核心观点

    　　2023H，公司实现营业收入582.02 亿元，同比增加4.68%,主要系综合上网电价提升及新能源发电量增长所致；实现归母净利润15.17 亿元，同比增加8.43%,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-8.03 亿元、2.17 亿元、14.70 亿元、3.41亿元、0.91 亿元，同比变化+ 62.85 %、+45.19 %、+ 8.42 %、+68.92 %、- 92.82 %。受益于煤价下行，公司火电大幅减亏，我们认为下半年公司火电业务盈利能力有望继续修复。此外，公司新能源发电量保持快速增长，持续提供增长动能。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2023 年半年度报告

    　　2023 年上半年，公司实现营业收入582.02 亿元，同比增加4.68%；实现归母净利润15.17 亿元，同比增加8.43%；ROE 为2.61%，同比提升0.39 个百分点；基本每股收益0.0398 元，较去年同期增长10.56 元%。

    　　简评

    　　公司业绩小幅改善，来水偏枯拖累增长

    　　2023H，公司实现营业收入582.02 亿元，同比增加4.68%，主要系综合上网电价提升及新能源发电量增长所致；实现归母净利润15.17 亿元，同比增加8.43%，主要系火电板块减亏及绿电板块业绩增长。分业务来看，2023H 公司境内燃煤、燃机、风电、光伏、水电利润总额分别为-8.03 亿元、2.17 亿元、14.70亿元、3.41 亿元、0.91 亿元，同比变化+ 62.85 %、+45.19 %、+ 8.42 %、+ 68.92 %、- 92.82 %。2023H 公司平均上网结算电价485.56 元/兆瓦时（含税），同比上升约6.06%；公司市场化交易电量约997.4 亿千瓦时，所占比例约85.1%；累计完成上网电量1172 亿千瓦时，同比上升约2.07%，主要系上半年全社会用电量持续增长，公司火电上网电量同比增加及新能源发电量增长所致。

    　　煤价下行火电同比大幅减亏，来水偏枯致水电电量利润同比下滑2023H，公司煤电亏损8.03 亿元，去年同期为亏损23.15 亿元；完成发电量895.56 亿千瓦时，同比增长3.96%；燃机实现利润总额2.17 亿元，同比增长45.19%；完成发电量93.78 亿千瓦时，同比增长56.19%。截至2023 年6 月底，公司煤机装机为 4716.4 万千瓦，燃机为663.16 万千瓦，同比变化-79 万千瓦、+200.92 万千瓦。受益于煤价下行，公司火电大幅减亏，考虑到下半年煤炭保供仍有望维持较强力度，同时进口煤也有望迎来同比增长，叠加长协煤履约率稳步提升，我们认为公司火电业务盈利能力有望继续修复。水电方面，23H 实现利润总额9110.8 万元，同比-92.82 %；完成发电量93.70 亿千瓦时，同比-40.22%，主要系上半年公司水电所在流域来水偏枯，水电上网电量同比减少。

    　　新能源规模持续扩大，维持“买入”评级

    　　公司积极推进绿色能源转型，新能源装机规模快速提升，23H 公司投产电源项目16 个，投产容量157.06万千瓦，其中新投产风电56.9 万千瓦，光伏50.46 万千瓦。截至2023 年6 月底，公司新能源装机为925.21 万千瓦，其中风电598.60 万千瓦、光伏326.61 万千瓦，分别占总装机8.28%、4.52%。截至2023 年上半年，公司在建电源项目32 个，在建容量 830.62 万千瓦，其中，风电项目在建容量 264.7 万千瓦、光伏项目在建容量 163.92万千瓦，充足的在建项目及储备项目为新能源装机增长提供广阔空间。2023 年上半年风电完成发电量71.39 亿千瓦时，同比增长21.2%，光伏分别完成发电量17.57 亿千瓦时，同比增长58.68%，新能源发电量保持快速增长。公司正逐步发展成为绿色低碳、多能互补、高效协同的大型综合能源上市公司。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。