1、立足上海及长三角地区，加快低碳转型步伐
申能股份系上海区域电力龙头，是以电力、油气为主业的综合性能源供应商。 公司前身申能电力开发公司成立于 1987 年，1992 年改制成股份公司后于 1993 年在上海证券交易所上市，是我国电力能源行业首家上市公司。经过多年的布 局与发展，公司现已成为上海市地方电力龙头，2022 年公司在上海地区的发电 量为 223.94 亿千瓦时，约占同年上海市发电量的四分之一，供应燃气比例在 90%以上。截至 2023 年 3 月，公司控股股东为申能集团（持股比例为 53.50%），实际控制人为上海市国资委（持股比例为 54.03%）。近年来，长 江电力持续增持公司股份，持股比例达 12.21%。
公司业务结构多元化，推动能源结构绿色转型。截至 2023 上半年末，公司控 股装机容量为 1616.9 万千瓦，包括煤电、气电、风光发电和分布式发电等各类 型发电资产；新能源控股装机容量 434.34 万千瓦，占公司控股装机容量的 26.9%。此外，公司还通过参股核电秦山和秦山第三核电等核电资产布局核电 业务。公司煤电和气电机组是地区重要的能源保障供应主体之一，2023 年上半 年发电完成 219.27 亿千瓦时，同比增加 11.80%，为上海、安徽和宁夏地区提 供电力和热力支撑。公司新能源项目分布广泛，在上海市内及全国其他地区例 如安徽、宁夏、青海、新疆、内蒙古等共计 16 个省份逐步有新能源项目落地和 建成，2023 年上半年公司风光发电完成 39.48 亿千瓦时，同比增加 12.61%。根据公司“十四五”规划，至“十四五”末，公司装机容量力争达到 2200 万至 2600 万千瓦，其中非水可再生能源装机新增 800-1000 万千瓦，能源结构绿色 低碳转型步伐加速。
2、煤电贡献主要营收，多元经营分散风险
公司营业收入以煤电和气电为主。2019-2020 年公司营收出现下滑主要系业务 调整转型所致：从 2020 年起，子公司上海天然气管网有限公司建设成为一家 专业管输公司，向上海燃气有限公司提供管输服务，从购销模式向管输服务费 模式的业务调整使公司整体营收受到较大影响。业务调整后，2021-2022 年公 司营收稳健增长，增长动力主要是发电业务的上网电量和上网电价持续提升。 2022 年公司实现营业收入 281.94 亿元，其中煤电和气电贡献了六成以上收入， 风电和光伏的收入占比为 12.2%首次超过一成，燃煤业务和油气业务占比分别 为 16.5%和 8.1%。 新能源业务成为利润增长点。公司煤电业务毛利受煤价影响波动较大，2021- 2022 年毛利大幅下降甚至出现亏损；气电、风电和油气业务是公司毛利润的中 流砥柱，2022 年贡献占比达 84.7%；公司新能源业务盈利能力表现亮眼，毛利 占比从 2020 年的 23.3%增长到 2022 年的 57.0%，成为新的利润增长点，有利 于分散公司经营风险。
煤价上涨拖累公司归母净利润，其他业务利润和投资收益平滑业绩。公司 2021-2022 年归母净利润两连降，降速分别为 31.4%/29.5%，系煤价上涨拖累 所致。得益于公司积极开展股权投资，参股包括煤电、气电、水电、风光和核 电在内的各种能源类型发电企业，以及新能源等其他业务板块利润增长，公司归母净利润持续为正。2021 年，公司煤电业务毛利亏损 0.18 亿元，同比下降 101.2%，而投资收益为 15.40 亿元，同比增长 8.1%，弥补了煤电业务的亏损， 业绩托底作用明显。2022 年，公司投资收益受参股火电企业亏损影响而降至 2.72 亿元，但仍占公司营业利润的 19.4%。公司 2021 年和 2022 年新能源发电 业务毛利分别为 13.73/19.22 亿元，同比增加分别为 53.6%/40.0%，有效平滑 了煤电盈利大幅下降的影响，增强了公司抗风险能力。2023 年前三季度，公司 实现归母净利润 25.03 亿元，同比增加 118.30%，投资收益 12.45 亿元，同比 增加 175.24%，受益于燃煤价格下降，公司盈利能力明显恢复。
公司资产结构优良，以低杠杆优势获取低成本扩张资金，未来成长性好。近年 来，公司多次发行超短期融资券等债务融资，以低成本获取扩张资金，债务融 资后公司资产负债率仍保持在适宜水平。2023Q3 末公司资产负债率为 55.80%， 较 2022 年末下降了 1.75 个百分点，相比于五大发电集团旗下核心上市发电公 司，申能股份杠杆水平处于较低位置，举债空间充裕。由于新能源项目发电项 目前期投资高，低杠杆优势和较大的融资空间将为公司未来扩大发展奠定良好 基础。
公司现金自给程度高，经营性现金流充沛，为股利发放创造良好条件。2017- 2019 年公司经营现金流量净额呈上升趋势，2021 年触底后在 2022 年反弹至 47.92 亿元，同比增加 49.77%。截至 2023H1，公司期末现金余额达 116.26 亿 元，同比增加 2.66%。公司现金流充裕，有利于公司业务扩展和能源转型，同 时为保持高现金分红比例创造有利条件。公司自上市以来平均分红率为 51.50%， 2010 年开始分红率呈波动式上升。2021 年在行业低谷，公司控股及参股煤电 资产业绩大幅下降的背景下，公司依旧保持了 63.91%的高分红率，合计派发 9.82 亿元，对股东的回报力度在 A 股名列前茅。
1、二三季度进口煤价下行，沿海电厂获益匪浅
国产煤价：2023 年二三季度煤价中枢整体下移，四季度煤价略有回升。2023 年以来，在煤炭保供政策的推动下，国内煤炭产能持续释放，全国原煤累计产 量 27.27 亿吨，同比增长 3.47%。据 CCTD 预测，2023 年全国全年煤炭产量有 望达到 45.5 亿吨，同比增加为 2.2%，煤炭供需将相对宽松。库存方面，截至 2023 年 10 月 20 日，北方港和长江口合计平均库存分别为 2404/615 万吨，年 同比分别增加 17.2%/37.9%。受煤炭库存持续高位叠加稳价政策的影响，二三 季度国产煤炭市场价格有所下行，四季度煤价出现止跌回升趋势，截至 10 月 20 日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价格 1006 元/吨，较 2022 年 10 月 25 日 的高点 1599 元/吨下滑 37.1%；考虑到高库存状态下补库意愿偏低、长协及进 口供应充足，预计煤价短期仍维持窄幅震荡，涨势或将趋缓。从现货煤和长协 煤的价差来看，2023 年 10 月底秦皇岛动力煤市场价格比年度长协价高出 288 元/吨，相比于 2022 全年平均价差 526 元/吨有显著收窄，有助于提升长协煤履 约积极性。
进口煤价：澳煤重回国内市场，进口煤炭“量增价降”。实施澳煤禁令之前， 澳煤是我国进口动力煤的主要来源，2019 年澳洲煤炭进口总量 7695.81 万吨， 其中动力煤进口量为 4569.76 万吨，占比 57.30%。禁令实施后，澳煤进口量逐 渐减少，2022 年全年澳煤进口量仅有 268.85 万吨。2023 年 2 月中国对煤炭进 口实行自动许可管理，表明对澳煤进口限制解除，澳煤进口量快速增长，2023 年 1-9 月累计进口 3445.47 万吨，同比增长 1106.6%。2023 年以来，受气候、 供给侧宽松和天然气价格下降的影响，国际煤价明显下降，10 月 20 日纽卡斯 尔动力煤现货价为 140 美元/吨，较 2022 年 12 月 9 日的高点 416.02 美元/吨下 滑 66.3%，煤价降幅高于国内。
二三季度煤价进入下行通道，沿海电厂盈利修复弹性更大。2022 年，印尼政府 发布煤炭出口禁令叠加俄乌冲突等影响，进口煤价高企，申能股份、宝新能源、 浙能电力等相对更为依赖进口煤的沿海电厂归母净利润大幅下降，粤电力 A 和 浙能电力甚至出现亏损，相比之下，内蒙华电、皖能电力、京能电力、建投能 源等内陆电厂归母净利润持续为正，且增速较快。2023 年以来，随着进口煤价 大幅回落且降幅大于国产煤，沿海电厂盈利修复明显。2023 上半年，申能股份、 粤电力 A、宝新能源、浙能电力分别实现归母净利润 18.47/8.57/3.14/27.79 亿 元，同比增长 127.09%/162.44%/3359.40%/602.81%，整体业绩修复情况明显 好于内陆电厂。后续随着煤炭进口形势持续转好，公司盈利有望得到进一步修 复。
2、市场化改革进行时，电价向上空间逐步打开
电力市场化改革持续推进，电价传导机制逐步理顺。2021 年 10 月，国家发改 委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电 电量原则上全部进入电力市场，将煤电发电市场交易价格浮动范围扩大到上下 浮 20%（高耗能企业不受 20%限制），并推动工商业用户全部进入电力市场。 2022 年 1 月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的 指导意见》，要求 2025 年初步建成、2030 年基本建成全国统一电力市场体系， 进一步优化电力资源配置。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》，强调 要健全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、 商业模式创新；推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好 电力基本公共服务供给。地方层面也积极响应国家号召，对电力市场化交易工 作开展部署，如江苏、上海、浙江、安徽等地开展电力交易规则修订，扩大交 易市场范围和规模，进一步完善电价传导机制。
各省电力交易价格顶格上浮，保障火电企业盈利。随着市场化改革政策陆续落 地，全国多个省市电力交易价格充分上浮。2022 年，包括江苏、浙江、海南在 内的多个省份电力交易均价较燃煤基准价达到 20%的顶格上浮，电力改革成效 显著。2023 年，各省份进一步调整市场交易电价，电价上浮趋势延续，其中广 东省电力交易价格 553.84 元/兆瓦时，上浮 19.62%，较 2022 年增加 12.28 个 百分点。与此同时，2022 年申能股份、华能国际、大唐发电、华电国际、国投 电力、浙能电力、上海电力等多家主要电力企业火电上网电价大幅提升，七家 公司平均增速为 20.73%，其中华电国际火电上网电价最高达 672.03 元/兆瓦时， 国投电力火电上网电价增速最大为 28.64%。尽管伴随新能源上网电价下行， 2023 年各公司综合上网电价有不同程度的回落，但是火电部分电价仍然呈现上 涨态势。电力市场化改革有效地提高了公司火电收入，保障了火电企业合理盈 利，促进了火电行业的可持续性发展。
上海市对外来电力依赖加重，近年来本地火电机组利用小时数回升。尽管上海 是我国工业门类最为全面的重要工业城市之一，但由于该地区的能源禀赋不足、 能源结构状态不佳，因此无法充分挖掘和利用当地丰富的新能源电力和可再生 电力资源。在上海发电领域，传统火电的地位不曾动摇。尽管近三年来上海火 力发电的占比有所下降，但在 2022 年底，其仍然占据 97.6%的市场份额。上 海本地发电量与外来电量各占半壁江山，本地发电量占比较为稳定，外来发电量主要是来自皖电东送以及葛洲坝水电、三峡水电、西南金沙江水电等，通过 超特高压线路直连上海；上海火电平均利用小时数与川鄂来水情况基本呈负相 关关系，若西南地区送电无法满足上海用电高增需求，则将由上海本地火电发 挥保供补缺作用。截至 2023 年 8 月，上海市全社会用电量累计达到 1243 亿千 瓦时，同比增加 5.5%；上海火电累计平均利用小时数达到 2583 小时，同比增 加 4.7%。
“双碳”战略推动能源转型，全国风光累计装机规模保持高增速。2022 年，全 国风电、光伏发电新增装机突破 1.2 亿千瓦，连续三年突破 1 亿千瓦，其中， 风电、光伏发电量首次突破 1 万亿千瓦时，达到 1.19 万亿千瓦时、同比增长 21%，占全社会用电量的 13.8%，接近全国城乡居民生活用电量。截至 2023 年上半年，全国可再生能源装机突破 13 亿千瓦，达到 13.22 亿千瓦，同比增长 18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的 48.8%。 “十四五”可再生能源发展规划提供确定性指引，风光装机有望进一步增长。 针对发电目标，《规划》提出，2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦 时左右，“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占 比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻番。为响应《规划》，全国各地陆续 出台一系列配套政策，未来，风光装机有望进一步增长。
1、光伏：原材料成本下行，发电经济性领先
硅料产能释放带动光伏原材料价格下行，光伏发电经济性提升。能源转型背景 下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续 推升欧洲需求等因素影响，过去几年硅料价格持续攀升，光伏企业成本端承压， 装机量增速趋缓。2022 年 12 月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组 件价格开始大幅回落。2023 年 2 月价格出现反弹，主要系需求回暖+开工补库 所致，目前已逐渐企稳。随着新产能加速释放，预计二季度起硅料价格将进入 稳步下降通道，对下游硅片、电池和组件生产制造环节形成较强支撑。 根据 CPIA 预测，未来光伏地面电站 LCOE 将进一步下降。2022 年，我国地面 光伏系统的初始全投资成本为 4.13 元/W 左右，其中组件约占投资成本的 47.09%，占比较 2021 年上升 1.09 个百分点。预计 2023 年，随着产业链各环 节新建产能的逐步释放，组件效率稳步提升，整体系统造价将显著降低，光伏 系统初始全投资成本可下降至 3.79 元/W。在全投资模型下，LCOE 与初始投资、 运维费用、发电小时数有关。2022 年，全投资模型下地面光伏电站在 1800 小 时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.18、0.22、0.28、0.34 元/kWh；全投资模型下分布式光伏发电系统在全国大部分地 区也都具有经济性。与其他电源发电成本相对比，光伏电源的度电成本已经比 较低，根据 CPIA 的测算，未来光伏发电经济性将进一步提升。
2、风电：政策筑底需求，海风发展提速
大型化叠加竞争加剧，风电整机中标均价持续下降。全球市场方面，2023 年上 半年签署的风机协议的价格（包括风机安装成本在内）平均为 94 万美元/MW， 比 2022 年下半年下降 8%。整体风机价格下跌的主要推动力来自中东、非洲和 拉丁美洲，它们使用了更大功率的风机、签署风机协议的价格下跌且数量增加。 国内市场方面，在全面平价时代，与海上风电发展高景气度相反的是我国海上 风机价格一路走低，从 2019 年的 8260 元高价，跌至 2023 年含塔筒 3200 元 /kW 的低价。大型化叠加竞争加剧，有效的风电整机中标均价持续下降。2022 年，陆上风电设备公开招标中标价全年降幅达 13%，海上风电历时更短，全年 下降幅度 23.5%。
在风电机组成本瓶颈解除的背景下，海上风电优势显著，即将成为下一个投资 风口。海上风电具有发电利用效率高、不占用土地资源、适宜大规模开发、风 机水路运输方便、靠近沿海电力负荷中心等优势。一般估计海上风速比平原沿岸高 20%，发电量增加 70%，在陆上设计寿命 20 年的风电机组在海上可达 25 年到 30 年。我国海上风能资源丰富、开发潜力巨大，我国近海和深远海 150 米 高度、离岸 200 公里以内且水深小于 100 米的海上风能资源技术可开发量为 27.8 亿千瓦。目前来看，海上风电的 LCOE 与陆上风电和光伏地面电站相比仍 有改善空间，我国各省海上风电电价与煤电标杆电价尚有一定差距。然而在技 术进步和规模扩大的带动下，从 2022 年起风电机组价格快速下降，从而有望缩 短海上风电实现平价上网的时间差。若不考虑建设高峰期影响，当前重点省份 海上风电工程造价范围在 10000-14000 元/kW 之间，“十四五”期间，预计近 海风电投资存在 1000-2000 元/kW 降本空间。对于陆上风力资源禀赋较差但消 纳较好的华东区域发电企业而言，海风即将成为下一个投资风口。
政策文件筑底“十四五”期间海风装机需求，地方补贴助力海风平稳向平价上 网过渡。我国海上风电虽然起步较晚，但发展迅猛，已进入规模化开发阶段。 根据全球海上风电论坛统计，2022 年全球新增的 9.4GW 海上风电中，中国大 陆新增装机 6.8GW，截至 2022 年底在建 3.4GW，预计未来将引领亚太地区海 风装机；目前我国海上风电累计装机已超 3000 万千瓦，连续两年位居全球首位， 占比达一半左右。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国将推动山东 半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推 进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发，结合基地开发建设推进深远海海 上风电平价示范和海上能源岛示范工程。“十四五”期间，福建、广东、江苏、 浙江、广西等 8 个省份的海上风电累计规划容量超过 150GW。为我国“十三五” 海上风电增量 8.25GW 的 19 倍。同时，广东、山东、浙江等各省明确出台的补 贴也将引导我国海上风电产业向平价水准平稳过渡、健康发展。
竞争格局方面，地方国企在指标争夺中具有竞争优势。优质风光开发资源具有 稀缺性，新能源建设指标争夺激烈。随着新能源开发进入深水区，激烈的竞争 态势需要投资企业各自发挥优势共同推动开发投资新能源，其中以央企与地方 国企的合作申报最为常见，申能等地方国企在本区域拥有竞争优势。
1、火电机组先进发电效率高，自产煤布局优化成本
公司平均供电煤耗领先行业。公司燃料管理效能显著提升，通过实施燃料“三 统一”进一步厘清股份本部、燃料公司、电厂之间职责和管理关系，燃料保供 控价韧性显著增强；提升燃料管理效能，拓展经济煤种资源，不断优化掺烧策 略，上半年市内煤电平均到厂标煤价低于对标单位 100 元/吨。从公司发电情况 来看，2022 年公司煤电完成发电量 409.03 亿千瓦时，同比增加 10.7%；煤电 利用小时数达到 4887 小时，处于可比公司前列水平。同时，2022 年公司平均 供电煤耗为 286.2 克/千瓦时，较全国平均水平低近 16 克/千瓦时。
机组质量优异、技术先进是公司供电煤耗较低的核心原因。火电机组容量的不 同，反映在煤耗和污染物排放量上差别很大。大型高效发电机组每千瓦时供电 煤耗为 290-340 克，中小机组则达到 380-500 克；5 万千瓦机组其供电煤耗约 440 克/千瓦时，发同样的电量，比大机组多耗煤 30-50%。申能股份投资建成 的发电机组中，60 万千瓦及以上大型机组占总装机量的 91.7%，100 万千瓦及 以上大型机组占总装机量的 39.9%，技术指标、节能环保指标等居于行业领先 地位。相较而言，华能国际燃煤机组中，约 50%是 60 万千瓦以上的大型机组； 国电电力 60 万千瓦以上煤电机组占煤电装机容量的比重为 70%。同时，申能 股份拥有的外高桥三发电的 2 台 100 万千瓦级机组及外高桥二发电的 2 台 90 万千瓦级的发电机组煤耗水平处于全国领先水平，“135”国家示范项目攻坚克 难，实现供电煤耗 249.31 克/千瓦时，成为全球能耗最低的煤电机组。
公司向产业链上游布局自产煤矿资源，控制到厂标煤价格。中天合创为鄂尔多 斯大型煤炭—化工联合项目组建的项目公司，由申能股份、中煤能源、中国石 化和满世煤炭出资组建，其中公司持股比例为 12.5%。中天合创煤炭分公司主 要负责承担 2500 万吨/年煤矿和配套选煤厂及铁路装车站项目建设和运营任务， 下辖葫芦素煤矿和门克庆煤矿，设计生产能力 2500 万吨/年（葫芦素煤矿年产 为 1300 万吨，门克庆煤矿年产为 1200 万吨），其中 50%的原煤用于商品煤生产，另外 50%的原煤用于煤化工产品，于 2017 年正式投入商业运营。公司通 过参股煤矿实现能源产业链的拓展，有助于保障公司煤炭的供应，在一定程度 上可平滑电力板块因煤价变动引起的业绩波动。2022 年公司自产长协平均兑现 率明显提高，公司市内电厂平均到厂标煤价行业内较低，我们测算入炉标煤单 价约为 1250 元/吨左右；我们预计 2023 年公司自产煤长签比例将进一步提升至 40%以上并成为公司煤炭供应最主要的来源，进口煤比例提升至 20%，测算 2023 年入炉标煤单价降至 1025 元/吨。
2、加大风光开发力度，海上风电捷报频传
公司以规模化为方向，坚持集中式与分布式并举，风光资产占据区位消纳优势。 公司大力发展清洁能源和积极探索绿色能源，在风电、光伏发电等清洁能源领 域取得显著成果，清洁能源装机比重不断提高。截至 2022 年末，公司新能源控 股装机容量 428.82 万千瓦，占公司控股装机容量的 26.6%，项目分布于 16 个 省市，其中华东和西北地区分布较多，合计占到了公司总装机量的 58%。华东 地区的新能源项目靠近经济发达的长三角地区，便于消纳。
风电利用率高于全国平均水平，清洁化转型目标明确。由于公司风电项目主要 集中于高利用率地区（如上海、江苏、安徽等地，风电和光伏利用率均为 100%），公司风电利用率高于 96.7%的全国平均水平。公司清洁化转型目标明 确，至“十四五”末控股装机容量力争达到 2200 万至 2600 万千瓦，“十四五” 期间规划新增非水可再生能源装机 8-10GW，占比达到 50%。公司深化与央企 战略合作，争取大基地开发，力争获得新能源项目资源，锚定“十四五”装机 容量目标。
2023 年公司将侧重海上风电建设。公司海上风电业务捷报频传：2022 年上半 年公司与上海洗霸、上海电气合资成立海南申能新能源公司，从事海南 CZ2 120 万千瓦海上风电示范项目的开发，为后续开拓市外大型能源基地打下坚实 基础；申能联合体成功竞标获配本市两个海上风电项目，风电、光伏等新能源 项目规模进一步壮大，新兴能源业务开拓取得成效。新能源经营效益进一步体 现，已成为公司重要利润增长点。2023 年，公司将侧重海上风电建设，一方面， 公司加快推进海南 CZ2 海上风电项目建设，深耕海南资源开发，再造海南“第 二主战场”，预计 2024 年投产后每年可为电网提供清洁电能 38.3 亿千瓦时； 另一方面，公司集中攻坚上海市内近海风电开发，谋划深远海项目布局。
3、业务多元分散风险，分红比率一马当先
多元化经营分散业务风险。公司通过控股、参股方式积极拓展上下游产业链， 除了发电资产之外，燃气机组、油气勘探开发、管网资产、抽水蓄能投资盈利 能力稳定，提供业绩支撑，有利于分散产业结构风险。公司在上海地区控股 3 个、参股多个燃气电站，参股 2 个抽水蓄能电站，与中海油、中石化等央企密 切合作开拓油气业务；上海燃气电站与抽水蓄能均实行两部制电价，容量电价 保障基本收益，气电电量电价与气源价格及时联动；天然气管道按照准许收益 率收取管输费，业绩稳定且有制度保障，2022 年实现净利润 3.12 亿。众多支 撑型业务为公司发展保驾护航，即使在 2021-2022 年发电行业盈利处于底部时， 公司也能实现归母净利口径的盈利。 估值水平偏低、分红比率领先。分红方面，公司的利润和现金流较为稳健，为 分红比例提供保障，2022 年公司分红率超过 70%，股息率为 2.9%，在火电板 块中排名靠前。估值方面，截至 2023 年 10 月 24 日，公司的 PB（MRQ）为 0.91，PE（TTM）为 13.78，相较于其他电源发电企业，公司估值处于相对较 低的位置。
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