核心观点
2022 年度，公司实现营业收入1168.28 亿元，同比增长12.76%；归母净亏损4.1 亿元，同比减亏95.49%。分板块来看，燃煤、燃机、风电、光伏、水电分别实现利润总额-61 亿元、-9 亿元、23亿元、4 亿元、16 亿元；同比变化+62%、-117%、+30%、+25%、-6%。22 年公司亏损主要系燃料成本维持高位，火电业务持续亏损所致；但公司煤电业务已经迎来同比改善，考虑到2023 年长协煤履约率不断提升，叠加煤炭供给端增量相对充足，公司火电经营有望迎来进一步改善。我们预测公司2023 年至2025 年归母净利润分别为36.8 亿元、48.21 亿元、59.34 亿元，对应EPS 为0.2 元/股、0.26 元/股、0.32 元/股，维持“买入”评级。
事件
大唐发电发布2022 年年度报告
大唐发电发布2022 年年度报告，2022 年全年，公司实现营业收入1168.28 亿元，同比增加12.76%；实现归母净利润-4.10 亿元，较去年同期减亏95.49%；实现扣非归母净利润-14.82 亿元，较去年同期减亏84.91%；每股净亏损-0.097 元，较去年同期减亏0.47元/股。
简评
营收规模持续增长，火电板块大幅减亏
2022 年全年，公司实现营业收入1168.28 亿元，同比增加12.76%；实现营业成本1201.75 亿元，同比增加3.81%；实现归母净利润-4.10 亿元，较去年同期减亏95.49%；实现扣非归母净利润-14.82亿元，较去年同期减亏84.91%。2022 年公司营收增长主要系煤电上网电价提升及新能源机组陆续投产；成本增长主要系燃料成本同比提升；利润减亏主要系火电板块减亏及绿电板块业绩增长。分业务来看，公司境内燃煤、燃机、风电、光伏、水电利润总额分别为-60.53 亿元、-0.91 亿元、22.86 亿元、4.44 亿元、16.27亿元，同比变化+62.11%、-117.25%、+30.04%、+25.18%、-5.78%。
2022 年全年公司累计完成上网电量2619.04 亿千瓦时，同比减少4.04%，主要系火电发电量减少所致。2022 年，公司管理费率、财务费率分别为3.14%和5.66%，同比变化-0.24ppt、-0.64ppt，降本增效显著，持续优化费用。
电价上涨火电减亏，干旱天气致水电电量利润同比下滑2022 年，公司煤电实现利润总额-60.53 亿元，同比+62.11%；完成发电量2137.82 亿千瓦时，同比-5.61%。
尽管2022 年公司燃煤交易电价478.6 元/千千瓦时，较基准价上浮20.28%；但由于煤价维持高位，全年公司境内火电售电燃料成本达到680.86 亿元，同比上涨4.11%，火电板块仍处于亏损状态。考虑到2023 年煤炭保供仍维持较强力度，同时进口煤也有望迎来增长，叠加长协煤履约率有望稳步提升，我们认为公司火电业务盈利能力有望继续修复。水电方面，公司全年实现利润总额16.27 亿元，同比-5.78%；完成发电量331.84 亿千瓦时，同比-4.77%。受部分流域三季度遭遇高温干旱天气导致来水偏差，引发电量下滑影响，公司水电全年利润小幅下降。
新能源保持快速发展，维持“买入”评级
公司积极发展新能源发电业务，新能源装机规模快速提升，全年实现新投产风电34 万千瓦，光伏88 万千瓦。截至2022 年末，公司新能源装机为821 万千瓦，其中风电542 万千瓦，光伏279 万千瓦，分别占总装机7.63%，3.92%。截至2022 年底，公司在建风电项目10 个，在建容量270 万千瓦；在建光伏项目15 个，在建容量150 万千瓦。2022 年风电、光伏分别完成发电量124 亿千瓦时、26 亿千瓦时，同比+19%、+54%，新能源发电量保持快速增长。2023 年初硅料及组件价格均有明显下降，目前公司新能源发电项目在手储备充足，十四五后板块新能源装机有望保持较高增速，持续贡献利润增长。
综合来看，我们认为公司火电有望持续改善，新能源发电业务保持快速发展。我们预测公司2023 年至2025年归母净利润分别为36.8 亿元、48.21 亿元、59.34 亿元，对应EPS 为0.2 元/股、0.26 元/股、0.32 元/股，维持“买入”评级。
风险分析
煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
电价下降的风险：在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。