Eric （报告出品方/分析师：天风证券 郭丽丽）
1. 上海市地方国企，新能源转型速度加快
1.1. 简介：上海市地方国有企业，业务结构多元化发展
公司立足于上海市及长三角地区，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。
公司由原申能电力开发公司改制设立，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。
1999年4月公司新能源开发迈出新步伐。
2006年公司推动风电、太阳能项目的开发，清洁能源领域在核电基础上更上一层。
2008年公司拓展燃煤销售业务。
经过多年发展，公司打造以电力、油气为主业的综合性能源供应商定位，形成电力结构多元化的核心竞争力。
公司为地方国有企业，第一大股东为申能（集团）有限公司，实际控制人是上海市国有资产监督管理委员会。截至2023年3月31日，上海市国有资产监督管理委员会分别通过申能（集团）有限公司和上海久事（集团）有限公司对公司进行间接控股，合计持股比例为54.03%。
其中，申能（集团）有限公司直接持有公司 53.50%股份，上海久事（集团）有限公司直接持有公司0.53%股份。中国长江电力股份有限公司对公司直接持有股份比例10.01%，通过长电投资管理有限责任公司间接控股比例2.20%。
1.2. 业务：业务以煤电为主，新能源转型速度加快
公司是一家经营电力、油气为主业的能源综合服务商，多元化业务结构平滑公司经营风险，降低业绩的波动性。
1）电力业务
公司电力结构多元化，目前投资建成的电力项目分布于煤电、气电、核电、风电、光伏发电等领域，电力供应约占上海地区的三分之一。
公司装机规模不断增长，新能源转型成果显著。截至2023Q1，公司控股装机容量为1611.49万千瓦，同比持平，其中，煤电装机840万千瓦，占比52.12%，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342.56万千瓦的稳定水平；风电、光伏在运装机规模分别为230.78万千瓦和187.06万千瓦，二者占总装机规模的比例为25.93%，主要分布在贵州、青海和长三角地区;分布式供电11.09万千瓦，占比0.69%。
发电量方面，2023Q1煤电完成发电量102.85亿千瓦时，同比略有减少；气电完成发电量12.39亿千瓦时，同比增加23.70%；风电完成发电量14.00亿千瓦时，同比增加17.90%；光伏及分布式完成发电4.84亿千瓦时，同比增加38.60%，新能源装机和发电量均增速可观。
2）油气与煤炭销售业务
油气业务方面，公司下属上海石油天然气有限公司和新疆石油天然气有限公司分别负责东海平湖油气田和新疆塔里木油气田的勘探开发，其中前者所开采的天然气是现阶段上海市天然气气源组成部分之一。
2020年公司子公司业务发生转型，上海天然气管网有限公司的油气购销业务转为向上海燃气有限公司等提供油气管输服务并收取管输费，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一定地域垄断优势。
业务调整后，公司整体营业收入出现一定下滑，但由于管输业务毛利率大幅高于购销业务，因此该项业务调整对公司业绩影响较小。
煤炭销售业务方面，该板块由公司控股子公司申能燃料开展，由于收入端和成本端同时受煤炭价格涨跌影响，毛利率总体维持在较低水平。
2022年，公司燃煤销售实现营业收入46.49亿，占总营收16.49%，毛利率为1.22%。从能源供应链安全和成本控制来说，煤炭销售实现的煤电联营不仅能统筹兼顾全公司燃料需求，还能发挥煤电安全保供和降本增效功能。
1.3. 财务：煤电成本高企影响公司盈利，投资收益压舱石作用显著
新能源业务占比持续提升，成为公司的新的利润增长点。
营收方面，
公司2022年实现营收281.93亿，同比提高9.26%，其中，煤电板块实现营收132.14亿元，同比增长32.44%；气电实现营收44.92亿元，同比提高13.52%；随着装机规模的上涨，新能源发电量增加带动营收同步上涨，2022风电光伏合计实现营收34.38亿，同比增长46.86%；燃煤销售和油气管输业务经营相对稳定。
利润方面，
2022年公司实现归母净利润10.82亿，同比降低29.53%。2023Q1归母净利润达7.34亿，同比增长263.93%。
从利润贡献来看，
新能源利润贡献不断提高，2022年，新能源板块所获毛利占到了公司毛利总额的57.42%，已经成为公司新的利润增长点。
成本高企影响煤电利润，投资收益保障整体盈利。
公司参股投资包括煤电、风、光、核电、水电在内的多种能源发电企业、一些上下游企业以及申能财务等金融公司，分散了经营风险。
2021-2022年煤价大涨使得煤电业务毛利大幅下降甚至亏损，公司经营业绩承压，而风电、核电、金融等板块的投资收益相对稳定，减轻了煤价上涨对净利润的侵蚀力度。
2021年，公司煤电贡献毛利约为-0.18亿元，得益于15.4亿投资净收益的托底，2021年公司仍实现归母净利润16.42亿元。
2022年由于煤价仍处于高位，公司部分参股火电企业仍出现亏损，投资收益有所下滑，但仍占到归母净利润的25.14%，业绩压舱石作用显著。
财务杠杆提升增加财务压力，现金流充裕利于业务扩张。
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，公司资产负债率由2019年的44.27%上升至2023Q1的57.24%，尽管资产负债率有所上升，但公司杠杆水平仍处于可比公司较低水平。
另外，截至2023Q1，公司期末现金余额达127.47亿元，同比增长29.08%，现金盈余充足，有望支持后续债务扩张和业务扩张。
2.火电：煤价下跌+电价上涨，优质资产盈利能力有望优先修复
2.1. 成本端：库存高位+政策支持，整体煤价有望下行
2.1.1. 国内煤价：库存高位叠加政策支持，煤价中枢有望回落
需求：根据中能传媒研究院煤炭市场分析，国内经济恢复仍然处在初步阶段，需求不足仍较突出。
从煤炭市场来看，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，煤炭需求或将持续偏弱。
供给：产量目标提增+库存高企，供给侧相对充足。
从产量来看，国内2023年煤炭产量目标提升。根据煤炭资讯网及矿业新闻，山西计划煤炭产量13.65亿吨，同比增加0.65亿吨，内蒙古计划煤炭产量12.5亿吨，同比增加0.3亿吨。
据CCTD中国煤炭市场网的数据，预计2023年国内煤炭产量将达到47.5亿吨，同比增加2.5亿吨。2023年煤炭供需预计相对宽松。
从煤炭库存来看，终端电厂、港口库存双双高位。
从终端电厂来看，截至2023年5月24日，南方八省电厂煤炭库存达3669万吨，同比增加610万吨，终端电厂库存高企。
从港口库存来看，国内港口库存同样维持高位，截至2023年5月30日，秦皇岛港、曹妃甸港、广州港煤炭库存分别为625、621、346万吨，分别同比增加130、180、35万吨。
在此情况下，煤价进入快速下行通道，截至2023年5月30日，秦皇岛港Q5500煤价已跌至820元/吨，环比降低30元/吨，同比降低385元/吨。
从长协煤政策来看，
2022年10月31日国家发改委办公厅印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》。
与2022年方案相比，2023年的中长协合同的供应方范围扩大，所有在产的煤炭生产企业均在范围内；而需求方范围缩小至发电和供暖用煤企业。同时，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，较2022年700元/吨有所回落。
在全国长协比例提高以及合同基准价下降的大背景下，公司积极协调争取长协煤资源，拓宽煤采购渠道。
伴随公司未来长协煤签约率及履约率提升，其燃煤成本有望进一步降低。
2.1.2. 进口煤价：进口煤供给端放松有望带动整体价格下行
澳煤开放进口限制，进口煤渠道更加多元化。
根据海关数据显示，我国澳煤进口量逐步提升，2023年1-4月我国累计进口澳煤总量为630.86万吨，同比增长134.65%，其中4月澳煤进口量为388.62万吨，环比增长75.43%，澳煤进口放开趋势下我国煤炭供应渠道有望进一步多元化。
主要煤炭进口来源国产量目标增加叠加价格下调，有望促进动力煤价格下降。
从供应来看，
我国动力煤主要进口来源国印尼、蒙古国等均在新一年提高目标产量，印尼2023年煤炭产量目标提高至约7亿吨；据中国煤炭经济研究会数据，蒙古国2023年1-2月煤炭产量同比增长203.8%。
从价格来看，
受天气、主要进口国煤炭库存高企以及天然气价格下跌影响，进口煤价格持续下调，截止2023年5月30日，广州港印尼煤Q3800价格已降至642.40元/吨，同比降低163.76元/吨。
2.2. 收入端：需求增加推动电价上浮，火电盈利能力有望修复
在国家政策支持下，电价上涨空间拉大。
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》（简称《通知》）。
改革提出扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电价上涨空间拉大。
中电联2023年1月19日发布《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，报告提出2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。并且，报告指出2023年我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。
正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。
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。
从火电上网电价来看，
公司上网电价不断提高，2022年公司火电不含税平均上网电价为0.48元/kWh，同比增长14.13%。
公司燃煤发电均为大功率的高效先进机组，盈利能力有望优先修复。
2022年公司供电煤耗为286.2g/KWh，较全国平均水平低约15g/KWh，其中外高桥三发电2台100万千瓦级机组及外高桥二发电2台90万千瓦级的发电机组煤耗水平处于全国领先水平。
2022年4月，申能淮北发电基地135万千瓦超超临界燃煤发电机组项目正式投产，是当今全球单机容量最大机组。
2022年7月，申能淮北发电基地揭牌，平山发电基地三台机组将采取一体化统筹管理，形成精简高效的经营、生产、安全标准化管理机制，打造国内高效清洁煤电行业新标杆公司。
3. 加快推进绿色转型，新能源规模扩张迅速
3.1. 双碳目标加速能源电力结构转型，风光增长前景广阔
碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张。
在一次能源消费和碳排放的双重约束下，风光装机规模快速扩张，截至2023年4月，国内风电装机规模达到3.80亿千瓦，1-4月同比增长12.2%，光伏装机规模达到4.41亿千瓦，1-4月同比增长36.6%， 2018-2022年风光合计装机CAGR达20.6%。
“十四五”装机目标明确，未来有望延续高速增长。
2022年4月18日，国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知》，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。
根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2020-2025年CAGR达13.7%；光伏装机容量将达到5.51亿千瓦，2020-2025年CAGR达16.8%。
3.2. 新能源装机规模扩张迅速，未来有望保持高速增长
3.2.1. 规模扩张情况：新能源规模扩张迅
在“双碳”的大背景下，公司积极优化电力结构，加快推进绿色转型升级，规模扩张迅速。
装机方面，截至2022年底，公司新能源装机规模达到428.8万千瓦，占比达26.6%，已超过全部装机容量的四分之一，2018-2022年CAGR为58.4%；发电量方面，2022年全年，新能源发电量达到72.7亿千瓦时，占比为13.5%，2018-2022年CAGR为67.5%。
3.2.2. 分布和消纳情况：主要分布在华东和西北，消纳情况良好
截至2022年底，公司的新能源项目分布于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，便于消纳，根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022年，上海、江苏、安徽的风电和光伏利用率均为100%。
总体来看，公司的风电和光伏按装机加权后的平均利用率分别为97.5%和98.3%，风电高于全国平均水平，光伏与全国平均水平持平。
3.2.3. 未来增长规划：或仍将保持高速增长态势
装机目标明确，新能源业务或仍将继续保持高速增长。
据新华财经报道，公司计划至“十四五”末，总控股装机容量达到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%；控股发电量达到600亿千瓦时以上，其中非水可再生能源发电量占比超过30%。
2022年底公司新能源装机容量为428.8万千瓦，按公司计划的中间值测算，“十四五”末公司新能源装机规模有望达到1200万千瓦，则未来三年还有近两倍的增长空间，新增规模接近800万千瓦，3年CAGR达40.9%。
3.3. 组件价格下降+火新协同因素推动公司新能源业务持续增长
3.3.1. 推动因素一：组件价格下降
风机和光伏组件价格下降，为公司新能源布局带来成本优势。近期，风机和光伏组件价格都表现出不同程度的下降，并且下降趋势持续，这将为公司的新能源布局带来成本优势，推动“十四五”装机目标顺利实现。
光伏组件价格方面，根据InfoLink的数据，光伏产业链价格整体仍处于下行通道，2023年5月底多晶硅致密料及单晶182组件价格分别已降至118元/kg、1.60元/W；风机价格方面，金风科技发布的全国风电设备月度投标均价显示，风机价格同样呈现持续下降趋势，2023年3月的投标均价为1607元/KW，相较于2022年1月的2070元/KW下降22%。
3.3.2. 推动因素二：火新协同
火电项目有望与新能源项目形成协同，有助于公司获批新能源项目。公司传统的火电项目规模可观，新能源业务的发展有望充分利用公司现有的煤炭电源、输电线路以及火电机组的调峰能力优势，实现火电和新能源的协同发展。另外，出于方便新能源消纳以及调峰调频等方面的考虑，政策上对于火电企业参与新能源项目开发较为鼓励，在火新协同政策的支持下，公司有望获批更多新能源项目。
4. 盈利预测与估值
4.1. 盈利预测
我们将公司业务分为三大部分进行预测，分别为火电、新能源发电及其他业务（油气管输、煤炭销售、参股投资等）。
火电业务：
公司火电业务包括燃煤发电与燃气发电，其中以燃煤发电为主体。截至2022年底，公司煤电合并装机容量为840万千瓦，气电合并装机容量为342.56万千瓦，考虑到公司清洁能源发展战略及项目储备情况，假设公司2023-2025年煤电和气电合并装机容量均保持不变。
新能源发电业务：
公司新能源发电业务包括风电及光伏发电，截至2022年底，公司风电合并装机容量为230.78万千瓦，光伏发电合并装机容量为187.06万千瓦，根据公司“十四五”发展目标，假设2023-2025年底新能源合并装机容量分别为567.84万千瓦、767.84万千瓦、1017.84万千瓦，根据公司风光装机增长趋势，假设其2023-2025年风电合并装机容量分别为305.78万千瓦、405.78万千瓦、530.78万千瓦，光伏发电合并装机容量分别为262.06万千瓦、362.06万千瓦、487.06万千瓦。
其他业务（油气管输、煤炭销售、参股投资等）：
公司立足自身多类型发电项目，不断向综合能源服务业务拓展，包括油气管输、燃煤销售以及核电/抽蓄等投资，伴随公司各项业务发展，有望为公司贡献稳健的业绩支撑。
结合以上核心经营数据假设，我们预计公司2023-2025年可实现营业收入302.23、315.53和330.87亿元，同比分别增加7.20%、4.40%和4.86%；可实现归母净利润31.99、38.06和42.78亿元，同比分别增加195.56%、18.95%和12.40%。
4.2. 估值
由于公司为多电源类型的运营商，不同板块盈利水平及稳定性差异明显，因此我们分部对公司进行估值分析：
火电板块采用PB估值分析：
公司火电板块2022年末净资产约201亿元，根据持股比例得到权益净资产约为97.9亿元，我们选取华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）、大唐发电（601991.SH）作为可比公司，当前可比公司2023年平均PB为1.14倍，考虑煤价下降、电价上升对板块估值的提升以及公司火电业务盈利能力优势，给予公司火电板块2023年1.3倍PB，对应估值为市值127.25亿元。
新能源板块采用PE估值分析：
公司新能源板块2023年预计归母净利润约为13.4亿元，我们选取三峡能源（600905.SH）、龙源电力（001289.SZ）、太阳能（000591.SZ）作为可比公司，可比公司2023年平均PE为16.68倍，给予公司新能源板块2023年17倍PE，对应估值为市值228.13亿元。
其他业务（油气管输、煤炭销售、参股投资等）板块采用PE估值分析：
公司油气运输、煤炭销售及参股投资业务（除火电）收益均较为稳定，预计2023年该板块实现归母净利润约为9.2亿元，且主要由油气运输业务及核电投资贡献。
因此我们选取燃气及核电行业公司估值水平作为参考。
燃气方面，我们选取天壕环境（300332.SZ）、陕天然气（002267.SZ）作为可比公司，其2023年平均PE为13.41倍；核电方面，我们选取中国核电（601985.SH）、中国广核（003816.SZ）作为可比公司，其2023年平均PE为12.71倍。我们给予公司该板块2023年13倍PE，对应估值为市值119.25亿元。
综上，公司2023年合计估值为市值474.63亿元，对应目标股价为9.67元/股。
5. 风险提示
宏观经济下行风险：
如果未来经济增长放慢，全社会用电量增长速度将放缓，有可能造成弃水、弃风、弃光情况，对公司发电水平产生不利影响。
煤炭价格波动风险：
若煤炭供需紧张，则可能导致煤炭价格大幅上涨，公司火电盈利能力或将出现较大幅度的下滑。
电力价格波动风险：
随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。
新能源装机规模扩张不及预期：
公司“十四五”期间计划装机增长量相对于其当前规模弹性较大，为公司业绩主要增长点之一，但项目的核准、建设及并网投产仍存在一定不确定性，若项目推进情况不及预期，则可能对公司未来业绩造成一定冲击。
测算假设存在误差风险：
测算相关假设具有一定主观性，可能存在误差，仅供参考。
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报告来自【远瞻智库】
