事件：公司发布2023年年报。2023年公司实现营收1224亿元，同比增长4.77%；实现归母净利润13.65亿元，同比提高435%。
　　点评：
　　火电：燃料成本压力减弱，盈利能力大幅改善
　　截至2023年末，公司煤机装机45.6GW，燃机6.6GW。收入端，2023年公司煤机利用小时同比提高374小时至4599小时，燃机利用小时同比提高91小时至3039小时，带动火电发电量同比增长6%至2266亿千瓦时；火电电价同比略增。成本端，2023年公司火电发电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，叠加电量增长影响，公司电力燃料费同比下降2.25%至665.53亿元。综合来看，公司2023年煤机（含热）实现利润总额-1.33亿元，亏损额大幅收窄；燃机（含热）实现利润总额3.92亿元，扭亏为盈。
　　风光：23年新增装机3.6GW，贡献利润总额30亿元
　　公司大力推进低碳清洁能源转型，2023年公司风电新增装机2GW、光伏新增1.6GW。截至2023年底，公司风电装机7.5GW，约占10.18%；光伏发电4.4GW，约占5.96%。从2023年实际运营情况来看，公司风资源较好，利用小时同比提高，2023年公司完成风电发电量144.8亿千瓦时，同比增长16.95%；光伏装机增速较高，带动光伏发电量同比提高60.79%至41.11亿千瓦时。综合来看，公司2023年风光合计贡献利润总额30.36亿元，同比提高11%。
　　水电：来水较弱，利润总额同比有所下滑
　　公司水电装机较为稳定，大多位于西南地区，截至2023年末，公司水电装机约9.2GW。2023年来水较弱，公司水电利用小时同比下降370小时，并带动水电发电量同比下降10.31%。水电成本端较为稳定。综合来看，公司水电贡献利润总额13.83亿元，同比降幅约15%。
　　投资建议：
　　考虑到公司23年期间费用情况、煤价下行幅度、23年新增风光装机容量、2024年1-2月全国风光资源同比略弱，下调2024-2025年盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润为43、54、63亿元（2024-2025年前值为49、64亿元），对应PE13、10、9倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：宏观经济大幅下行的风险、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期、行业竞争过于激烈的风险、补贴持续拖欠的风险、项目建设进度不及预期等

　　事件：公司发布2023年年报，2023年实现营收1224亿元，同比增长4.77%；归母净利润13.65亿元，去年同期亏损4.08亿元，业绩扭亏为盈。但扣除永续债利息后基本每股收益-0.0154元，仍低于我们的预期，主要系四季度计提资产减值及光伏电价下降。
　　火电成本端改善明显，带动业绩扭亏。2023年公司实现上网电量2594亿度，同比增长5.06%，较上年同期增加125亿度。其中火电上网电量同比增加123.8亿度。电价方面，2023年公司平均含税上网电价0.4664元/度，同比小幅增长1.22%。成本方面，火电发电单位燃料成本同比下降27.21元/兆瓦时，电力销售总成本达到919亿元，与2022年实现持平。成本、电量、电价三重利好，带动公司归母净利润大幅扭亏。
　　能源结构优化成果显著，新能源装机量快速增长。公司光伏、风电、水电、燃气业务全年毛利分别为4.8、25.56、13.83、3.92亿，清洁能源已成为公司最主要的利润来源板块。公司2023年新增装机480万千瓦，其中风电和光伏装机量分别为205万千瓦和160万千瓦，占比达76％。在总装机容量中，风电与光伏分别达到了746、437万千瓦，叠加水电920万千瓦，清洁能源的装机量占比提升至37.75％，较上年提升了4.6个百分点。2023年末公司在建新能源项目达520万千瓦，随着在建装机的落地投运以及核准装机量的上升，公司不断推进能源结构优化与绿色转型进程。
　　降息周期下财务费用有望下降，降低高资本开支时期财务压力。2023年公司财务费用为5668亿元，财务费用率为4.63%，同比下降1.03个百分点。年内公司新增110亿永续债，余额达到455亿元。5年期LPR连续两次下调，降息周期中我们认为公司财务费用率仍有下降空间。
　　盈利预测与评级：综合考虑煤价、电价以及新能源项目投产进度，我们下调公司2024-2025年归母净利润预测分别为32.78和44.92亿元（此前预测值分别为56.15、61.98亿元），新增2026年归母净利润预测为58.35亿元；当前股价对应2024-2026年PE分别为16、12、9倍。我们认为在双碳战略下火电调峰功能重要性将随着电力行业改革不断体现，公司有望在电力改革中获得更大业绩弹性，继续维持“买入”评级。
　　风险提示：电价政策推进不及预期，新能源项目开展不及预期

　　事件：
　　公司发布2023年年报，2023年实现营收1224.04亿元，同比+4.77%；归母净利润13.65亿，2022年同期为-4.10亿元。
　　其中，2023Q4单季营收317.85亿元，同比+7.46%；归母净利润-14.70亿元，2022年同期为-11.74亿元。
　　观点：
　　2023年业绩扭亏为盈，减值拖累Q4业绩。分业务来看，2023年煤机、燃机、风电、光伏、水电板块利润总额分别为-1.33亿元/3.92亿元/25.56亿元/4.80亿元/13.83亿元，同比分别+59.20/+4.83/+2.70/+0.36/-2.44亿元，其中，火电发电单位燃料成本比上年同期下降27.21元/兆瓦时，带动煤电大幅减亏。其中，Q4计提资产减值损失13.56亿元，主要原因是内蒙古煤电一体化项目受政策调整后不具备开发条件，项目终止。
　　煤电板块仍有修复空间。2023年，公司售电量2594亿千瓦时，同比+5.06%，其中火电/风电/水电/光伏售电量分别同比+6.21%/+16.53%/-10.30%/+60.79%；公司合并口径完成上网电价（含税）466.41元/兆瓦时，同比增长5.62元/兆瓦时。展望2024年，随着煤电成本进一步下行，公司业绩仍有进一步修复空间。
　　新能源核准+在建达12.8GW，项目储备较为充足。2023年，公司新增装机4.8GW，其中火电燃机0.6GW、风电项目2.0GW、光伏项目1.6GW，低碳清洁能源装机占比进一步提升至37.75%。
2023年公司新增核准容量12.8GW，其中风电2.2GW，光伏5.5GW。截至2023年末，公司在建新能源项目共计5.1GW，其中风电/光伏为3.0/2.1GW。公司在建+核准项目新能源达12.8GW，项目储备较为充足，后续有望贡献业绩增量。
　　盈利预测和投资评级：展望2024年，公司火电业绩有望继续改善，新能源装机也有望快速提升。预计公司2024-2026年归母净利润分别为41/51/60亿元，对应2024-2026年PE分别为12.9/10.5/8.8倍。首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风险提示：政策推进不及预期；新增装机不及预期；煤炭价格大幅上涨；电价下调；行业竞争加剧等；投资收益不及预期。

　　事件:
　　2024年3月22日，大唐发电发布2023年年报：
　　1）2023年实现收入1224亿元，同比+4.8%；实现归母净利润13.7亿元，上年同期亏损4.1亿元；实现扣非后归母净利润5.6亿元，上年同期亏损14.8亿元。
　　2）2023Q4实现收入317.9亿元，同比+7.5%；实现归母净利润-14.7亿元，上年同期为-11.7亿元；实现扣非后归母净利润-16.3亿元，上年同期为-17.7亿元。
　　投资要点:
　　煤电大幅减亏，减值+所得税费用变化影响2023Q4业绩。2023年公司实现归母净利润13.7亿元，同比扭亏为盈，主要是因为煤电业绩大幅减亏。2023年煤电/燃机利润总额-1.3/3.9亿元，2022年为-60.5/-0.9亿元；风电/光伏/水电利润总额分别为25.6/4.8/13.8亿元，同比变化+11.8%/+8.1%/-15%。2023Q4公司归母净利润-14.7亿元，亏损额同比扩大，一是因为计提资产减值损失13.6亿元（其中内蒙煤电一体化项目的煤矿计提减值12亿元），二是因为所得税同比增加14.0亿元（2023年递延所得税费用同比+15.5亿元）。若剔除减值影响，2023Q4公司业绩大幅改善。2023Q4公司毛利率14.6%，同比+9.8pct，环比+1pct。
　　2023H2煤电扭亏为盈，在手火电项目接近10GW有望贡献成长性。
　　2023年公司煤电利润总额-1.3亿元，度电净利（利润总额口径，下同）0.1分/度，同比2022年的-3.3分/度大幅改善。2023H2煤电利润总额6.7亿元，度电净利0.7分/度，同比2022H2的-3.9分/度扭亏为盈，主要是因为煤价下降。2023年公司火电在建4.67GW，煤电核准4GW，燃机核准1.08GW，在手项目合计接近10GW，有望贡献火电成长性。
　　平价项目增加影响利润增速，在手项目充足。2023年公司风电/光伏利润总额25.6/4.8亿元，同比+11.8%/+8.1%，上网电量同比+16.5%/+60%，利润总额增速低于电量增速，主要是因为度电收入下降。2023年风电/光伏度电收入同比-0.028/-0.113元/度，度电净利同比-0.008/-0.057元/度。我们认为度电收入下降或是因为平价项目增加。度电净利降幅低于度电收入，或是因为风电/光伏利用小时数同比+114h/+80h。值得注意的是，2023H2光伏利润总额为1.4亿元，同比-42.7%，我们认为可能是因为2023Q4光照一般较弱且电价下降，影响了利润。2023年公司风电/光伏新增装机2.0/1.6GW，在建3.0/2.1GW，核准2.2/5.5GW，在手项目充足，新能源业务成长性有望继续修复。
　　盈利预测和投资评级：根据最新业绩，我们调整盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润分别为44.8/51.0/56.1亿元，对应PE分别为12/10/9倍。展望2024年，公司火电业绩有望进一步改善；水电来水有望好转修复业绩；绿电装机有望进一步贡献成长性，维持“买入”评级。
　　风险提示：政策推进不及预期；新增装机不及预期；煤炭价格大幅上涨；电价下调；来水偏枯；行业竞争加剧；减值风险等。

　　事件：公司发布2023年年报，全年实现营收1224.04亿元，同比增长4.77%；实现归母净利13.65亿元（扣非5.64亿元），较2022年归母净利-4.08亿元（扣非-14.80亿元）实现扭亏为盈。23Q4单季度实现营收317.85亿元，同比增加7.46%；实现归母净利润-14.70亿元（扣非-16.25亿元）。利润分配方案为每10股派发现金红利0.075元（含税）。
　　煤电大幅减亏，新能源盈利稳健增长。
　　分板块来看，全年煤电亏损1.33亿元，相较2022年亏损60.53亿元实现减亏97.8%，主要受益于全年煤价波动下行；燃机盈利3.92亿元，相较2022年亏损0.9亿元实现扭亏为盈；风电盈利25.56亿元，同比增长11.81%，光伏盈利4.8亿元，同比增长8.14%，新能源盈利增长主要受益于装机、电量增长；水电盈利13.83亿元，同比下降15.01%，主要由于来水偏枯导致发电量下降。
　　投资收益整体保持稳定，全年投资净收益29.48亿元，同比下降0.43%；对联营企业和合营企业的投资收益22.50亿元，同比增长14.30%。其中宁德核电投资收益12.71亿元，同比增长17.51%；塔山煤矿投资收益10.22亿元，同比下降16.27%。
　　报告期公司毛利率、净利率分别为11.75%、2.45%，同比+6.63pct、+3.20pct；期间费用率7.99%，同比-0.91pct；ROE（加权）-1.04%，同比+5.19pct。公司计提减值导致全年归母净利润减少13.97亿元，相较2022年多减少9.39亿元，拖累整体盈利水平。在业绩扭亏为盈背景下，公司负债率有所改善、经营现金流得到提升：报告期公司资产负债率70.90%，同比-4.08pct。报告期公司经现净额212.14亿元，同比增加3.66%。
　　电量、电价稳中有升，煤电盈利仍有提升空间。
　　报告期公司境内合并报表口径累计完成上网电量2594.27亿千瓦时，同比增长5.06%；其中煤机/燃机/水电/风电/光伏上网电量分别为1925/192/295/140/40亿千瓦时，同比分别+4.10%/+33.12%/-10.30%/+16.53%/+60.03%。其中风电、光伏装机增长带动发电量提升，来水偏枯导致水电发电量下降。平均上网结算电价为0.466元/千瓦时，同比增长1.22%。
　　公司全年煤电业务实现大幅减亏，利润总额-1.33亿元，对应度电盈利-0.0007元/千瓦时，盈利改善空间大。2024年以来煤价持续下行，年初至3月22日，秦港5500大卡动力煤均价908元/吨，同比下跌227元/吨；3月22日，秦港5500大卡动力煤市场价835元/吨，同比下跌270元/吨。目前供暖季结束进入需求淡季，在电厂库存处于高位、以及水电和新能源挤压煤电出力的背景下，我们预计市场煤价仍有下行空间，有望带动长协煤占比增加以及煤电盈利持续提升。
　　全年风光新增装机3.65GW，24-25年装机有望加速。
　　公司全年新增新能源装机3.65GW（同比增长199%），其中风电2.05GW、光伏1.6GW。2023年末，公司在建新能源装机5.2GW，其中风电3.05GW、光伏2.15GW。2023年末，公司新能源累计装机11.83GW（同比+44.2%），占总装机容量的16.1%，其中风电7.46GW、光伏4.37GW。考虑燃机、水电等其他清洁能源，低碳清洁能源装机占比达到37.75%，同比提升4.65pct，装机结构不断优化。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2024-2025年新增装机有望加速。
　　估值分析与评级说明：
　　预计公司2024-2026年归母净利润分别为40.52亿元、50.02亿元、59.04亿元，对应PE分别为12.7倍、10.3倍、8.7倍，维持“推荐”评级。
　　风险提示：
　　煤价超预期上涨的风险；新能源开发进度不及预期的风险；上网电价下调的风险。