大唐发电(601991)：24业绩预计同比高增 火电盈利能力有望维持

　　核心观点

公司发布2024 年业绩预增公告，预计2024 年度实现归母净利润约42 亿元至48 亿元，同比增长约208%至252%；预计实现扣非归母净利润42.7 亿元至48.7 亿元，同比增长约657%至763%。

公司2024 年业绩同比显著增长主要得益于年内燃煤成本改善带来的火电利润回升、来水提升带来的水电利润增厚以及清洁能源效益的稳步增长。2024 年，公司实现上网电量约2693.22 亿千瓦时，同比上升约3.81%，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量1944.63、195.91、321.37、173.23 和58. 09 亿千瓦时，同比增长1.01%、1.77%、8.73%、23.05%以及44.12%。受全社会用电量需求增长的影响，公司火电上网电量同比增长。上网电价方面，公司前三季度平均上网结算电价451.40 元/ 兆瓦时（含税），同比下降约3.22%；市场化交易电量约2337. 55 亿千瓦时，所占比例约为86.79%。

    　　事件

    　　大唐发电发布2024 年度业绩预增公告

公司预计2024 年度实现归母净利润约为42 亿元至48 亿元，同比增长约208%至252%（去年为13.65 亿元）；预计实现扣非归母净利润42.7 亿元至48.7 亿元，同比增长约657%至763%（去年为5.64 亿元）。

    　　简评

水电增发火电盈利改善，24 业绩预计同比高增公司发布2024 年业绩预增公告，预计2024 年度实现归母净利润约42 亿元至48 亿元，同比增长约208%至252%；预计实现扣非归母净利润42.7 亿元至48.7 亿元，同比增长约657%至763%。

公司2024 年业绩同比显著增长主要得益于年内燃煤成本改善带来的火电利润回升、来水提升带来的水电利润增厚以及清洁能源效益的稳步增长。根据前三季度业绩测算，公司2024Q4 预计实现归母净利润-2.3~3.7 亿元，同比增加12.4~18.4 亿元，环比下降9.5~15.5 亿元。我们认为2024Q4 公司业绩同比改善主要系动力煤价格维持低位，火电盈利能力同比回升；业绩环比下降主要系计提资产减值损失叠加24Q4 来水偏枯。

    　　全年上网电量同比增长，四季度水电来水偏枯

2024 年，公司实现上网电量约2693.22 亿千瓦时，同比上升约3.81%，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量1944.63、195.91、321.37、173.23 和58.09 亿千瓦时，同比增长1.01%、1.77%、8.73%、23. 05%以及44.12%。受全社会用电量需求增长的影响，公司火电上网电量同比增长。同时，受惠于整体来水偏丰和新能源装机容量增加，公司水电和绿电上网电量同比增长。单四季度来看，公司实现上网电量672.04 亿千瓦时，同比增长2.98%；其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量498.34、41.00、64.71、53.53 和14. 45 亿千瓦时，同比变化+3.85%、-3.95%、-16.52%、+28.37%以及+33.45%。受来水丰枯急转的影响，公司2024Q4 水电发电量同比下降。上网电价方面，公司前三季度平均上网结算电价451.40 元/兆瓦时（含税），同比下降约3.22%；市场化交易电量约2337.55 亿千瓦时，所占比例约为86.79%。

煤电盈利有望维持，绿电装机快速增长，维持“买入”评级

目前，动力煤供需情况整体宽松，叠加可再生能源上网电量的增长对火电需求的挤压，我们预计燃煤价格大幅上行可能较小，有望低位运行，2025 全年燃煤成本中枢有望下降。在此情况下，尽管上网电价或将有所下降，我们认为公司煤电盈利能力仍有望维持。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，持续增厚经营业绩。在火电盈利持续改善，可再生能源利润持续增厚的趋势下，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45.82 亿元、51.58 亿元、54.95 亿元， 扣除永续债利息后公司归属普通股股东净利润为30.82、36.58 和39.95 亿元，对应EPS 为0.17 元/股、0.20 元/股、0. 22 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。