2024年申能股份研究报告：上海电力龙头，盈利稳健分红可观

1. 上海电力龙头企业，多元发展促业绩稳定增长

1.1. 申能集团控股综合能源企业

申能集团控股，上海电力龙头。公司主要从事电力、石油天然气的开发建设 和经营管理，提供电力、石油、天然气项目的勘探开发、投资建设、运营维护以及 节能环保技术、燃料贸易等多种服务。公司前身申能电力开发公司成立于 1987 年， 1992 年经政府批准改制为申能股份有限公司，并于 1993 年 4 月登陆上交所，系 全国电力能源行业第一家上市公司。截至 2024 年 4 月底，公司控股股东申能集 团持股比例为 53.7%，实际控制人为上海市国资委。截至 2023 年底公司控股装 机规模达 1694.71 万千瓦，年发电量达 551.1 亿千瓦时。

1.2. 装机规模持续增长，新能源装机占比提升

装机规模持续增长，加速新能源转型。截至 2023 年底，公司控股装机容量为 1694.71 万千瓦，同比增加 5.17%；其中，煤电 840 万千瓦，占 49.57%，主要分 布在上海、安徽和宁夏地区；气电 342.6 万千瓦，占 20.21%，装机集中于上海市内；风电装机 238.66 万千瓦，占比 14.1%；光伏发电装机 213.06 万千瓦，占比 12.57%；分布式供电装机 60.44 万千瓦，占比 3.57%。公司新能源装机占比由 2018 年末的 6.7%提升至 2023 年底的 30.22%。

公司装机主要分布在上海等华东地区。截至 2023 年底，公司在上海市的装 机规模占总装机的 54.2%，其次是安徽省（占总装机 19.2%，下同）、宁夏回族自 治区（占 4.6%）、贵州省（占 3.6%）和青海省（占比 3.1%）。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。

发电量稳定增长，2023 年发电量同比增加 2.6%。2023 年公司完成发电量 551.1 亿千瓦时，同比+2.6%：其中，煤电发电量为 402.01 亿千瓦时，同比减少 1.72%，主要受上海市内发电结构调整的影响；天然气发电完成 71.76 亿千瓦时， 同比增加 28.8%，主要是发电用天然气安排影响且 2022 年受疫情影响燃机发电 低基数效应；风力发电完成 52.57 亿千瓦时，同比增加 1.88%；光伏及分布式发 电完成 24.77 亿千瓦时，同比增加 17.56%，主要由于公司新能源项目装机规模增 长。2023 年公司控股发电企业上网电量 528.53 亿千瓦时，上网电价均价 0.523 元/千瓦时（含税），参与市场交易电量 411.55 亿千瓦时。

1.3. 盈利能力稳步提升，火电和新能源驱动业绩向好

营收稳步增长，2023 年归母净利同比+ 219%。2020 年受控股子公司业务模 式调整的影响（子公司上海天然气管网有限公司由天然气购销业务调整为管输业 务所致），公司统计口径营业收入下滑，2021-2023 年随着公司装机规模的增长和 电价稳步提升等因素，营收保持稳定增长。2023 年公司实现营业收入 291.42 亿 元，同比增长 3.36%。2024Q1 延续稳定增长的态势，营业收入为 80.71 亿元， 同比增长 10.87%。2023 年归母净利润达 34.59 亿元，同比大幅增长 219.52%； 2024Q1 实现归母净利润 11.59 亿元，同比增长 57.96%。

煤电和气电贡献主要营业收入，新能源业务成为营收新增长点。分板块来看， 2023 年公司电力、油气运输和煤炭销售板块的营业收入分别为 226.48、28.20 和 30.13 亿元，分别同比变化+7.12%、+23.56%和-35.20%，电力是公司最主要的 收入来源。分电源类型来看，2023 年煤电、气电、风电和光伏营业收入分别为 130.91、59.18、27.02 和 9.37 亿元，同比-0.93%、31.74%、2.67%和 16.24%。 其中煤电和气电贡献收入占比超六成，风电和光伏的收入合计占比 12.49%。

煤电毛利润回归正值，新能源业务利润增长明显。2023 年公司实现毛利润 53.81 亿元，同比增长 59.5%，其中电力、油气业务和煤炭销售分别贡献毛利润 40.07 亿元、7.8 亿元和 0.72 亿元。2023 公司销售毛利率为 18.46%，同比提升 6.5pct，其中煤电、气电、风电和光伏毛利率分别为 10.68%、12.83%、51.86% 和 47.91%。2021-2022 年煤电业务毛利受制于煤价大幅上涨而利润承压，2021 年公司煤电毛利润为-0.18 亿元，2022 年为 0.05 亿元，2023 年大幅提升至 13.98 亿元。

经营现金流供应充裕，资产负债率处于行业较优水平。2018-2023 年公司经 营活动现金流净额由 28 亿元增长到 73 亿元，CAGR 达 21.12%。2023 年末公司 资产负债率为 56.16%，相较 2022 年末下降 1.39%，相较于同行业上市公司，公 司杠杆水平处于较低位置。随着公司大力发展风光项目，我们认为公司仍拥有充 足的举债空间，为公司未来扩大发展和分红派息奠定良好基础。

重视股东投资回报，2023 年股息率 6.2%。2020-2022 年公司股息支付率分 别为 56.93%、59.79%和 72.57%，在 2021-2022 年火电行业大幅亏损、公司归 母净利润持续下滑的情况下，仍然保持现金分红。2023 年公司归母净利润大幅回 升，现金分红金额达 19.58 亿元，股息率高达 6.2%。

2. 优质火电资产，电力市场化改革稳定盈利

2.1. 火电资产质量领先行业，煤电利用小时大幅增长

60 万千瓦以上控股煤电机组占比超八成，高参数低能耗提升发电效率。截至 2023 年底公司控股火电装机容量达 11.83GW，其中煤电 8.4GW、气电 3.43GW， 分布在上海、安徽和宁夏，公司控股 60 万千瓦以上煤电机组占比达 81.82%，资 产质量优秀。自 2018 年以来，公司供电煤耗始终维持在 290 克/千瓦时以下，2023 年公司控股电厂供电煤耗达 284.4 克/千瓦时，同比下降 1.8 克/千瓦时，显著优于 同行业可比公司。

煤电利用小时数维持高位，火电上网电量稳步提升。公司控股燃煤电厂多为 60 万千瓦以上机组，发电效率维持高位。利用小时数方面，2021 年公司煤电利用 小时数达 5005 小时，2023 年利用小时数虽回落至 4803 小时，但仍显著高于 2018-2020 年的利用小时数；此外 2023 年公司气电利用小时数大幅提升至 2127 小时，综合来看，公司 23 年火电上网电量同比提升 2.0%，达 452.7 亿千瓦时。

2.2. 煤价下行成本改善，自主布局保证供应

2.2.1. 煤炭供需结构改善，电厂用煤成本下降

供给端：国内产能提升叠加进口动力煤量增价减，煤炭供应改善。国内方面， 2023 年我国原煤、动力煤产量均维持高位，全国全年共生产原煤 47.1 亿吨，同 比增长 3.31%，其中动力煤产量 37.7 亿吨，较 2022 年增产 6928 万吨。 进口方面，受到贸易政策的影响，21、22 年中国对澳煤的进口量骤减，2021、 2022 年对澳大利亚动力煤的进口量分别占中国动力煤总进口量的 6.7%和 1.3%， 远低于 2020 年的 48.6%。2023 年 1 月发改委在电力和钢铁企业会议上，对放宽 进口澳煤限制做出评估和讨论，澳煤进口重启；根据海关总署，2023 年中国从澳 大利亚进口动力煤达 4918.9 万吨，同比增加 7072.0%。

库存量：煤企库存保持高位，港口库存先降后升。截至 2024 年 6 月，全国 煤炭企业库存达 6300 万吨，较 22 年同期增加 550 万吨；港口库存方面，2024 港口库存呈现先降后升的态势，总体来看 CCTD 主流港口库存由 2024 年初的 6311.9 万吨提升至 2024 年 7 月 15 日的 7275.7 万吨，库存增加 963.8 万吨。

价格方面：动力煤价格下降明显，年后动力煤加速下跌。2022 年 10 月煤价 达到高位之后，煤炭价格迅速下降，广州港 5500K 优混、秦皇岛港 5500K 动力煤 价格由 22 年 10 月均价 1666.4 元/吨、1579.4 元/吨，下降至 2023 年 12 月均价 1012.9 元/吨、937.3 元/吨，价格分别下降 653.5 元/吨、642.2 元/吨。龙年春节 假期之后，煤价步入快速下行区间，24 年 2 月广州港 5500K 优混、秦皇岛港 5500K 动力煤均价分别为 967.8 元/吨、921.9 元/吨，至 24 年 7 月 18 日已跌至 920 元/ 吨、846 元/吨。

长协占比提高价格下降，煤电企业业绩稳定性增强。2022 年 2 月发改委 303 号文件落地执行，将秦皇岛港下水煤 5500K 中长期交易价格定在 570~770 元/吨 的区间内，但由于 2022 年长协价格与现货价格差距较大，因此煤炭企业长协落实 积极性较低。2022 年 11 月，发改委印发《关于 2023 年电煤中长期合同签订履约 工作方案》，要求煤炭企业确保 26 亿吨电煤的任务分解，明确每个煤炭企业的任 务量不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源量的 75%；并且对履约要求 加严，要求季度、年度履约量必须达到 100%，且不得以未配置铁路运力、停产减 产为由拒绝履约。2023 年 11 月，发改委发布《关于做好 2024 年电煤中长期合同 签订履约工作的通知》，继续明确煤炭企业长协任务量不低于自有资源量的 80%， 同时对履约率要求有所放松，要求月度履约不低于 80%、季度履约不低于 90%。 从长协价格上看，秦皇岛港 5500K 动力煤月度长协价已从 2021 年底的 754 元/吨 逐步下降至 2024 年 7 月的 700 元/吨，煤电企业成本有望得到长协占比提升+长 协价格下降的双重改善。

2.2.2. 与多家大型煤企签订合同，保障煤炭供给

与多家煤炭供应商签订合同，有力保证煤炭供给。公司通过子公司申能燃料与 多家大型煤炭企业签订合同，在保障自身供应的同时经营煤炭销售业务，煤炭供应 商主要为国家能源集团、中煤集团、伊泰集团和晋能集团，其余供应商占比相对较 小，有力保证了公司燃煤供给的稳定性，降低燃料采购成本，同时公司可通过销售 煤炭获利，2021-2023 年，公司通过煤炭销售实现营业收入 71.90 亿元、46.49 亿 和 30.13 亿元，毛利率分别为 0.89%、1.22%和 2.40%。

2.3. 电力市场化改革+电力供应偏紧，公司电价有望维持高位

2.3.1. 电力市场化改革逐渐深入，进一步理顺电价交易机制

电力市场化改革加速，电价传导机制逐渐完善。2017 年，我国电力现货市场 建设试点工作正式启动，推动电力市场化改革迈入关键一步。2021 年 10 月，国 家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，改革内容 包括燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动” 范围内形成上网电价，且浮动范围扩大到上下浮不超过 20%。2022 年 1 月，《关 于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，加快建设多层次统一电力 市场体系。2023 年 7 月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于 深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，会议强调要适应新型电力 系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新和商业模式创新，加快 了新型电力系统的构建。

2.3.2. 上海电力供应紧张，公司上网电价持续提升

上海市用电紧张，电力电量双缺。电量方面，上海市 2023 年全年发电量达 954.90 亿千瓦时，同比增长 5.96%。2023 年上海市用电量达 1849 亿千瓦时，用 电缺口达 894.1 亿千瓦时，同比增长 5.84%，用电缺口逐年增大。负荷方面，根 据《2023 年上海市迎峰度冬有序用电方案》，预计 2023 年最高用电负荷为 3450 万千瓦，而最大供应能力为 3190 万千瓦，电力供应存在较大缺口。

受益市场化改革，公司上网电价持续提升。受益电力市场化改革与较为紧张 的供需关系，2018-2023 年整体来看公司上网电价持续提升， 2021-2023 年公司 上网电价分别为 0.443、0.511 和 0.523 元/千瓦时，同比增速分别为 5.7%、15.3% 和 2.3%。

煤电容量电价机制建立，盈利稳定性提升。2023 年 11 月 8 日，国家发改委 和能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确自 2024 年 1 月 1 日起将正式实施煤电容量电价机制，实行两部制电价。容量电价成本回收机制以容 量成本补偿机制为主，绑定煤电固定成本，目前全国统一设定为 330 元/千瓦·年。 公司煤电机组分布在上海市、安徽省和宁夏回族自治区，2024-2025 年容量电价补 偿均为 100 元/千瓦·年，我们测算公司 24-25 年单年容量补偿收入为 8.4 亿元。

2.4. 燃气业务稳定，持续贡献现金流

气电联动+容量电价机制保障收益，公司燃机利润稳定。参考上海发改委，上 海天然气调峰发电机组容量电价为每千瓦每月 37.01 元（含税），天然气热电联产 发电机组容量电价为每千瓦每月 36.50 元（含税），维持较高水平。公司燃机机组 均位于上海市内，受益于上海气电联动政策执行度高，公司燃气发电业务毛利润 及毛利率均较为稳定，2023 年实现毛利润 7.6 亿元。

对比来看，上海天然气调峰发电机组年容量电价为 444.12 元/KW（月容量电 价为 37.01 元/KW），广东气电年容量电价水平仅为 100 元/KW。

3. 加速新能源转型，业务多元盈利趋稳

3.1. 政策持续加码，新能源装机规模不断提高

国家积极支持新能源建设，全国可再生能源装机规模超 15 亿千瓦。2020 年 我国提出双碳目标，牵引着能源变革的进展。2021 年中央印发《关于完整准确全 面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出“到 2030 年非化石能源 消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上”的 目标，为新能源发展创造良好态势。2023 年以来，支持新能源产业发展的政策持 续出台，2023 年 4 月国家能源局印发《2023 年能源工作指导意见》，提出“非化 石能源发电装机占比提高到 51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比 重达到 15.3%”的目标。截至 2023 年 12 月底，全国可再生能源发电总装机达 15.16 亿千瓦，占全国发电总装机的 51.9%。

全国新能源装机规模维持高增速。截至 2023 年末，全国累计新能源装机容 量 10.5 亿千瓦，其中太阳能发电装机容量 6.1 亿千瓦，同比增长 55.2%，风电装 机容量 4.4 亿千瓦，同比增长 20.7%。

3.2. 公司新能源装机规模快速扩张，装机区域集中

2023 年公司新能源装机容量达 512.16 万千瓦，占公司总装机比例 30%。自 2018 年以来公司积极推动新能源装机建设，新能源装机在 2020 年实现翻倍增长 后，保持稳步增长的态势，在 2023 年新能源装机增速达 19.43%。截至 2023 年 末，公司控股新能源装机共 5.12GW，其中风电 2.39GW，光伏发电 2.13GW，分 布式供电 0.60GW。新能源发电量及其占比也在稳步提升，2019-2022 年新能源 发电量均保持大幅增长，2023年新能源发电量为77.34亿千瓦时，同比增长6.43%。 新能源发电量占比从 2018 年的 2.53%增长至 2023 年的 14.03%。

公司新能源装机分布集中在风光资源优势区与用电高负荷区。风电方面，截 至 2023 年末公司风电装机主要分布在青海、上海、江苏、河南、内蒙古等地，装 机容量分别为 50、36、35、34 和 33 万千瓦。其中上海、江苏用电负荷高，风电 光伏利用率在 2021-2023 年均保持在 100%，青海、内蒙风电资源较好，且利用 率水平在 23 年有所回升，2023 年青海省风电利用率达 94.2%，同比提升 1.5pct，蒙西风电利用率达 93.2%，同比提升 0.3pct。在光伏方面，截至 2023 年末公司光 伏装机主要分布于贵州、安徽、湖北、陕西、新疆等地，装机容量分别为 59、40、 25、20 和 13 万千瓦。其中 2023 年安徽省和贵州省两地光伏消纳率分别高达 100% 和 99.4%，湖北省和新疆维吾尔自治区光伏消纳率水平也较高，分别为 98.3%和 96.9%。

3.3. 积极开展油气管输业务，利润贡献稳定

管输价格核定，油气管输业务利润稳定。公司控股的天然气管网公司负责上 海市天然气主干管网的建设、运行和管理，在上海天然气输送业务中处于完全垄 断的地位。公司下属管网公司开展专业化的管输业务，向上海燃气提供管输服务， 将收取的管输费确认为营业收入，根据 2020 年 10 月发布的沪发改价管[2020]30 号文，管输价格核定为 0.18 元/立方米，因此近年来公司油气管输业务毛利润及 毛利率均较为稳定，2023 年实现毛利润 7.8 亿元。

在石油天然气开采方面，公司 1995 年投资组建了上海石油天然气有限公司 （上海油气），进行东海平湖油气田项目开发。平湖油气田项目已于 1998 年 11 月投产，并于 1999 年 4 月向上海市供气，是上海地区的重要天然气气源。2020 年至 2022 年，上海油气原油开采量分别为 8.47 万吨、7.68 万吨和 6.07 万吨， 天然气开采量分别为 1.52 亿立方米、1.36 亿立方米和 1.16 亿立方米。2020 年 度至 2022 年度，上海油气营业收入分别为 6.46 亿元、6.97 亿元和 8.29 亿元。 2023 年度，上海油气实现净利润 3.23 亿元，较 2022 年同比增长 797%。 管输气量方面，2020-2022 年管网公司管输气量分别为 88.9 亿立方米、92.9 亿立方米和 89.1 亿立方米。2020 年度至 2022 年度，管网公司营业收入分别为 16.24 亿元、15.59 亿元及 15.37 亿元。2023 年管网公司实现净利润 3.28 亿元， 较 2022 年同比增长 5%。

（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。）