2023年申能股份研究报告：三十载春申综能，稳盈利分红可期

一、上市三十载，综能携手行

（一）综合能源携手发展，盈利稳定性优于同业

申能集团唯一电力及油气管输业务发展平台，实际控制人为上海市国资委。公司于 1993年4月上市，至今已30年，是中国电力能源行业第一家上市公司。截至2023年 9月末，控股股东申能集团直接持股53.5%，实际控制人为上海市国资委。根据公司 最新规划，2025年控股总装机拟达22~26GW，其中非水可再生能源装机新增 8~10GW、占比超过40%。

2023Q3控股装机达16GW，其中新能源占比已达27%。2022年以来，随着申能平山 电厂二期1.35GW超超临界燃煤机组和新能源项目投入运营，公司控股装机容量持续 提升，装机结构仍以煤电为主、但新能源占比快速提升。截至2023年9月末，公司控 股运营总装机规模16.22GW，其中：煤电8.40GW，气电3.43GW，风电2.36GW、 光伏1.92GW及分布式发电0.11GW；新能源装机占比由2018年末的6.7%提升至 2023年9月末的27.1%。

公司装机主要集中于我国东部与西北地区，上海及安徽装机占七成以上。公司发电 资产遍布国内17个省、市以及自治区，主要集中于上海、安徽等经济形势较好、用 电负荷较高地区，电力供应占上海市约三分之一市场份额。具体来看，2023年9月末 公司于上海市、安徽省、宁夏回族自治区、青海省、贵州省控股装机规模较大，分别 为8.84GW（占总装机55%，下同）、3.19GW（占20%）、0.70GW、0.59GW、0.50GW， 其中，上海、安徽、宁夏以火电机组为主，贵州、青海装机全部为新能源机组。

受益于风光增长、气电盈利稳定等，业绩较同业波动小。近三年伴随公司装机规模 的增长以及量价齐升，公司营收体量不断增长（2020年收入增速下降系控股子公司 管网公司业务模式由天然气购销业务调整为管输业务影响），2022年公司营业收入 为281.93亿元，同比增长9.3%；实现归母净利润10.82亿元，同比下滑29.5%。2023 年受益于煤电大幅扭亏，前三季度归母净利润达25.03亿元，同比大幅增长118%。 投资收益受部分参股比例较少公司分红季度波动影响，公司采用公允价值变动平滑 投资收益波动，因此投资收益与公允价值变动季度浮动较大，但正常年度来看投资 收益基本保持稳定（公司亦有部分二级市场股票投资计入公允价值内）。

（二）发电业务量价齐升，油气管输业务优势突出

天然气业务模式调整后，发电业务占营收比例升至七成。分业务来看，公司除发电 外，主营业务还包括油气管输、煤炭销售等。发电业务方面，2022年燃煤实现营收 132.14亿元，同比+32.4%，主要为平山二期1.35GW煤电机组于2022年二季度投产、 电量增加影响。新能源业务发展迅速，2018~2022年风电、光伏营收CAGR分别达 52.2%、127.7%；2022年风电实现营收26.32亿元，同比+37.2%，同期光伏实现营 收8.32亿元，同比+89.2%，主要系装机投产、电量提升影响。2023年上半年燃煤、 燃气、风电、光伏营收分别同比增长5.4%、69.0%、11.6%、21.4%，其中燃气大幅 增长主要为上网电量同比大幅增加所致（上年同期受疫情影响低基数）。

煤电毛利润已回正，风光利润增长明显。由于公司无控股的上游煤炭资源，所用燃 煤均需外购，近两年受制于煤价大幅上涨，煤电利润承压，2021年毛利润亏损1.29 亿元、2022年已回正至0.05亿元，2023年上半年增厚至3.64亿元。公司气电机组所 用天然气主要来自上海燃气，同时公司亦为上海燃气提供管输服务，受益于上海市 气电联动执行度高，气电毛利率基本稳定在15%左右。此外，公司新能源业务表现 亮眼，2022年风电、光伏毛利润分别为14.93亿元（同比+31.2%）、4.29亿元（同比 +83.3%），对应毛利率分别为56.72%、53.23%，为公司发电业务利润主要构成部 分。油气开采成本上涨导致公司油气管输业务毛利率小幅下降。

发电业务量、价齐升，2018~2022年上网电量CAGR为10.3%、燃煤电价逐年提升。 2022年公司完成上网电量515亿千瓦时（同比+15.1%），其中煤电为389亿千瓦时 （占75.6%）。具体来看，2018~2022年公司煤电、气电、风电、光伏上网电量CAGR 分别为6.2%、13.2%、55.8%、173.2%，新能源电量迅速增长。2023年上半年公司 完成上网电量248亿千瓦时（同比+12.2%），其中煤电、气电分别为182、28亿千瓦 时（分别同比+5.5%、+89.1%），气电电量大幅增长主要是由于去年受上海疫情影 响基数较低所致。

电价方面，2022年公司平均上网电价为0.511元/千瓦时，同比增长15.3%；2023H1 进一步升至0.527元/千瓦时，同比增长4.6%。分电源来看，受益于电力市场化不断 深入，公司燃煤电价不断提升，2022年达0.497元/千瓦时（同比+7.8%），2023H1 达0.508元/千瓦时；气电受益于参与调峰调频，上网电价提升显著；风电伴随平价项 目不断增多，电价较此前有所回落，2022年电价回升主要为2021年末并网海风（高 电价）放量影响。

公司装机多分布于经济发达地区，对机组利用效率提供有力支撑。受益于近两年用 电需求逐步恢复，公司占比最大的煤电利用小时数较此前有明显提升，2022年燃煤、 燃气、风电、光伏利用小时数分别为4887、1651、2236、1103小时；对比同业来看， 公司煤电利用小时数处于前列水平。

煤电资产优质，均为大功率高效先进机组，供电煤耗远低于同业。截至2023年9月末， 公司煤电机组中，全部单体装机均在30万千瓦以上，60万千瓦及以上的装机占比达 91.67%，且均已实现污染物超低排放。2018~2022年，公司供电煤耗始终保持在较 低水平，为285克/千瓦时左右，显著优于同业。其中，2022年投产的平山二期135万 千瓦机组供电煤耗仅为249克/千瓦时。根据公司2023年半年度报告，2023上半年， 通过煤机能耗诊断管理、燃机优化运行方式，公司实现控股电厂平均供电煤耗同比 下降4.2克/千瓦时。

油气管输业务稳健运营，继续保持显著的区域优势。油气业务方面，公司控股子公 司上海石油天然气公司负责东海平湖油气田的勘探、开采及销售，全部销售给上海 燃气。管输业务方面，控股子公司上海天然气管网公司负责投资建设和经营管理上 海地区唯一的天然气高压主干管网系统，向上海燃气提供管输服务，收取管输费。 此外公司还有部分煤炭销售业务，客户主要为国有企业和大型民营企业，2022年以 来，原煤销售价格受市场影响大幅上升，公司因保障电厂保供任务需要，大幅缩减 煤炭外销规模，同期煤炭销售营收大幅下降35.3%。

（三）投资收益稳定增厚业绩，现金流充沛重视持续分红能力

参股电厂众多，投资收益持续增厚业绩。除体内控股发电资产外，公司还参股大量 火电、抽蓄等多元业务企业，历年投资收益稳定增厚业绩。2021、2022两年受煤价 影响、参股火电公司亏损致收益下滑，但公司通过财务性投资一定程度平滑投资收 益波动，2021年转让持有的上海上国投资管5%股权增厚净利润7.86亿元；截止2023 年6月末公司持有的非上市权益性投资账面价值达40.45亿元、股票及基金投资21.50 亿元。2023年伴随煤价回落，2023H1公司长期股权投资收益已恢复至3.30亿元、投 资收益增至8.73亿元。减值方面，2019年公司计提应收账款坏账准备1.07亿元（主 要为燃料销售款），2021年计提资产减值损失5.12亿元（子公司吴忠热电所在宁夏 地区执行的标杆电价和地区供暖热价较低、产生大幅度亏损，相应资产组出现减值 迹象），除此之外近10年公司未出现大额减值情况。

参股核电、抽水蓄能利润稳定，增厚公司利润、优化现金流。具体来看，1998年12 月，公司投资设立华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司，持股25%；2004年4月，公司 将控股股东申能集团所持有核电秦山联营12%的股权、秦山第三核电10%的股权收 购，此后通过增资收购等方式，公司参股华东桐柏抽水蓄能、浙江衢江抽水蓄能、安 徽桐城抽水蓄能等公司。核电秦山联营、秦山第三核电、华东天荒坪抽水蓄能近年 来净利润、分红都保持在较稳定水平，通过参股核电与抽水蓄能，公司一方面优化 电源结构，对冲公司部分高火电风险；另一方面，参股稳定资产每年分红可为公司 提供稳定现金流。

资产负债率保持在60%以下，显著优于同业。近年公司大力发展风光，资本开支及 债务规模逐年增加，截至2022年末公司总负债增至517亿元、2018~2022年CAGR为 19.5%；2023年9月末总负债微降至508.0亿元，其中长期借款为186.5亿元、占总负 债36.7%。随着负债规模的增加，公司资产负债率随之升至58%左右，但相较同业仍 处于较优水平，具备进一步扩表空间。

近20年经营现金流均为正，有力支撑后续转型发展。公司主营业务中除煤电外、气 电、绿电、油气管输等业务均能保持相对稳定盈利，且为重资产模式、每年固定资产 等折旧在20~30亿元左右，因而公司经营现金流虽有波动、但近20年均能保持正值。 2022年至今公司主业盈利持续修复，经营现金流净额大幅改善，2023Q1-3实现净流 入61亿元（同比+78.9%）；投资现金流体量过去两年受煤电经营受损等多方影响有 所下降，参考2025年发电装机容量拟达22~26GW、新能源装机比重超过40%的发展 规划，未来有望加大投资力度。此外，2020~2022年公司偿还债务支付的现金持续 提高，分别为176、242、237亿元，因而筹资现金流转为流出。

2021年7月实施股权激励，考核ROE、利润增长率、风光装机增长三方面。2021年 7月公司实施股权激励计划，向289名员工授予4402万股限制性股权，授予价格为 2.89元/股。从接触限售条件来看，2022~2024年：（1）净资产收益率分别不低于 8.10%、8.20%、8.30%，且均不低于行业平均值；（2）归母净利润较2019年增长 率分别不低于16.1%、22.0%、28.2%。且均不低于行业平均值；（3）风光新增控股 装机较上一年度新增不低于0.8GW。2022年度公司业绩考核目标未完成（加权ROE 为3.53%，归母净利润较2019年下滑53%，实际新增新能源0.84GW）；2023、2024 年度对应最低归母净利润分别为27.90、29.31亿元。

1993年上市至今累计现金分红30次（已实施），累计派发现金红利超过200亿元。 公司历年现金流稳定且充裕（近20年经营现金流均为正），上市三十年来每年派发 现金红利，近10年股息率保持在2.5%以上，2021、2022年火电行业大幅亏损，公司 归母净利润分别同比下滑35.8%、29.5%，但仍保持现金分红，为火电行业公司典范。

二、火电资产优质高效，两部制电价稳定盈利

（一）资产优质利用小时高，气电联动+两部制电价保障盈利

九成以上为60万千瓦以上机组，质量处于行业领先地位。近年公司火电装机基本保 持稳定，2022Q2平山二期1350MW燃煤机组正式投产后，控股火电装机容量达 11.83GW（占总装机容量73.4%），其中煤电8.40GW（其中外二1.80GW不并表）、 气电3.43GW，分布在上海、安徽及宁夏三地。公司煤电机组中，600MW及以上的 装机占比达91.67%，且均已实现污染物超低排放，煤电资产优质。气电方面，临港 燃机、崇明发电、奉贤热电燃气-蒸汽联合循环机组气耗低、效率高，提高电网调峰 能力、优化城市电源结构。

火电上网电量稳步升至400亿千瓦时以上，煤电利用小时数大幅提升。受益于装机容 量增加以及部分机组所在区域用电负荷增长等因素，公司近年火电上网电量同比持 续提升，其中煤电机组利用小时数接近5000小时；其中气电机组受高企的天然气价 格以及相对于煤电机组较强的调峰调频作用影响，出力有所降低。电量方面，2022 年公司火电上网电量达444亿千瓦时（同比+12.9%），其中煤电（不含外二）为300 亿千瓦时、外二电厂（与国电电力共同控制，不并表、采用权益法计算投资收益）为 89亿千瓦时、气电为55亿千瓦时。考虑公司当前暂无在建火电机组，预计未来火电 电量保持相对稳定。

气电容量电价及气电联动执行较好，测算年盈利约3亿元左右。根据上海市物价局， 气电机组最新容量电价为36.50元/月·千瓦，1800、2000利用小时数下折度电分别 为0.24、0.22元/千瓦时；电量电价结合天然气价格进行调整，联动后电量电价=现行电量电价天然气平均调价幅度×税收调整因子/发电气耗（最新税收调整因子为 1.0367，热电联产机组发电气耗为5.27千瓦时/立方米）；2017年调整联动周期由“不 少于半年”缩短为“不少于三个月”。参考主要气电子公司净利润、按装机占比折至 全口径，受益于气电容量电价及气电联动执行度高，度电盈利基本保持在5-6分钱、 历年盈利稳定在3亿元左右。

（二）煤电盈利逐季修复，容量电价落地增强盈利韧性

与多家煤炭企业订立合同，煤炭销售业务灵活调整，有力保证煤炭供给。公司无控 股煤矿资源，通过子公司申能燃料与国家能投等多家大型煤炭企业签订合同，经营 煤炭销售业务，有力保证了公司燃煤来源的稳定性。2022年煤炭价格高位运行，出 于保供压力，2022全年公司共采购煤炭1855万吨，其中仅185万吨用于外销，煤炭 自用比例由2018年的65%提升至2022年的90%，煤炭销售业务的灵活性为公司燃煤 供给提供有力支持。

近年火电电价持续提升，煤电容量电价落地增强盈利韧性。公司火电集中于上海、 安徽、宁夏三地，近年上网电价持续上升，2022年分别为0.533、0.421、0.362元/千 瓦时，同比分别增长16.3%、13.2%、39.6%。安徽、宁夏均为煤电机组，2022年宁 夏电价同比大幅增长，考虑为高耗能用户售电占比提升影响。根据公司经营数据公 告，上海地区（含皖电东送）煤电、气电装机占比分别为65%、35%。

23H1主要煤电子公司基本扭亏为盈，度电盈利显著修复。公司的火电资产由几家子 公司分别运营，其中吴泾第二发电、外高桥第三发电、淮北申皖发电分别运营燃煤 机组1.23、2.0、1.32GW；临港燃机、奉贤热电分别运营燃气机组1.65、0.9GW。 2021、2022年受制于煤炭价格持续高位运行，公司燃煤子公司亏损严重，2022年吴 泾第二发电、外高桥第三发电、淮北申皖发电度电分别亏损0.071、0.017、0.032元； 2023上半年利润已实现大幅改善，外高桥第三发电、淮北申皖发电扭亏，度电分别 盈利0.003、0.010元，吴泾第二发电减亏、度电亏损0.035元。根据百川盈孚数据， 2023年6-10月秦皇岛5500大卡动力煤现货价格（887元/吨）较2022年12月~2023年 5月（1130元/吨）下降242元/吨，同时长协煤履约情况亦在持续改善，看好公司火电 盈利持续修复。

2024年起煤电两部制电价开始执行，公司有望获得超4亿元容量补偿。11月10日， 国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月 1日起建立煤电容量电价机制。电价水平上，容量电价绑定煤电固定成本，煤电机组 固定成本为全国统一的330元/千瓦·年，公司煤电机组分布在上海、安徽、宁夏三 地，2024~2025年容量补偿均为100元/千瓦·年，按照权益比例计算后，2024、2025 年有望获得4.29亿元煤电容量补偿收入，折度电均在2分钱以上，煤电盈利稳定性亦 有望增强。

测算2024年考虑容量电价后，煤电度电基本能实现1分钱以上盈利。对公司煤电进行 测算，在2024年5500大卡现货煤价930元/吨、现货煤比例25%、电量电价较基准上 浮15%时，煤电度电利润为0.008元/千瓦时，若考虑容量电价补偿、煤电度电利润为 0.029元/千瓦时。

三、转型发展蹄疾步稳，十四五末新能源拟超 10GW

（一）装机多集中于用电高负荷区域，十四五末新能源拟超 10GW

2025年新能源装机规模拟达10~12GW，占公司总装机比例超40%。近年来公司电力 结构持续优化，新能源装机规模快速扩张，截至2023年三季度末，公司体内新能源 装机共4.28GW，占总装机的26.4%，其中风电2.36GW、光伏1.92GW。根据公司最 新规划，2025年控股总装机拟达22~26GW，其中非水可再生能源装机新增8~10GW、 占比超过40%，则2025年公司新能源装机有望达10~12GW，2022~2025年装机 CAGR达38.7%。

公司新能源装机多集中于电力需求旺盛地区，消纳优势明显。风电方面，截至2023 年6月末公司风电主要分布于青海、上海、江苏、河南等地，装机容量分别为0.50、 0.36、0.35、0.34GW，其中上海、江苏位于东部发达地区，风电利用率始终保持100%； 河南风电消纳亦优于全国平均值；青海处西部内陆，利用率波动较大，但自2022年 起消纳比率有所提升逐渐接近于全国平均值。光伏方面，截至2023年6月末公司光伏 装机主要分布于贵州、安徽、湖北等地，装机容量分别为0.59、0.40、0.25GW，三 地光伏消纳比率均常年位于98%以上。

新能源子公司净利润快速增长，单位装机盈利保持稳定。公司新能源项目由申能新 能源、新能源青海、新能源内蒙古三家子公司经营，截至2023年6月末，申能新能源 经营1.03GW风电、0.41GW光伏，青海子公司经营0.77GW风电、0.72GW光伏，内 蒙古子公司经营0.51GW风电、0.79GW光伏。近年随着新能源项目的投产与并购， 新能源子公司的净利润增长明显，贡献公司过半净利润，2022年三家子公司净利润 分别为6.45、2.92、2.08亿元，分别同比增长32.7%、21.0%、2.4%，单位GW装机 分别盈利4.48、1.96、1.67亿元，2021~2022年单位GW净利润保持在2.7亿元左右。

（二）看好成本下行带动装机放量，主业现金流充沛支撑项目建设

光伏产业链价格持续下行，预测2025年地面光伏系统初始全投资降至3.40元/W，光 伏装机扩张有望加速。根据Pvinfolink数据，2023年12月6月多晶硅致密料价格为65 元/吨，单晶PERC组件（182mm）价格为1.00元/W，均较一年以来高点大幅下滑40% 以上。根据光伏产业协会的《2022-2023年中国光伏产业发展路线图》，2022年地面 光伏系统初始全投资为4.13元/W，预计2023、2024、2025年分别下降至3.79、3.63、 3.40元/W，伴随光伏产业链各环节价格的逐渐的下降，收益率回归相对合理水平， 公司未来两年的光伏装机投产亦有望加速。

新能源业务开拓卓有成效，获取多个海风项目，“十四五”内海风有望进一步贡献 收益。截至2023年6月末公司在运三个海风项目共计0.56GW，2022年10月申能海南 CZ2海上风电示范项目获得核准批复，项目规划装机1.20GW，为公司后续开拓市外 大型能源基地打下坚实基础；2023年3月公司在杭州湾风电竞配中成功拿下奉贤四 期、东海大桥三期两个海风项目共计0.35GW装机，当前在建+储备海风装机达在运 海风的2.7倍。

海风、陆风造价均处下行通道，公司在建、储备项目预期收益率提升。风机大型化 使得设备造价持续下降，根据水电水利规划设计总院《中国可再生能源发展报告 2022》，2022年陆上集中式平原地区、一般山地、复杂山地、海上风电的单位造价 分别为11.50、5.50、6.50、11.50元/W，相对2021年单位造价下降明显，其中海上 风电同比下降45.2%，预计到2025年仍有20%~30%的下降空间，将为公司在海南及 上海地区的三个海上风电项目带来明显的成本优势。

测算公司未来新能源建设所需资本金约130亿元，经营现金流可有效覆盖资本开支。 根据公司十四五发展规划，假设十四五期间新增新能源装机9GW（目标新增新能源 8~10GW），则2023~2025年新增6.97GW；参考近年行业新增光伏装机占全部新增 新能源装机的60%以上，我们假设公司规划目标中光伏占比达60%、海风考虑当前3 个在建及储备项目（占22%）、其余为陆风，项目造价参考光伏产业协会及水电水利 规划设计总院预测均值，在项目资本金占30%的情况下，6.97GW新能源装机（60% 光伏、18%陆风、22%海风）所需资本金为129亿元。公司2020~2022火电主业亏损 年份经营现金流合计达128亿元，预计未来三年主业盈利修复、年均现金流有望达70 亿元以上，可有效覆盖所需资本开支。

多项政策鼓励火电新能源联营发展，公司有望凭借体内火电调峰优势获取更多新能 源指标。2021年以来，国家及地方均出台促进火电、新能源协同发展的政策，公司 在上海市与安徽省都有大量火电装机，尤其在上海的燃气机组在过去几年已积极地 参与到市内的调峰中，公司有望凭借“体内调峰”优势获取更多新能源建设指标。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）