（一）大唐集团旗下综合电力平台，清洁能源装机占比接近 40%
大唐集团旗下综合电力平台。公司成立于 1994 年，1997 年在香港、伦敦上市，2006 年在 A 股上 市，是第一家同时在香港、伦敦、上海三地上市的中国企业。公司是大唐集团旗下综合电力平台，以 及集团旗下火电业务的最终整合平台。截至 2024 年一季度，大唐集团持有 A 股 35.34%的股份，是公 司第一大股东；国资委是公司实际控制人。
公司装机以煤机为主，清洁能源装机占比接近 40%。公司及子公司发电业务主要分布于全国 19 个省、市、自治区，其中京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，水电项目大多位于 西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。截至 2023 年年末，公司控股装机 73.28GW，其中煤机、 燃机、风电、光伏、水电装机分别为 45.62GW、6.63GW、7.46GW、4.37GW、9.20GW，占比分别为 62.3%、9.0%、10.2%、6.0%、12.6%。公司大力推进低碳清洁能源转型，截至 2023 年年末，除煤机以 外的清洁能源装机占比达到 37.75%，同比提升 4.65pct 并创上市以来新高。
近年来公司年度上网电量在 2500 亿千瓦时左右，清洁能源电量占比超过 25%。近 5 年来，公司 年度上网电量较为稳定，在 2500 亿千瓦时左右。受益于公司清洁能源转型，清洁能源电量占比随之增长。2023 年煤机上网电量 1925.1 亿千瓦时，占比 74.2%；除煤机以外的清洁能源上网电量 669.2 亿千 瓦时，占比 25.8%，同比提升 0.68pct 并创上市以来新高。
2022-2023 年火电上网电价处于高位，预计 2024 年将小幅下滑。（1）火电电价：受到 2021 年下半 年以来煤价大幅上涨的影响，2022 年各省煤电市场化电价基本实现 20%顶格上浮，2022 年公司火电上 网电价 0.405 元/千瓦时（不含税），同比上涨 21.5%，推动整体上网电价 0.408 元/千瓦时（不含税）， 同比上涨 18.6%。2024 年以来随着煤价回落，预计火电及整体上网电价将小幅下滑。（2）新能源电价： 受到平价项目、市场化电量占比增加等因素，近年来公司风电、光伏上网电价下降，其中光伏上网电 价降幅明显。2019-2023 年，光伏上网电价由 0.775 元/千瓦时（不含税）下降至 0.399 元/千瓦时（不含 税），四年累计降幅达到 48.5%。
（二）煤价下行推动盈利能力改善，分红提升空间大
1.营业收入稳健增长，煤价下行推动盈利能力改善
电力业务占据绝对主导，多年来营收占比超过 90%。营收结构来看，电力业务是公司主营业务， 占比较为稳定，近 5 年来均在 90%以上。2023 年公司营业收入 1224.04 亿元，其中电力业务收入 1147.96 亿元，占比 93.8%。
营业收入稳健增长，煤价下行推动盈利能力改善。2019-2023 年公司营收由 954.53 亿元提升至 1224.04 亿元，年化增速 6.4%。公司盈利能力与煤价、电价相关性强，其中 2021 年受到煤价大幅上涨 的影响，归母净利润下滑至-92.64 亿元；2022 年虽然煤价居高不下，但受益于煤电电价上浮 20%，归 母净利润回升至-4.10 亿元，同比减亏 95.6%：2023 年以来煤价进入下行通道，盈利能力持续改善，其 中 2023 年归母净利润回升至 13.65 亿元，同比实现扭亏为盈，2024 年一季度归母净利润 13.31 亿元， 同比增长 872.3%。
参股宁德核电、塔山煤矿等企业获取投资收益，年均超过 25 亿元。公司参股多家企业，截至 2024 年一季度长期股权投资余额 201.5 亿元，占总资产比例 6.58%；参股企业业绩有所波动但均为正值，近 5 年来公司平均投资净收益为 25.90 亿元。参股企业中，福建宁德核电有限公司（持股 44%）和同煤大 唐塔山煤矿有限公司（持股 28%）对投资收益贡献最大，近 5 年来按权益法确认的平均投资收益分别 为 10.54 亿元和 10.38 亿元。 宁德核电十五五期间预计投产两台机组，有望增厚投资收益。宁德核电站规划总容量 6 台百万千 瓦级核电机组，其中一期 4 台机组已于 2016 年 7 月全面建成，二期 2 台机组已于 2023 年 8 月获核准， 目前处于 FCD 准备阶段，预计将于十五五后期投运。投运后宁德核电在运装机将增长 50%，从而带动 公司投资收益进一步提升。
减值拖累公司业绩。近年来公司减值原因包括取消在建项目、关停老旧机组、关停经营业绩较差 的氧化铝子公司、处理煤化工板块资产、以及部分应收账款回收困难等。近 10 年来，公司年均减值损 失约为 14.7 亿元。减值后公司聚焦发电主业，资产质量得到夯实。
期间费用率持续下降，财务费用占比高。近年来公司强化精益化管理，成本控制能力优异，期间 费用率逐年下降，由 2019 年 11.20%下降至 2023 年 7.99%，2024 年一季度进一步下降至 6.02%。由于 公司资产负债率较高（2024 年一季度接近 70%），因此期间费用中财务费用占比高，2023 年财务费用 占期间费用的 58%。
利率下行带动公司融资成本、财务费用降低。近年来货币宽松带动利率下行，以贷款市场报价利 率（LPR）为例，1 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.25%下降至目前 3.45%，5 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.85%下降至目前 3.95%。2019-2023 年期间，虽然公司负债规模由 2004 亿元增长至 2156 亿元， 累计增长 7.6%，但受益于利率下行，同期财务费用由 71.2 亿元下降至 56.7 亿元，累计下降 20.4%。我 们预计利率仍有下行空间，按照公司近年来 2000 亿元左右负债规模计算，平均融资利率每下降 10bp， 每年利息费用将减少 2 亿元左右。
2.资产负债率呈下降趋势，分红提升空间大
近年来资产负债率呈现下降趋势，目前已低于 70%。公司作为能源央企，发电项目投资规模大， 对融资依赖性高，一般而言发电项目按照 20-30%比例安排自有资金，70-80%资金通过融资筹集，因此 项目及公司整体资产负债率较高。近年来通过合理控制财务杠杆，公司资产负债率下降明显，由 2014 年 79.13%下降至 2023 年 70.90%，至 2024 年一季度进一步下降至 69.45%。横向对比来看，公司资产 负债率和华能国际、华电国际、国电电力等能源央企基本处于同一水平线。
近年来经营性现金流充沛，流动性比率提升。由于电力运营属于重资产行业，固定资产投入大， 折旧摊销在营业成本中占比较高，因此公司经营性净现金额大幅高于净利润。近 5 年来，公司年均经 营性净现金额 196.7 亿元，年均净利润为-14.7 亿元，平均每年经营性净现金额超过净利润 210 亿元左 右。在充沛的经营性现金流支撑下，公司流动比率、速动比率提升，分别由 2019 年 0.42、0.36 提升至 2024 年一季度 0.50、0.46。
分红规模仍有较大提升空间。公司近 10 年来年均分红金额为 11.07 亿元，年均股利支付率在 47% 左右。十四五以来，由于火电盈利承压，因此分红规模对应减少，2021-2023 年年均分红金额仅为 2.25 亿元。随着煤价下行，火电盈利能力改善，我们预计分红规模仍有较大提升空间。
（一）需求偏弱、煤价下行，火电盈利有望持续改善
水电、新能源共同挤压火电出力空间，预计今年火电发电量同比持平。2024 年 1-5 月全社会用电 量 38370 亿千瓦时，同比增长 8.6%，中电联预计全年用电量同比增长 6%左右。分电源来看，今年受 厄尔尼诺气候影响来水改善趋势明确，5 月水电发电量同比增长 38.6%，考虑到去年低基数效应，预计 迎峰度夏期间将维持每月同比 20%以上的高增长；2023 年新能源新增装机接近 300GW，全年风电、光 伏发电量有望同比增长 20%以上。水电、新能源共同挤压火电出力空间，我们预计今年火电发电量同 比持平。
2024 年以来房地产累计投资及累计新开工面积持续下滑，预计地产相关行业动力煤需求承压。地 产需求方面，近年来受到经济增长下滑、城市化进程趋缓、稳杠杆等调控政策的多重影响下，2019 年 以来全国房地产累计投资以及累计新开工面积增速进入下行通道，至 2022 年均进入负增长区间。2022 年、2023 年、2024 年 1-5 月，全国房地产开发投资额同比分别下降 10%、9.6%、10.1%，全国房屋新 开工面积同比分别下降 39.4%、20.4%、24.2%。我们预计 2024 年房地产行业将继续调整，建材等地产 相关行业动力煤需求持续承压。
原煤产量降幅有望逐步收窄，煤炭生产总体将保持较高水平。受到安监压力增大的影响，山西原 煤产量下降较为明显，2024 年 1-5 月原煤产量同比下降 15.0%。虽然其余三大产区产量均保持增长， 2024 年 1-5 月内蒙古、陕西、新疆规模以上原煤产量同比分别增长 2.7%、1.4%和 6.6%，但难抵山西一省的下降量。因此 2024 年 1-5 月全国原煤产量同比仍然下降 3.0%。5 月 14 日山西省印发《全省煤 矿企业安全生产和提质增效实施方案》，要求切实做好煤矿安全生产和提质增效各项工作，多措并举推 进煤炭提质增效，为稳定全省经济大盘和保障国家能源安全做出贡献。主要提产措施包括加快煤矿生 产许可证发放，逐步放开煤矿夜班生产，并鼓励符合要求的煤矿释放核定产能的 110%。根据中国煤炭 运销协会 5 月 27 日发布的预测，后期我国煤炭产量同比降幅将继续收窄，煤炭生产总体将保持较高水 平。
今年全国煤炭供给增速高于需求增速，整体供需较为宽松。（1）供给端：国内供给方面，虽然 1-5 月煤炭产量下降，但后期降幅有望收窄，在国家能源局《2024 年能源工作指导意见》明确提出煤炭稳 产增产的背景下，预计全年总产量小幅增加 5000 万吨左右；进口方面，前 1-5 月进口煤高增长，预计 全年进口煤将延续高增长趋势，全年有望新增 5000 万吨以上。总供给方面，预计全年新增 1 亿吨原煤， 同比增长 2%左右。（2）需求端：受到水电来水改善、新能源挤压出力的背景下，预计全年火电发电量 及电煤需求同比持平；非电需求方面，由于经济复苏趋势偏弱，预计工业领域需求增速 3.4%左右。总 需求增速预计在 1.2%左右；（3）库存方面，虽然目前即将进入迎峰度夏带来的动力煤消费旺季，但目 前港口及电厂高库存将明显抑制后续煤价反弹空间。
市场煤价进入下行通道。今年以来市场煤价呈现波动下跌趋势，年初至 7 月 8 日，秦皇岛 5500 大 卡动力煤市场均价 873 元/吨，较去年同期均价下跌 14%，截至 7 月 8 日，秦皇岛 5500 大卡动力煤市 场价 848 元/吨，较去年同期下跌 0.5%，当前市场煤价处于十四五以来较低水平。长期来看“双碳”能 源转型推动煤炭供需进一步宽松，煤价将进入长期下行通道。
（二）收入结构变革，稳定性持续提升；火电板块估值重塑可期
全国范围煤电容量电价实施，电价机制改革进一步深化。国家发改委、国家能源局印发《关于建 立煤电容量电价机制的通知》。《通知》明确了政策实施范围、容量电价水平、容量电费分摊机制与容 量电费考核机制，自 2024 年 1 月 1 日起实施。2022 年以来，山东、甘肃、云南等省份已制定煤电容量 电价政策。本次《通知》标志着全国范围煤电容量电价政策落地，电价机制改革进一步深化，为承载 更大规模的新能源提供有力支撑，是更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。 2024-2025 年多数省份补偿比例 30%，2026 年起提升至不低于 50%。《通知》明确煤电容量电价 按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，煤电机组固定全国统一为每年每千瓦 330 元。 2024-2025 年多数地方补偿比例为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方（四川、云南等 7 省）为 50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。按照目前煤电装 机 11.7 亿千瓦、2023 年煤电利用小时 4685 小时、补偿标准 30%测算，每年煤电容量补偿总规模 1170 亿元，对应度电盈利增厚 0.021 元。
容量电价提升煤电盈利，兼具确定性与持续性。容量电价以装机为基准，补偿火电运营过程中的 固定成本，具有高度确定性、长期持续性的特点。根据敏感性测算，电力央企与火电占比高的企业受 益最明显。考虑到各省容量补偿力度不同，在当前补偿水平下，华能国际每年将增厚利润 100 亿元左 右，华电国际、大唐发电将分别增厚利润 50 亿元左右。虽然电量电价可能小幅松动，煤电总体价格略 有下降，但容量电价出台改善电价结构，其相对固定的补偿标准也将增强火电企业盈利稳定性。考虑 到 2024-2025 年火电年均新增装机 80GW，火电企业盈利稳定性、利润增长确定性强。
辅助服务价格机制进一步规范。2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力 辅助服务市场价格机制的通知》，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助 服务计价等市场规则。主要内容包括：一是优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，对影 响辅助服务价格形成的交易机制作出原则性规定，统一明确计价规则。二是规范辅助服务价格传导， 明确由用户侧承担的辅助服务成本，限定在电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的 损失。三是强化政策配套保障。推动各类经营主体公平参与辅助服务市场，加强辅助服务市场与中长 期市场、现货市场等统筹衔接；健全辅助服务价格管理工作机制，加强市场运行和价格机制跟踪监测， 及时评估完善价格机制，促进辅助服务价格合理形成。
辅助服务市场规模增长迅速，但距离国际水平仍有较大提升空间。根据国家能源局新闻发布会， 2023 年上半年，参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦，占总装机 74%；上半年全国电力辅助服务费 用共 278 亿元，占上网电费 1.9%，其中火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。据此测算，2019 年 上半年-2023 年上半年，辅助服务市场规模年复合增速达到 21%，占上网电费比重年均提升 0.1pct。虽 然辅助服务市场规模增长迅速，占上网电费 1.9%，但距离国际水平 3%以上仍有较大提升空间，并且 未来随着新能源占比提升还将不断增加。目前国家能源局正在起草《关于优化电力辅助服务分担共享 机制 推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚 拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场；启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进 全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。
火电公司辅助服务收入增长趋势明显。以华能国际为例，2023 年实现辅助服务净收入 27.18 亿元 （其中调峰净收入 22.23 亿元，调频净收入 4.95 亿元），同比增长 84.5%。考虑到煤电发电量同比变化 不大，且风光发电量大幅增长带来辅助服务支出增长，因此煤电辅助服务收入大幅增长。
电改促火电业绩稳定性提升。煤电固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等；其收入主要 来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。目前煤电收入以电能量电价为主，占比在 75%以上， 因此盈利能力受煤价影响大，周期属性强。随着电改推进，煤电调峰、调频等调节性价值持续提升， 带动容量补偿、辅助服务收入占比提升。我们测算，至 2030 年煤电将有 50%左右收入来自边际成本低、 稳定性高的容量补偿和辅助服务，其或将成为煤电主要且稳定的利润来源，煤电公用事业属性将显著 提升。
煤电公用事业属性将显著提升。以煤电为例，其固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等； 其收入主要来自电能量（点火价差）、容量补偿以及辅助服务。预计 2025 年，煤电利用小时数将由目 前 4600 小时下滑至 4000-4200 小时，容量补偿比例在 30-50%，辅助服务度电收入 0.01 元，据此测算， 单位 GW 煤电每年利润总额可达 0.8-1.7 亿元左右。随着火电利用小时数不断走低，容量补偿和辅助服 务比例有望进一步提升，增强煤电盈利稳定性，我们测算 2030 年单位 GW 煤电每年利润总额可达 1.2-2.5 亿元左右。
火电业绩转向稳定，估值修复空间大。过去 10 年间，火电板块 PB 均值为 1.14x，水电板块 PB 均 值为 2.25x，火电估值相对水电低 49%。长期电改将推动业绩从强周期性转向高度稳定性，且在发展新 能源方面具有消纳优势，估值有望迎来重估，相对水电估值修复空间大。
（三）公司火电盈利修复空间大，预计 2024 年火电利润总额增加近 20 亿元
公司火电装机规模稳定，煤机占比接近 90%。回顾近 10 年公司火电装机变化趋势，2018 年火电 装机大幅增加 13.8GW，主要是由于公司 2017 年拟收购大唐集团河北公司 100%股权、黑龙江公司 100% 股权以及安徽公司 100%股权，并于 2018 年 4 月完成交割。2018 年后公司重点发展清洁能源，火电装 机容量基本保持稳定。截至 2023 年末，火电装机容量 52.25GW，其中煤机 45.62GW、燃机 6.63GW， 煤机占比 87.3%。火电装机在京津冀、东南沿海区域最为集中。
公司火电年上网电量在 2100 亿千瓦时左右。2018 年以来公司火电上网电量波动幅度较小，除去 2022 年受到疫情影响、用电需求放缓，导致火电上网电量下降，其余年份火电上网电量在 2100 亿千 瓦时左右。利用小时数方面，虽然十四五以来新能源装机大幅增长，但由于水电出力逐年偏枯，因此 煤机仍然发挥重要支撑作用，利用小时数有明显回升趋势，2023 年达到 4599 小时并回到 2019 年水平。 燃机作为调峰电源，每年利用小时数稳定在 3000 左右。
2022-2023 年公司火电盈利大幅提升，后续仍有较大修复空间。回顾近 10 年公司火电业务盈利能 力，受到煤价、电价影响大。2022-2023 年，受益于上网电价上浮 20%以及煤炭价格大幅下行，火电板 块毛利率分别提升 11.3pct 和 7.3pct，至 2023 年火电板块毛利率回升至 8.5%。考虑到近 10 年公司火电 业务毛利率均值为 14.3%，后续盈利能力仍有较大修复空间。
燃料成本下行，公司火电盈利有望提升。我们预计 2024 公司火电上网电量同比增长 3%左右，火 电平均上网电价（含容量电价）同比下跌 3%左右；假设火电度电燃料成本及度电营业成本分别下跌 0.015 元、0.02 元、0.025 元。我们测算在 2024 年火电上网电价下降 3%（0.013 元/千瓦时），燃料成本 下降 6%（0.02 元/千瓦时）的情景下，火电业务利润总额将增加 670%（17.6 亿元）至 20.1 亿元。
（一）市场化加速，短期电价承压不改长期装机空间大
新能源逐渐成为新增装机主力，2024 年 1-5 月新能源新增装机占比超过 85%。“双碳”目标驱动 能源清洁化转型，新能源在新增装机及累计装机的比重稳中有升。2024 年 1-5 月新能源新增装机总共 98.9GW，同比+27%，占据同期新增装机的 85.5%；截至 2024 年 5 月，新能源累计装机达到 1152GW， 占同期累计装机的 37.9%。展望十四五后续年份，上游产业链价格仍处于下行通道，此外新能源消纳 红线放宽至 90%，支撑新能源装机持续高速增长。我们预计 2024、2025 年新能源新增装机均为 330GW， 至 2025 年末新能源累计装机量将超过 17 亿千瓦（1700GW）。
“双碳”目标驱动能源转型，长期来看风光将成为主力电源。截至 2024 年 5 月，风电、太阳能 累计装机 4.61/6.91 亿千瓦，同比+20.5%/+52.2%，占总装机比重 15.2%/22.7%。新能源累计装机合计 11.52 亿千瓦，占总装机 37.9%。产业链降本刺激装机需求，能源转型打开长期增长空间，我们预计 2025 年、2030 年风光累计装机将超过 17 亿千瓦、30 亿千瓦。根据全球能源互联网发展合作组织的预测， 到 2060 年我国发电装机容量将达到 80 亿千瓦，其中清洁能源装机 76.8 亿千瓦，占比 96%；2060 年风 电和太阳能装机分别达到 25 亿千瓦和 38 亿千瓦，风光装机占比接近 80%，发电量占比接近 70%。
2023 年新能源市场电比例接近 50%，预计 2030 年全面参与市场。近年来新能源逐步进入电力市 场，2023 年市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3%。2022 年 1 月国家发改委、国 家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出 2030 年新能源全面参与市场交易； 2023 年 10 月国家发改委、国家能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》进一步明确 加快放开各类电源参与电力现货市场，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地 区结合实际制定分步实施方案。
2024 年新能源市场电比例将进一步提高。以新能源装机容量和发电量占比较大的蒙西、新疆和宁 夏电网为例，2024 年优先发电计划电量或对应利用小时数保持了 2023 年的下降趋势，新能源项目“保 量保价”部分电量进一步缩减，更高比例的电量被要求参与电力市场。
2024 年新能源中长期电价面临下降风险。根据部分省份 2024 年电力交易方案，宁夏、云南、甘 肃、广西等省份新能源中长期电价均有不同幅度下降。其中三北地区的宁夏、甘肃两省新能源装机占 比高，2023 年末均已超过 50%，新能源消纳压力较大，因此中长期电价下行幅度更大。全国范围来看， 2023 年新能源装机高增长导致 2024 年风电、光伏利用率下降，部分地区或部分时段电力供需明显过 剩，因此我们预计多数省份 2024 年新能源中长期电价将下降。
以大唐发电为例，公司新能源上网电价呈下行趋势。受到市场化电价下降、以及平价项目占比增 加等影响，公司新能源项目上网电价整体呈下行趋势，2023 年公司风电、光伏上网电价（不含税）分 别为 0.448 元/千瓦时和 0.399 元/千瓦时，同比分别下降 5.9%和 22.1%；近 10 年来，公司风电、光伏 上网电价（不含税）累计分别下降 9.9%和 55.5%。
政府授权合约有望得到推广，稳定电价预期。2024 年广西推出政府授权合约，根据国家能源局南 方监管局印发的《2024 年广西电力市场交易实施方案》，集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合 约机制，政府授权合约价格为 0.38 元/千瓦时。随着现货市场在全国范围内不断铺开，政府授权合约制 度有望得到推广。以政府授权合约实现政府定价部分电量与市场的衔接，并实现对市场化电量的价格 调控，保证新能源企业合理收益。
绿电、绿证交易规模快速增长，新能源持续兑现环境价值。十四五以来，国家级绿电、绿证交易 支持政策不断出台，交易规模快速增长。2021-2023 年，全国绿电+绿证交易规模分别为 93 亿千瓦时、 278 亿千瓦时、862 亿千瓦时，其中 2022、2023 年同比增速均在 200%左右。考虑到 2023 年全国新能 源发电量 1.45 万亿千瓦时，绿电+绿证覆盖比例仍不足 6%。目前由于绿色环境价值体系待完善、跨区 域绿电交易规模有限、交易规则待健全、绿电绿证和碳市场衔接等原因，绿电和绿证交易规模受限。 我们预计绿电、绿证交易规模仍有较大增长空间，有助于新能源项目兑现环境价值。
（二）公司绿色转型步伐加快，预计 2024-2025 年新能源新增 6GW、8GW
公司绿色转型步伐加快，十四五以来新能源装机复合增速 24%。公司大力推进低碳清洁能源转型， 截至 2023 年末公司风电、光伏装机分别为 7.46GW、4.37GW，十四五以来复合增速分别为 17.2%、40.4%， 新能源总装机 11.83GW，十四五以来复合增速 24%。国资委提出 2025 年央企可再生能源发电装机比重 达到 50%以上，在此目标下，公司提出十四五新增新能源 30GW。考虑到公司目前煤电装机占比仍然 较高，响应集团及国资委能源转型要求的积极性强。随着风电、光伏上游价格下降，我们预计新能源 建设进入加速期，2024-2025 年新增装机分别为 6GW、8GW，同比分别增长 64%、33%。
装机增长推动发电量增长，公司十四五以来新能源发电量复合增速 30%。2023 年公司新能源上网 电量 181.1 亿千瓦时，十四五以来复合增速 30.4%；其中风电、光伏上网电量分别为 140.8 亿千瓦时、 40.3 亿千瓦时，十四五以来复合增速分别为 24.7%、64.8%。新能源利用小时数主要与风光资源和限电 率等因素相关，2023 年公司风电和光伏项目利用小时数分别为 2533 小时和 1342 小时，高于全国同期 308 小时和 56 小时。
公司新能源业务营收、盈利持续提升。随着新能源装机增长以及发电量增长，公司新能源业务占 比持续提升，2023 年新能源业务营收 79.14 亿元，占比 6.5%，十四五以来复合增速 24.4%；2023 年新 能源业务毛利 40.56 亿元，占比 28.2%，十四五以来复合增速 23.6%。2023 年新能源业务利润总额 30.36 亿元，占比 54.5%。
在建新能源项目顺利推进，多个项目进度超过 80%。截至 2023 年末，公司在建新能源项目 5.2GW， 其中风电 3.05GW、光伏 2.15GW。在建项目中，大唐阿拉善基地 400MW 风电项目、河北蔚县阳原光 伏项目、和林格尔县羊群沟 50 万千瓦风电项目等多个项目工程进度超过 80%。
公司储备项目充足，支撑新能源装机长期成长空间。公司依托传统能源调峰等优势，多措并举获 取新能源项目资源，近 10 年来累计完成新能源项目核准 30.18GW，其中风电 10.66GW、光伏 19.52GW； 十四五以来项目获取进度加速，累计完成新能源项目核准 21.13GW，其中风电 6.13GW、光伏 15GW。 其中公司重点发力大基地项目，目前公司已经获取大基地项目 5 个，总装机 6.85GW，目前托克托 2GW 新能源外送项目、蔚县 1GW 新能源基地项目均已实现首批机组并网。充足的项目资源支撑公司新能源 装机长期成长空间。
公司新能源营收、利润提升空间大。公司新能源建设进入加速期，预计 2024、2025、2026 年新增 装机分别为 6GW、8GW、8GW。装机增长带动营收、利润提升，预计 2024、2025、2026 年新能源业 务营收分别为 105.59 亿元、137.50 亿元、170.82 亿元，三年复合增速为 29.2%，2024、2025、2026 年 新能源业务利润总额分别为 37.59 亿元、45.86 亿元、52.61 亿元，三年复合增速为 20.1%。
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