而转型之路并不顺利，截至 2015 年底，公 司在煤化工领域非募集资金项目的总投资达到 642 亿元（火电板块仅 498 亿元），然而巨 额投资只换来了连年亏损，2013-2015 年公司煤化工板块合计亏损 117 亿元。
至 2015 年 底，公司煤化工板块负债 653 亿元，负债率超过 95%。
十三五卸下包袱回归电力主业，十四五集团目标世界一流能源供应商。
2016 年 7 月， 公司将旗下煤化工等业务以 1 元价格出售给集团，交易确认 43.14 亿元亏损，自此摆脱煤 化工包袱，专注于电力主业。
2020 年 12 月，集团确认邹磊担任新任董事长与党组书记， 邹磊自 2016 年起担任东方电气集团董事长，拥有 30 余年能源电力设备行业工作经验，任 职期间在推动东方电气在能源结构调整、煤电去产能方面做出实质性成果。
从相关报道来 看，新管理层更加注重业绩导向。
持续优化机组质量，减值接近尾声后有望轻装上阵。
公司近年一方面关停经营不善的 氧化铝子公司，另一方面积极响应国家政策要求持续实施技改或关停排污环保不达标的机 组。
2019-2021 年资产减值合计达到 56 亿元，为十四五的轻装上阵提供良好基础。
同时， 随着技改和老旧机组逐步关停，公司度电煤耗持续下降，2021 年度电煤耗已经达到 291.72 克/千瓦时，较 2017 年减少 8.93 克/千瓦时。
高煤价格局下，参股优质塔山煤矿增强业绩稳定性。
公司长期持有同煤大唐塔山煤矿 有限公司 28%股权，塔山煤矿剩余 72%股权由晋控煤业持有。
塔山煤矿是我国煤炭行业“十 一五”期间建成的第一个千万吨级现代化矿井，据中国煤炭工业协会统计与信息部统计， 塔山煤矿为国内第三大煤矿，塔山煤矿资源量 33.81 亿吨（2021 年），塔山煤矿自 2019 年起，年产能由 1500 万吨核增至 2500 万吨。
塔山煤矿 2021 年原煤产量 2800 万吨，高煤价下实现净利润 57.2 亿元，为公司贡献 16.13 亿元投资收益，同比增长 150%，同时向公司发放股利 11.48 亿元，为公司贡献稳定 丰厚的业绩增量以及现金流保障。
集团提出 2025 年非化石能源装机占比超过 50%，公司提出 30GW 新能源新增装机 目标。
大唐集团 2021 年初提出打造“绿色低碳、多能互补、高效协同、数字智慧”的世界 一流能源供应商的发展愿景，到 2025 年非化石能源装机超过 50%。
截至 2020 年，集团 装机合计 15865 万千瓦，其中非化石能源占比 34.77%，考虑集团十四五期间火电装机也 有一定增长，由此倒算集团十四五新能源装机增量需在 60GW 量级。
根据公司披露，十四 五期间计划新增新能源装机 30GW，打造公司第二成长曲线。
2. 电改新格局下北方劣势逆转 改革预期下弹性巨大2.1 十三五煤电持续受损北方尤甚电改新格局下南北优劣互换 扎根京津冀与内蒙古，横向对比看，公司机组分布最为靠北。
从存量机组地域分布来 看，公司火电机组主要分布在北方以及部分东南沿海城市，其中河北、内蒙古及广东分别 占比 18.2%、13%、12.5%，合计占公司火电装机 44%。
在大区分布来看，公司北方区域 火电机组占比约 70%，冠绝国内火电龙头，华能国际、华电国际以及国电电力北方区域火 电机组占比分别为 61%、59%、64%。
2016-2021 年我国北方省份煤电盈利能力普遍弱于南方省份，甚至“越靠近煤炭产地 的省份煤电盈利能力越差，越远离煤炭产地的省份煤电盈利能力反而越好”，成为公司关 注度相对较低的另一重要原因。
造成该格局的原因有多方面，最主要的因素在电价。
当前我国各省煤电基准电价为 2016 年核定，当时参照 2015 年煤价水平，整体上保障全国各地的煤电机组有大致相当的 盈利水平，因此形成北方省份电价低、南方省份电价高的格局。
然而在此基础上，“十三 五”期间内蒙古等北方省份为发展经济，利用低电价招商引资发展高耗能产业，市场化改 革后北方省份电价进一步降低，导致了资源大省火电公司反而劣势。
十四五能源新格局下，长协煤的可获得性成为主要矛盾，高耗能优惠电价取消增加北 方区域电价上涨幅度，北方机组由劣转优。
2020 年以来，受煤炭供需格局、国际地缘政治 等多方面因素影响，我国煤炭价格显著超出合理区间。
在极端缺煤背景下，长协煤保障力 度成为各大煤电企业盈利差别的关键。
北方机组由于靠近产煤省份，长协履约率更有保障， 因此从 2022 年开始南北方煤电盈利能力出现反转。
同时 2021 年底至 2022 年国家持续推进电力市场化改革，多省先后取消高耗能优惠电 价政策，使北方受压制的电价上涨更为充分，以内蒙华电为例，2021-2022Q3，内蒙华电 平均不含税上网电价持续上升，2022 年前三季度电价较 2020 年上涨 41%。
对比 2019-2022Q3 国内火电龙头业绩，公司于 2019-2021 年平均 ROE 均处于四大 火电龙头尾部，但是 2022 年开始公司 ROE 逐步回升，上半年业绩表现较为优异，但受三 季度火电超发导致购入大量市场煤带动成本拉高，公司单三季度业绩不及预期。
新一轮电力体制改革迫在眉睫，公司机组有望释放巨额弹性。
在煤炭供需长期偏紧的 背景下，我们认为电力行业的最终出路在于电价，“计划电-市场煤”模式难以为继。
2021 年我国允许燃煤电价浮动 20%，但仍无法有效传导成本。
基于此 2022 年 11 月中电联建议 全国平均基准电价调整至 0.4335 元/千瓦时，较当前全国平均基准电价上涨 5 分/千瓦时， 涨幅 14%。
我们分析当前电力供需趋紧越演越烈，有望倒逼新一轮电力体制改革。
如果新 一轮电力体制改革来临、电价市场化程度进一步放开，此前长期被扭曲的电价将得到修正。
在这一过程中，由于北方机组电价历史扭曲程度最大，修正后受益幅度和业绩弹性更 为明显。
即便以全国平均预期值 5 分/千瓦时测算，公司煤电归母净利润可增加 60 亿元。
除北方机组外，广东省为公司第三大电源省份，广东省 2023 年度交易顶格上浮 20%， 较 2022 年度上涨 5.7 分/千瓦时。
广东电力交易中心 2022 年 12 月 22 日发布广东省 2023 年度电力市场化交易结果，其中年度双边协商成交电量 2426.5 亿千瓦时，成交均价 553.88 厘/千瓦时，较基准电价上浮 19.6%。
相比之下，广东省 2022 年度双边协商成交电量 2541.64 亿千瓦时，成交均价 497.04 厘/千瓦时，仅较基准电价上浮 7.4%。
广东省是在现有电价机制下，2023 年电价边际上涨幅度最大的省份，年度双边交易电 价同比上涨 5.7 分/千瓦时，对公司广东机组业绩有望带来较强提振。
2.2 多能互补+大基地建设 存量火电资产价值有望进一步重估与此同时，内蒙古等地成为第二批风光大基地项目主战场，风光火一体化建设将成为 成本最佳的选择，公司优质存量火电资产有望在容量电价等利好预期下实现价值重估。
由于远离负荷中心，过去“三北”地区火电资产往往利用小时数不及东南沿海机组， 导致盈利能力进一步承压。
但是在能源转型背景下，“三北”地区由于风力、光照资源禀 赋极佳，在风光火打捆开发模式下，存量火电资产的重要性进一步凸显。
2022 年 3 月国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风 电光伏基地规划布局方案》，以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，规划 建设大型风电光伏基地。
第二批风光基地总装机规模达 455GW，其中十四五期间建成 200GW，外送150GW。
第二批风光大基地规模占我国十四五预计的新能源规划总装机30% 以上，能否按时投产对于我国提前实现“碳达峰”目标意义重大。
火风光一体化+特高压外送通道，风光大基地助力存量火电资产价值重估。
根据《内蒙 古自治区“十四五”可再生能源发展规划》，全区计划十四五期间新增可再生能源装机 8000 万千瓦以上，计划在托克托、上都、岱海、伊敏等电厂外送通道上配套建设 700 万千瓦风 电基地、光伏基地。
截至目前，公司托克托、蔚县基地合计 300 万千瓦已获得第一批大基 地批复并已开工，托克托大基地二期 120 万千瓦已中标。
公司旗下托克托电厂为全世界最大火电厂，坐落于黄河几字湾核心风光资源区，多能 互补开发趋势下，以托克托电站为代表的优质资产为公司带来拥有其他公司难以比拟的优 势。
以公司旗下的托克托电厂为例，克托电厂（包括第一及第二发电）为全世界最大的火 力发电基地，由公司与京能系（京能投资、京能电力）以及华能热电共同成立，电厂装机 规模 672 万千瓦，占公司火电控股装机 13%，2021 年上网电量 246 亿千瓦时。
本身盈利能力强劲，新定位下未来盈利能力有望再上台阶。
托克托电厂为坑口电厂（毗 邻准格尔煤田），外送京津唐区域，京津唐三地燃煤标杆电价高于内蒙古地区，使得托克 托电厂相较于内蒙古本地消纳电厂更具优势。
2018 年在较高利用小时数下，托克托电厂单 GW 机组净利润达到 2.38 亿元；2022 年上半年，托克托电厂实现净利润 12 亿元，单 GW 净利润达到 0.78 亿元。
托克托电厂盈利能力极强，在利用小时数仍有上涨空间以及未来确 定性缺电格局下，盈利能力有望逐步回归。
机制方面，在新型电力系统下，新能源大比例接入需要火电调峰平衡出力，预期政策 层面将进一步转变火电收益模式，设置容量电价。
2022 年 12 月 15 日云南省发改委发布 《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，容量电价基准为 220 元/千瓦，浮动范围 为正负 30%。
目前全国已有多个省份出台类容量电价政策，政策力度主要依据当地缺电形 势而定，我们认为十四五期间缺电以及双碳战略下中长期缺负荷逻辑不改，云南省此次政 策对全国性容量电价具有示范作用，有望推动具备优质风光资源的火电资产价值重估。
3. 清洁化转型加速：新能源提供空间 水核增强稳定性3.1 十四五目标 30GW 传统能源支撑下项目获取能力优异在集团十四五期间 50%可再生能源装机目标下，公司提出十四五期间新增新能源装机 30GW。
而由于新能源出力不稳定、间歇性特性，需要搭配可调节性电源建设。
而公司火 电多位于风光资源禀赋极佳的地区，为当地新能源项目获取提供便利。
新能源建设提速，项目储备丰富。
公司 2017-2021 年新能源资本性开支激增，由 13 亿元增至 108 亿元，CAGR 达到 70%，且 2020-2021 年新能源资本开支占当年总资本开 支 75%以上，公司新能源建设明显提速。
截至 2022 年上半年，公司新能源控股装机 721 万千瓦，其中风电、光伏分为为 515.8、205.5 万千瓦；新能源项目核准容量 372.7 万千瓦， 其中风电、光伏分别为 130.2、242.5 万千瓦；新能源在建项目 368 万千瓦，其中风电、 光伏分别为 258.6、109.5 万千瓦。
丰厚的项目储备为公司十四五转型提供强有力支撑。
尽管公司 2022 年上半年新能源新增装机仅 22.4 万千瓦，但我们认为这主要受制于今 年光伏组件价格高企以及疫情反复影响，但侧面体现公司管理层对于新能源项目回报率的 严格把关，并非为了上量而不顾及回报率。
同时在 2023 年光伏组件价格回落以及疫情影响 逐步消退预期下，公司新能源建设有望快速反弹。
第三批风光大基地于 2022 年 10 月启动申报，仍以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延 伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，预计北方仍为第三批风光基地主战场。
内蒙古发布《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022 年版）》，明确自 治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空 间 1:1 确定新能源规模。
公司在北方区域拥有超过 36GW 火电，同时多个项目拥有特高压 外送通道，预计在地理优势及政策支持下公司新能源打开成长上限。
3.2 控股水电+参股核电 增强业绩稳定性公司水电资产主要分布在西南地区，大渡河与乌江流域装机占比 64%。
截至 2021 年 底，公司水电控股装机容量 920 万千瓦，主要分布四川、重庆以及云南三地，位于大渡河 以及乌江流域。
其中大渡河流域的四川甘孜水电装机容量为 3.5GW，于四川省内消纳；乌 江流域的乌江银盘水电站和乌江彭水电站总装机容量为 2.4GW；大渡河与乌江流域装机占 比达到 64%。
另有云南李仙江流域的 1.4GW 水电为云南省内消纳。
重庆优质水电+四川区域消纳改善+云南市场化，缺电格局下公司水电迎来价值重估。
公司重庆乌江流域水电资产质量十分优质，平均 ROE 维持在 19%上下。
公司四川水电机组 位于大渡河流域，为省内消纳，十三五期间受川内消纳不足导致平均 ROE 低于行业水平， 但在 2022 年及十四五期间四川省大概率呈现缺电现象，川内水电利用小时数以及 ROE 有 望得到提升。
另外公司云南省机组均为省内消纳，在缺电格局下云南省水电结算电价有望 持续提升，使得公司水电资产得到重估。
参股宁德核电获取稳定收益。
公司于 2006 年与中国广核集团旗下控股公司以及福建省 能源集团共同投资设立福建宁德核电有限公司（简称“宁德核电”），分别持股 44%、46%、 10%。
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，宁德核电装机有望增长。
2017-2021 年宁德核电业绩稳定，核电作为稳定出力的 清洁能源，能够为公司提供持续稳定的投资收益与现金流。
2021 年宁德核电为公司贡献 10.67 亿元投资收益，同比增加 9.6%。
4. 盈利预测我们假设公司 2022-2024 年经营数据如下： 结合公司在建、核准以及十四五装机规划，叠加十四五期间电力及煤炭供需情况，假 设公司火电机组 2022-2024 年控股装机量分别为 5338、5538、5670 万千瓦，平均利用小时数分别为 4328、4328、4328，上网电价分别同比变化 22%、5%、0%，单位燃料成 本分别同比变化 11.6%、-3.3%和-2%。
假设公司风电机组 2022-2024 年新投产装机容量 分别为 80、120 和 200 万千瓦，光伏新增装机分别为 100、400 和 700 万千瓦。
更进一步地，由于公司拥有多种电源业务，且不同电源盈利模式与成长性存在差异， 故我们使用分部估值对公司内在价值进行测算。
1）火电部分：考虑到能源转型过程中火电调峰的重要性，我们预计未来在相当长的一 段时间火电仍将存续，且将由以电量为主的盈利模式逐步向电量加容量计费模式，盈利能 力更加稳定。
考虑到公司当前火电盈利能力尚处周期底部，我们从单位火电装机价值角度 考虑。
采用区域性电力公司长源电力（湖北区域火电企业）及建投能源（河北区域火电企 业）作为可比公司，考虑到公司当前资产负债率为 75.3%，远高于长源电力（62%）及建 投能源（66.5%）。
截至 2021 年底公司火电控股装机 5258 万千瓦，考虑到不同机组盈利 能力存在差异，假设公司火电权益比例为 60%。
综合考虑下，给予公司单 GW 权益装机 10 亿元估值，则公司火电板块价值约 300 亿元。
2）水电部分：根据四川、云南及重庆的电力供需格局及电价政策，我们预计 2023 年 公司水电业务归母净利润可达 12 亿元。
选取水电龙头长江电力、澜沧江流域（云南区域） 水电公司华能水电以及红水河流域水电公司桂冠电力作为可比公司，则当前 A 股水电运营 商 2023 年平均市盈率为 15 倍，考虑到缺电背景下水电运营商价值都将迎来重估，15 倍 PE 假设下公司水电板块价值约 180 亿元。
3）新能源部分：结合公司当前新能源装机情况及在建情况，我们预计 2023 年公司新 能源板块归母净利润为 18 亿元。
选取国内新能源运营商龙头三峡能源、龙源电力，以及以 新能源装机为主的吉电股份、光伏运营为主的晶科科技四家企业作为可比公司，则当前新 能源运营商 2023 年平均市盈率为 18 倍，中性 18 倍 PE 下公司新能源业务价值 300 亿元。
4）投资收益：公司权益投资集中在两部分，其一为参股塔山煤矿，其二为参股宁德核 电。
参股塔山煤矿部分，预计公司 2023 年参股煤矿获得归母权益投资收益为 12 亿元，对 应 A 股煤炭企业平均市盈率为 7 倍，考虑到公司为煤电一体化企业，给予部分溢价；又由 于公司煤矿为参股形式，价值应给予一定折扣，综合考虑下我们认为公司参股煤矿价值约 70 亿元。
参股宁德核电部分，预计公司 2023 年参股核电获得归母权益投资收益为 10 亿 元，对应 A 股核电企业平均市盈率为 11 倍，考虑到公司为参股形式，10 倍 PE 假设下公 司参股核电价值约 100 亿元。
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