电力油气协同发展，新能源转型持续发力
公司由原申能电力开发公司改制设立，主要从事电力、石油天然气的投资、建设和管理以及节能环保技 术、燃料贸易等业务。公司 1993 年 4 月在上海证券交易所上市，系全国电力能源行业第一家上市公司；2005 年 8 月，公司完成股权分置改革，所有股份均转为流通股。近年来，公司积极推动风电、太阳能项目的开发， 通过投资、收购、吸收合并等方式积极扩展新能源项目规模。2022 年 4 月，公司成立海南申能新能源有限公 司，进一步扩大公司新能源产业规模；2022 年 10 月，公司海南 CZ2 海上风电示范项目核准，项目总装机规模 120 万千瓦（2*60 万千瓦），总投资约 150 亿元。
截至 2023 年第三季度末，公司控股股东为申能（集团）有限公司，直接持股比例为 53.67%；实际控制人 为上海市国资委。申能集团创建于 1987 年，系上海市国有资产监督管理委员会出资监管的国有独资企业集 团，经营业务包括电力、燃气、金融、战略新兴四大产业板块。申能立足上海、面向全国，是上海能源安全的 重要保障主体，并着力建设具有国际竞争力的综合性能源产业集团。截至 2022 年末，申能集团下属包括申能 股份、上海燃气等 18 家一级控股子公司，资产规模达 2066.67 亿元。目前，申能集团积极发力新能源赛道，在 氢能、储能等领域广泛布局，有望为上市公司提供资本、技术、产业协同等多方面支持。 目前，申能股份主营业务包括电力生产与销售、油气管输以及煤炭销售业务。公司电力结构以火电为主， 同时，公司新能源装机占比持续提升，投运项目包括江苏如东协鑫海风项目、上海临港海风项目等。此外，公 司还参股投资了多个抽水蓄能与核电项目，包括秦山第三核电、核电秦山联合公司，华东天荒坪抽蓄项目、华 东桐柏抽蓄项目、安徽宁国抽水蓄能、安徽桐城抽水蓄能和浙江衢江抽水蓄能。油气业务方面，在油气生产领 域，公司投建了上海石油天然气有限公司，进行东海平湖油气田项目开发；在天然气管输领域，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，在上海市天然气输送业务中处于垄断地位，气 源包括东海天然气、“川气东送”、“西气东输”等。煤炭销售业务方面，公司与国电电力于 2008 年共同出 资成立上海申能燃料有限公司，向公司所属煤电企业及外部企业进行燃煤销售，销售煤炭的来源主要为国家能 源集团、中煤集团、伊泰集团和晋能集团四大供应商。
2021 年 7 月 8 日公司审议通过 2021 年度股权激励计划，公司以人民币 2.89 元的价格向符合条件的 289 名 激励对象首次授予 4402 万股限制性股票。2022 年 7 月 6 日，公司以人民币 3.48 元的价格向符合条件的 2 名激 励对象授予预留限制性股票 78.3 万股限制性股票。根据公司发布的《限制性股票激励计划实施考核办法》，限 制性股票的解锁条件为2022-2024年公司加权净资产收益率不低于8.1%、8.2%和8.3%，且不低于行业平均值； 归母净利润较 2019 年增长不低于 16.1%、22%和 28.2%，即分别不低于 26.54、27.89 和 29.31 亿元，且不低于 行业平均值。2022 年，受燃煤价格高企影响，公司盈利水平有所下滑，实现加权净资产收益率 3.53%，归母净 利润 10.82 亿元，未满足股票解除限售条件；2023 年前三季度，公司实现加权净资产收益率 7.87%，高于同业 平均水平（3.71%）；实现归母净利润 25.03 亿元，较 2019 年同期增长 49.34%。在公司盈利能力回升，装机规 模增长符合条件的情况下，公司有望满足 2023 年限制性股票解除限售条件。
公司装机规模持续增长，新能源转型效果显著。截至 2023 年 9 月底，公司控股装机容量为 1621.9 万千 瓦，同比增加 3.5%。其中：煤电 840 万千瓦，占 51.8%，主要分布在上海、安徽和宁夏地区；气电装机集中于 上海市内，规模维持在 342.56 万千瓦，占 21.1%。清洁能源装机不断提升，截至 2023 年 9 月底，公司风电装 机 235.78 万千瓦，占 14.5%；光伏发电装机 192.06 万千瓦，占 11.8%；分布式供电装机 11.50 万千瓦，占 0.7%。 发电量方面，2023 年前三季度公司控股发电企业完成发电量 415.64 亿千瓦时，同比增加 3.9%。其中，煤 电完成 302.61 亿千瓦时，同比减少 1.5%，主要是去年三季度极端高温导致同期煤电发电量较高；天然气发电 完成 56.5 亿千瓦时，同比增加 40.6%，主要是本年发电用天然气安排影响及去年同期受疫情影响燃机发电量较 少；风力发电完成 38.54 亿千瓦时，同比增加 3.9%；光伏及分布式发电完成 17.99 亿千瓦时，同比增加16.4%，主要是公司新能源项目装机规模同比增长。2023 年前三季度，公司控股发电企业上网电量 398.30 亿千 瓦时，上网电价均价 0.525 元/千瓦时（含税），参与市场交易电量 310.42 亿千瓦时。
营收稳步提升，火电+新能源双轮驱动业绩向好
近年来，公司营收规模整体呈稳步增长趋势，2023 年前三季度公司营业收入 218.89 亿元，同比增长 4.19%。 分板块来看，2023 上半年，公司电力、油气运输和煤炭销售板块分布实现营业收入 106.32、12.63 和 17.33 亿 元，同比变化+17.52%、+5.78%和-30.87%。公司营收规模与结构变化主要源自所在区域用电需求的增长，公 司装机容量的提升以及煤炭销售价格的下降；分电源类型来看，公司 2023H 煤电、气电、风电、光伏营业收入 分别为 61.72、25.47、14.72 和 4.41 亿元，同比增长 5.38%、69.01%、11.52%和 21.49%；公司火电营收增长主 要系用电需求增长拉动，新能源营收规模增长主要得益于装机规模的提升。
毛利率方面，2023 年上半年，公司销售毛利率为 15.98%，较去年同期上升 1.31 个百分点。分业务来看，2023 年上半年，公司煤电、气电、风电和光伏毛利率分别为 5.90%、13.92%、56.80%和 52.74%，同比变化 +1.99、-3.29、-3.19 和-4.40 个百分点。得益于燃煤价格的改善，公司煤电毛利率同比有所提升；受新投产平价 新能源项目影响，公司新源发电毛利率有所下降。毛利润方面，2023 年上半年公司实现毛利润 22.21 亿元，同 比增长 18.58%；其中电力、煤炭和油气业务分别贡献毛利润 17.88、0.32 和 2.69 亿元，同比变化+20.16%、 +3.23%以及-24.65%。公司电力板块毛利润同比提升主要系上网电量增长拉动营收规模提升以及煤电毛利率水 平同比提高。
自 2020 年起，公司多次发行超短融债券和中票，以低成本获取业务扩张资金，不断优化公司财务结构， 公司资产负债率由 2019 年的 44.27%上升至 2023Q3 的 55.80%，整体呈增长趋势，但在同行业当中仍然属于较 低水平，使公司拓展新能源业务仍具备较大的融资空间。截至 2023Q3，公司期末现金余额达 121.98 亿元，同 比增长 12.0%，现金盈余充足，可支持后续公司新能源业务的持续增长。同时，得益于公司资产质量优秀，信 用评级良好，公司债务融资成本较低。
归母净利润方面，2023 年前三季度，公司实现归母净利润 25.03 亿元，同比增长 118.22%；公司归母净利 润显著回升主要系 2023 年以来煤电盈利能力持续回升叠加新能源装机规模持续增长。净资产收益率方面， 2023 年前三季度，公司实现加权净资产收益率 7.87%，同比增长 4.16 个百分点，公司净资产收益率同比增加 主要得益于公司盈利能力持续提升。
煤电业绩扭亏为盈，装机占比整体下降
火电板块是公司的传统业务之一，分为煤电与气电板块。2023 年前三季度公司控股煤电机组发电量 302.61 亿千瓦时，同比减少 1.5%；气电机组发电量 56.50 亿千瓦时，同比增加 40.6%。公司气电发电量同比大 幅增长，主要系本年天然气发电安排影响叠加去年基数较低；2022 年公司火电售电量为 354.89 亿千瓦时，同 比上升 23.74%，售电量上升得益于煤电发电量提高和气电投产。2022 年，公司煤电板块实现毛利 0.05 亿元， 盈利情况有所回升；气电机组发电量同比减少，但因气价调整，气电板块实现毛利 6.14 亿元，增加 0.30 亿 元；火电板块毛利合计 6.19 亿元，同比增加 0.54 亿元。2023 年以来，受益于燃煤价格的下行、气电发电量增 长、上网电价维持高位等因素，公司煤电与气电毛利规模同比提升。2023 年上半年，公司实现煤电毛利 3.64 亿元，同比增长 58.95%；实现气电毛利 3.55 亿元，同比增长 37.07%。
截至 2023 年 9 月底，公司控股装机容量为 1621.90 万千瓦，同比增加 3.8%。其中，煤电装机 840 万千瓦， 占比 51.8%，主要分布在上海、安徽和宁夏地区；气电装机集中于上海市内，规模维持 342.56 万千瓦，占比 21.1%。为实现能源结构转型及可持续发展，公司近年来大力发展新能源发电项目，新能源装机占比快速提升， 火电装机有所下降。截止 2023 年 9 月底，公司火电控股装机量为占比为 72.91%，较 2022 年同期下降 2.52 个百 分点。
容量电价政策正式出台，2024 长协电价有望维持良好
2018 年起，公司上网电量持续呈增长趋势，2022 年，上网电量增长至 515.13 亿千瓦时。在电量交易结构 方面，直接交易电量比例显著提升，2018 年为 26.66%，2022 年增加至 80.55%。2022 年全年，公司市场交易 结算电量达 414.93 亿千瓦时，同比上升 168.63%；占公司发电量比例为 80.5%，同比提升 46.4 个百分点。公司 市场化交易规模大幅增长主要系 2021 年 10 月发改委推动全部煤电机组及发电量进入市场化交易。2023 年上半 年，公司控股发电企业上网电量 248.38 亿千瓦时，较去年同期同比增加 12.18%；参与市场交易电量 197.08 亿 千瓦时，较去年同期同比增加 8.36%。
火电上网电价方面，公司燃气机组全部位于上海市，采用两部制电价，且有“气电价格联动”政策保障， 经营业绩较为稳定。煤电方面，历经多轮电力市场改革后，我国煤电现今形成了“基准价+上下浮动”的电价 机制。2021 年 10 月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤 发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，且高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限 制，使得燃煤上网电价可以更好地反映电力市场供需变化。2022 年，公司火电不含税平均上网电价为 0.48 元/kWh，较去年同期同比增长 14.13%。
2023 年 11 月，国家发改委与国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，表明将从 2024 年 1 月 1 日开始实施容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。容量电价机制主要体现煤电对 电力系统的支撑调节价值，以机组容量为依据发放容量电费，为煤电业务提供稳定性收益补充，有助于煤电业 绩周期性波动的平抑。根据《通知》对各省容量电价水平的规定，公司煤电机组容量电价水平应为 100 元/千 瓦·年（含税），假设公司煤电机组利用小时数为 4500 小时，则容量电价对度电利润的提升为 0.0148 元/千瓦 时。以公司 840 万千瓦的煤电装机计算，预计容量电价可为公司增加归母净利润 3.23 亿元。
近期，多地发布 2024 年年度电力交易通知，随着容量电价的出台以及燃煤价格的下行，我们预期 2024 长 协电价或将有所下降，但各地电价变化变化幅度仍需考虑当地电力市场供需情况。以上海为例，在需求侧方 面，2023 年 1-10 月，上海市累计用电量 1543 亿千瓦时，同比增长 6.18%，用电需求较为旺盛；在供应侧方 面，上海本地主力发电机组为火电，外来电主要为“西电东送”水电以及安徽外送火电，短期内发电量增长空 间有限。综合来看，我们预期上海市 2024 年长协电价下降空间有限，公司机组上网电价还将维持良好水平。
供需关系改善叠加能源保供，2023 煤价整体下行
受动力煤需求放缓，原煤产能扩充、进口煤规模提升以及能源保供政策等多重因素影响，2023 年燃煤供需 情况相对宽松。需求端方面，根据中能传媒研究院煤炭市场分析，2023 年煤炭市场需求不足的情况较为突出。 一方面，保长协发运背景拉低终端电厂市场煤采购需求，北港及江内库存持续高位；另一方面，化工、水泥等 非电企业用煤需求持续低迷，在此情况下，煤炭需求整体偏弱。生产端来看，2023 年以来，国常会会议明确提 出持续释放煤炭先进产能，支持能源企业节日安全正常生产。 2023 年 1-10 月，我国原煤产量达 38.3 亿吨，同比增长 3.1%；10 月单月原煤产量为 3.9 亿吨，同比增长 3.8%。伴随着上游煤矿产能的持续兑现，我国原煤产量稳中有升；进口煤方面，2023 年 1-10 月，我国累计进 口煤 3.84 亿吨，同比增长 66.8%；10 月单月进口煤为 3599.2 万吨，同比增长 23.3%。随着印尼煤炭出口恢复增 产、俄罗斯煤炭进口规模增长以及澳大利亚煤炭进口的恢复，动力煤进口规模总体呈现稳步增长趋势。此外， 考虑到目前国际能源市场供需情况趋向宽松，我们认为动力煤进口规模仍有望维持高位。
得益于煤炭供需关系的改善和能源保供政策的出台，2023 年以来动力煤市场价格整体呈下行趋势。截至 2023 年 12 月 8 日，秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格为 941 元/吨，环比持平，同比下降 31.31%；进口煤炭方 面，广州港 5500 大卡印尼煤 12 月 8 日价格为 1022 元/吨，环比降低 0.78%，同比降低 19.59%。
动力煤库存方面，2023 年以来，沿海和内陆省份电厂动力煤库存水平总体高于去年同期水平，处于近三年 高位。截至 12 月 7 日，沿海 8 省份库存 3498.80 万吨，环比减少 12.90 万吨，幅度为 0.37%；同比增加 464.4 万 吨，幅度为 15.30%。而内陆 17 省份煤炭库存为 9342.60 万吨，环比减少 8.70 万吨，幅度为 0.09%；同比增加 1152.9 万吨，幅度为 14.08%。考虑进口煤零税率政策的延续、2023 年长协煤履约方案的严格要求以及电厂煤 炭库存与供需情况，我们认为电厂冬季补库压力不大，动力煤价格有望持续维持低位。
新能源政策持续加码，新兴能源业务开拓取得成效
2023 年以来，国家支持发展政策持续发布，利好新能源产业高质量发展。2023 年 2 月 27 日，国家能源局 印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025 年）》，提出要形成油气上游领域与新能源 新产业融合、多能互补的发展新格局。方案要求，统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电，着力提升新能源就 地消纳能力，统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设，加快提升油气上游新能源存储消纳能力，积极推进 绿色油气田示范建设，创新新能源全产业链开发利用合作模式；2023 年 4 月 6 日，国家能源局印发《2023 年 能源工作指导意见》。提出深入推进结构转型，要求 2023 年非化石能源占能源消费总量比重提高到 18.3%左 右；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%；大力 发展风电太阳能发电，全年风电、光伏装机增加 1.6 亿千瓦左右。
2022 年，在疫情冲击和艰难的发展环境下，公司新能源产业实现了新的突破。海南 120 万千瓦海上风电示 范项目实现“三个第一”（第一个取得前期工作文件、第一个获得核准、第一个启动建设），展现了公司综合 实力，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。截至 2023年 9月末，公司新能源控股装机容 量 439.34 万千瓦，占公司控股装机容量的 26.9%；其中风电装机为 235.78 万千瓦，占比 14.5%；光伏装机为 192.06 万千瓦，占比 11.8%。发电量方面，2023 年前三季度，得益于公司新能源装机规模的增长，公司风力发 电完成 38.54 亿千瓦时，同比增加 3.9%；光伏及分布式发电完成 17.99 亿千瓦时，同比增加 16.4%。根据公司 “十四五”发展规划，到 2025 年，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 至 1000 万千瓦，占比达到 50%。除新能源发电业务以外，公司依托自身绿电项目资源及集团氢能产业 链优势积极发展可再生能源制氢，有望增厚新能源项目利润。
新能源业务占比持续提升，成为公司新的利润增长点
公司新能源项目分布广泛，其中风电主要分布在内蒙古、江苏、上海，风力发电前五大省累计发电量占比 达 85.74%。光伏主要分布在贵州、安徽、山西等地，其中贵州发电量占比为 27.42%，光伏发电前五大省份累 计发电占比达 77.40%。
从公司新能源业务营收来看，2018-2022 年公司风光业务整体均保持稳健增长，占公司总营收比例从 2018 年的1.44%提升至2022年的12.19%。此外新能源业务毛利快速增长，近年来已成为公司盈利的重要组成部分。
油气业务不断拓展，管网布局加速推进
根据《油气产业蓝皮书》数据，2022年，我国原油产量 2.05亿吨，同比增长 2.9%，重回 2亿吨“安全线”； 天然气产量 2201 亿立方米，同比增速 6.07%，连续 5 年增产超百亿立方米。与此同时，我国进口原油 5.08 亿 吨，同比下降 0.9%，原油对外依存度降至 71.2%；进口天然气 1.09 亿吨，同比下降 9.9%，天然气对外依存度降至 40.2%。预计 2023 年我国油气产量继续保持增长态势，原油产量坚守“2 亿吨+”安全线，天然气产量超过 2350 亿立方米。 油气产销方面，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，其生产的 天然气全部销售给上海燃气有限公司，是现阶段上海市天然气气源组成部分之一。2020-2022 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。在营业收入方面，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。目前，公司不断推进油气产业后续业务，拓展公司深化与中海油、中石化等央企之间合作，做实南海相关 区域前期勘探开发研究。经过长期努力，就东海相关项目前期勘探工作达成一致，完成平湖油气探井完钻，推 动西湖气入沪，促进油气板块产能平稳接续。
除平湖油气田以外，公司还积极勘探开发南海恩平、新疆柯坪油气项目。油气管输方面，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。公司控股 50%的上海天然气管网有限公司向上海燃气 有限公司提供管输服务，收取管输费。作为上海地区唯一的天然气高压主干管网系统，在上海天然气运输业务 领域具有地域垄断优势。2020 年度至 2022 年度，公司管网输气量分别为 88.9 亿立方米、92.9 亿立方米和 89.1 亿立方米；实现营业收入 16.24、15.59 和 15.37 亿元，经营业绩较为稳健。
在煤化工方面，申能股份持有中天合创 12.5%的股份，中天合创能源有限责任公司是集煤炭、化工和电力 生产为一体的大型煤炭深加工企业，负责中天合创鄂尔多斯煤炭深加工示范项目建设、运营与管理。下设煤炭 分公司和化工分公司，分别负责煤炭深加工项目的煤炭部分和煤化工部分的建设、运营与管理。公司项目位于 内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗境内，配置煤炭资源 52.7 亿吨、黄河水资源 2677 万立方米/年。中天合创煤炭 产能为 1600 万吨/年，其中葫芦素煤矿和门克庆煤矿均为 800 万吨/年，服务年限分别为 145 年和 133.4 年。此 外，公司甲醇产能为 360 万吨/年（中间产品），聚烯烃产能为 137 万吨/年。2023 年上半年，中天合创公司实 现营业收入 78.84 亿元，同比减少 14.66%；归母净利润 13.17 亿元，同比减少 50.86%。整体来看，中天合创经 营业绩与煤炭价格走势呈正相关，2023H其经营业绩同比下降，主要系 2023年以来煤炭供需趋向宽松，市场价 格持续下行。通过参股中天合创，公司可部分对冲煤炭价格上涨对公司煤电盈利的侵蚀，提升经营稳定性。
参股核电企业收益可观，抽水蓄能持续布局
核电作为高质量、零排放的清洁能源，在安全性、高效性、稳定性方面具有显著优势，可为我国能源结构 低碳转型提供重要支撑。在《“十四五”现代能源体系规划》中，我国明确要积极安全有序发展核电；在 《2023 年能源工作指导意见》中，国家能源局也明确表示将积极推进核电项目建设，有序推动沿海核电项目 核准建设，因地制宜推进核能供暖与综合利用。整体来看，我国核电装机规模与发电总量呈稳步上升趋势。 2023 年 1-6 月，全国运行核电机组累计发电量为 2118.84 亿千瓦时，较 2022 年同期上升了 7.01%，占全国累计 发电量的 5.08%；核电设备利用小时数为 3773.79 小时；累计上网电量为 1989.23 亿千瓦时，比 2022 年同期上 升了 7.16%。 公司投资核电发电企业收益可观，2022 年贡献的净利润或投资收益占公司利润 10%以上的参股公司中有 两家为核电发电企业，其中核电秦山联营有限公司持股比例为 12%，秦山第三核电有限公司持股比例为 10%。 经营情况方面，2022 年，核电秦山联营有限公司营业收入为 73.55 亿元，净利润为 19.01 亿元，同比增长 6.51%，对应投资收益约为 2.28 亿元；秦山第三核电有限公司营业收入为 42.88 亿元，净利润为 14.81 亿元，同 比增长 0.05%，对应投资收益约为 1.48 亿元。长期来看，公司参股核电企业经营业绩较为平稳，可持续稳定为 公司贡献投资收益。
抽水蓄能电站可有效改善电网系统运行条件，促进能源结构的优化调整和清洁能源、可再生能源的发展。 同时，抽水蓄能电站还能担负调频、调相和事故备用等动态功能，被确立为“十四五”时期储能行业的发展重 点。目前，我国抽水蓄能电站建设持续加速推进，2022 年全年新增核准 48 座抽水蓄能电站，超过“十三五” 时期全部核准规模。截至 2022 年底，我国抽水蓄能已建、在建装机规模达到 1.6 亿千瓦，同时还有接近 2 亿千 瓦的抽水蓄能电站正在开展前期勘察设计工作。其中，已建规模 4579 万千瓦，约占全球抽水蓄能装机的 26.2%， 位居世界首位。 公司方面，目前公司参股多个抽水蓄能项目，其中华东天荒坪抽水蓄能及桐柏抽水蓄能项目已投入运营多 年，装机容量分别为 180 和 120 万千瓦，公司持股比例均为 25%。此外，公司还参股浙江衢江抽水蓄能有限公 司、安徽桐城抽水蓄能有限公司和安徽宁国抽水蓄能有限公司，装机容量分别为 120、128和 120万千瓦，公司 持股比例分别为 15%、20%和 11%，所属项目尚处于开工建设阶段。随着抽蓄项目建设的完成，公司投资收益 有望进一步增厚，整体盈利能力有望提升。
经营现金流保持充裕，股息率优于行业平均
得益于公司电力、油气等业务综合协同发展，公司经营现金流供应较为充裕。2023 年前三季度，公司经 营活动现金流净额为 61.26 亿元，同比增长 39.77%；净现比（经营活动现金流净额/净利润）为 2.07。充足的现金流供应可为公司未来扩展新能源业务提供资本支持，也保障了公司持续进行分红派息的能力。
公司始终重视股东投资回报，自上市以来，累计进行 30 次现金分红，累计分红金额达 205.54 亿元，分红 率达 45.33%。2020-2022 年，公司分别实现归母净利润 23.93、16.42 和 10.82 亿元，进行现金分红 13.62、9.82 以及 7.86 亿元，股利支付率为 56.93%、59.79%和 72.57%。得益于较高比例的分红水平，公司股息水平显著优 于行业平均水平。2020-2022 年，公司股息率水平分别为 5.36%、2.71%和 2.91%，均高于同期行业平均水平。
（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。）
