核心观点
2024Q1 公司实现营业收入307.37 亿元，同比增长9.58%；归母净利润13.31 亿元，同比增长872.26%。得益于动力煤价格下降，公司燃煤成本显著改善，一季度归母净利润大幅提升。2024 年一季度，公司实现上网电量598.619 亿千瓦时，同比上升约12.82%。
其中，煤机、燃机、水电、风电和光伏上网电量分别为459.335、49.778、35.192、43.191 和11.122 亿千瓦时。上网电价方面，公司2024Q1 实现平均上网电价为人民币476.35 元/兆瓦时（含税），同比下降约2.73%。目前，动力煤市场供应较为充足，动力煤供需情况偏向宽松，叠加可再生能源上网电量的增长对火电需求的挤压，我们预计2024 燃煤价格有望维持低位运行，公司煤电盈利能力有望继续改善。在火电盈利持续改善，新能源规模持续增长的趋势下，我们预计公司经营业绩有望稳步增长。
事件
大唐发电发布2024 年一季度报告
2024Q1 公司实现营业收入307.37 亿元，同比增长9.58%；归母净利润13.31 亿元，同比增长872.26%；扣非归母净利润13.27 亿元，同比增长2691.83%；实现加权净资产收益率3.35%，同比增加4.15 个百分点；实现基本每股收益0.05 元/股。
简评
营收规模稳步增长，归母净利润大幅提升
2024Q1 公司实现营业收入307.37 亿元，同比增长9.58%；归母净利润13.31 亿元，同比增长872.26%。得益于动力煤价格下降，公司燃煤成本显著改善，一季度归母净利润大幅提升。期间费用率方面，2024Q1 公司管理费用率和财务费用率分别为1.53%和4.43%，同比变化-0.07 和-0.99 个百分点。公司财务费用率同比改善，主要系Q1 利息费用同比减少1.59 亿元，降幅达10.44%。投资收益方面，2024Q1 公司实现投资收益0.9 亿元，同比下降94.05%，主要系对外投资企业业绩同比下降。现金流方面，2024Q1，公司经营、筹资和投资活动现金流净额分别为61.64、-10.50 和-31.60 亿元。公司经营活动现金流量净额同比增长75.65%，主要系本期销售回款同比增加。
清洁能源转型稳步推进，一季度上网电量同比高增公司积极推进绿色能源转型，清洁能源装机比例持续提升。截止2023 年底，公司在运装机容量7329.10 万千瓦，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别为4562.40、663.16、920.47、746.45 和436.62 万千瓦。2024 年一季度，公司实现上网电量598.619 亿千瓦时，同比上升约12.82%。其中，煤机、燃机、水电、风电和光伏上网电量分别为459.335、49.778、35.192、43.191 和11.122 亿千瓦时，同比增长10.69%、26.94%、9.46%、16.50%和54.17%。
其中，火电上网电量同比增长主要一季度用电需求同比增长，水电上网电量同比增长主要系所在区域来水改善，新能源上网电量同比增长主要系新能源装机规模增长。上网电价方面，截至2024 年3 月31 日，公司平均上网电价为人民币476.35 元/兆瓦时（含税），同比下降约2.73%。2024 年第一季度，公司市场化交易电量约521.13亿千瓦时，所占比例约为87.05%。
煤电盈利有望持续提升，绿电装机快速增长，维持“买入”评级目前，动力煤市场供应较为充足，动力煤供需情况偏向宽松，叠加可再生能源上网电量的增长对火电需求的挤压，我们预计2024 燃煤价格有望维持低位运行，公司煤电盈利能力有望继续改善。同时，公司积极推进绿色能源转型，新能源装机规模及上网电量快速提升。在火电盈利持续改善，新能源规模持续增长的趋势下，我们预计公司经营业绩有望稳步增长。我们预期公司2024~2026 年归母净利润分别为55.25 亿元、58.10 亿元、62.19 亿元，扣除永续债利息后公司归母净利润为40.25、43.10 和47.19 亿元，对应EPS 为0.22 元/股、0.23 元/股、0.25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。
