1、 证券研究报告|公司深度报告 2023 年 11 月 1 日 增持增持（首次）（首次）地方能源翘楚，进可攻退可守地方能源翘楚，进可攻退可守 周期/环保及公用事业 目标估值：NA 当前股价：5.89 元 煤电业务主要提供业绩向上弹性，新能源业务提供持续增长动能，其他业务盈煤电业务主要提供业绩向上弹性，新能源业务提供持续增长动能，其他业务盈利能力稳定、提供业绩支撑下限。利能力稳定、提供业绩支撑下限。首首次覆盖次覆盖给予给予“增持增持”投资评级投资评级。综合性能源供应商，综合性能源供应商，立足上海立足上海打造多元电力结构。打造多元电力结构。申能股份系上海区域电力龙头，电力供应占上海地区约三分之一，控

2、股装机容量为 1616.9 万千瓦，其中煤电占比约 51.9%，气电占比约 21.2%，新能源占比约 26.9%。2020年管网业务调整后，公司营收稳健增长，2022 年实现营收 281.94 亿元，归母净利润 10.82 亿元，其中新能源成为新的利润增长点；实现投资收益 2.72亿元，业绩托底作用明显。煤价电价煤价电价优化优化+掌握自产煤炭掌握自产煤炭+燃机降本增效燃机降本增效，看好，看好火电火电盈利修复弹性盈利修复弹性。成本端，进口煤炭量增价降，公司火电厂主要分布在沿海地区，盈利修复弹性高于内陆电厂；公司煤电机组质量优异、技术先进，平均供电煤耗领先行业，同时向产业链上游布局煤矿资源，严控到

3、厂标煤价格。收入端，公司作为地方能源翘楚，深度获益于上海市高增用电需求。加大风光开发力度，加大风光开发力度，清洁能源转型目标明确清洁能源转型目标明确。公司清洁能源装机比重不断提高，2022 年末新能源控股装机容量 428.82 万千瓦，分布于 16 个省市，占据区位消纳优势。公司“十四五”期间规划新增非水可再生能源装机 8-10GW，我们预计 2025 年累计风光装机达到 12GW，占总装机量的 50%。近年来公司深化与央企战略合作，争取优质开发项目资源，海上风电捷报频传。业务多元分散风险，分红比率一马当先。业务多元分散风险，分红比率一马当先。公司通过控股、参股方式积极拓展上下游产业链，除了发

4、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。盈利预测盈利预测和估值和估值：我们预测 2023-2025 年归母净利润分别为 32.81/35.47/38.28 亿元，EPS 分别为 0.67/0.72/0.78 元，当前股价对应 PE 分别为 8.8x/8.2x/7.6x，首次覆盖给予“增持”评级。风险提示：风险提示：煤炭煤炭成本高于预期、成本高于预期、上网电价波动上网电价波动、新能源项目进度新能源项目进度滞

5、后滞后等等。财务财务数据数据与与估值估值 会计年度会计年度 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入(百万元)25313 28193 29225 29797 30922 同比增长 28%11%4%2%4%营业利润(百万元)2733 1440 4742 5127 5533 同比增长-23%-47%229%8%8%归母净利润(百万元)1961 1117 3281 3547 3828 同比增长-21%-43%194%8%8%每股收益(元)0.40 0.23 0.67 0.72 0.78 PE 14.7 25.9 8.8 8.2 7.6 PB 0.9 0.9 0.9 0.8

6、0.8 资料来源：公司数据、招商证券 基础数据基础数据 总股本（百万股）4909 已上市流通股（百万股）4865 总市值（十亿元）28.9 流通市值（十亿元）28.7 每股净资产（MRQ）6.7 ROE（TTM）7.5 资产负债率 55.8%主要股东 申能(集团)有限公司 主要股东持股比例 53.5%股价表现股价表现%1m 6m 12m 绝对表现-5-7 6 相对表现-2 4 5 资料来源：公司数据、招商证券 相关相关报告报告 宋盈盈宋盈盈 S01 -Nov/22Feb/23Jun/23Sep/23(%)申能股份沪深300申能股份申能股份（60064

7、2.SH）敬请阅读末页的重要说明 2 公司深度报告 正文正文目录目录 一、综合性能源供应商，打造多元电力结构.5 1、立足上海及长三角地区，加快低碳转型步伐.5 2、煤电贡献主要营收，多元经营分散风险.7 二、火电：煤价下行+电价上行，看好盈利修复弹性.10 1、二三季度进口煤价下行，沿海电厂获益匪浅.10 2、市场化改革进行时，电价向上空间逐步打开.12 三、绿电：风光装机规模提速，成本下降功不可没.15 1、光伏：原材料成本下行，发电经济性领先.15 2、风电：政策筑底需求，海风发展提速.16 四、推荐逻辑：风光火电提供弹性，多元投资分散风险.20 1、火电机组先进发电效率高，自产煤布局优

8、化成本.20 2、加大风光开发力度，海上风电捷报频传.21 3、业务多元分散风险，分红比率一马当先.23 五、盈利预测.25 六、风险提示.28 图表图表目录目录 图 1：申能股份历史沿革.5 图 2：申能股份股权结构（截至 2023/6/30）.5 图 3：公司新能源发电资产分布图.6 图 4：公司历年各项业务营收（亿元）.7 图 5：公司历年各项业务毛利润（亿元）.7 图 6：公司历年上网电量（亿千瓦时）.7 图 7：公司历年上网电价（元/兆瓦时）.7 图 8：公司历年归母净利润及增速（亿元）.8 图 9：公司历年投资收益及增速（亿元）.8 图 10：公司资产负债率与同行业对比.9 图 1

9、1：公司期末现金余额及增速（亿元）.9 图 12：公司历年分红总额及分红率.9 4UcVvXfWuY5WgVtU7N9R9PnPqQmOtQjMoPnMeRmMrQaQoPtMuOoNoPNZpPsM 敬请阅读末页的重要说明 3 公司深度报告 图 13：我国原煤产量（万吨）.10 图 14：国内主要港口煤炭库存变化（万吨）.10 图 15：秦皇岛 Q5500 煤炭市场价与长协价走势（元/吨）.10 图 16：澳煤各月份进口情况（万吨）.11 图 17：纽卡斯尔动力煤平仓价（美元/吨）.11 图 18：上海市本地和外来发电量变化情况（亿千瓦时）.14 图 19：2023H1 各省份电力缺口（亿千

10、瓦时）.14 图 20：上海市火电平均利用小时数与川鄂来水关系.14 图 21：上海市各类型电源发电量（亿千瓦时）.14 图 22：全国历年风电与光伏新增装机情况（GW）.15 图 23：我国地面光伏系统初始全投资变化趋势（元/W）.16 图 24：光伏地面电站不同等效利用小时数 LCOE 估算（元/W）.16 图 25：我国陆上风机中标均价变化（元/千瓦）.16 图 26：我国海上风机中标均价变化（元/千瓦）.16 图 27：海上风电 LCOE 仍有下降空间（美元/MWh）.17 图 28：我国部分地区海上风电与煤电平价上网对比.17 图 29：全球新增海上风电装机容量预测（GW）.18 图

11、 30：各国家或地区海上风电新增装机情况（MW）.18 图 31：同行业公司平均供电煤耗和煤电利用小时数.20 图 32：部分可比公司煤电机组构成（按容量）.20 图 33：公司新能源项目装机分布.21 图 34：公司新能源子公司历年净利润（亿元）.21 图 35：公司历年新能源装机及增速（万千瓦）.22 图 36：公司历年新能源发电量及增速（亿千瓦时）.22 图 37：海南省“十四五”海上风电规划场址分布图.22 图 38：海南省“十四五”海上风电规划基本情况.22 图 39：主要发电企业 PB（MRQ）.23 图 40：主要发电企业 PE（TTM）.23 图 41：申能股份历史 PE Ba

12、nd.28 图 42：申能股份历史 PB Band.28 敬请阅读末页的重要说明 4 公司深度报告 表 1：公司控股煤电和气电资产情况.6 表 2：公司在运机组情况.6 表 3：公司主要参股资产及历年收益情况.8 表 4：2023H1 部分沿海与内地电厂业绩对比（亿元）.11 表 5：国家及地方层面电力改革相关政策.12 表 6：主要省份年度电力交易均价情况（元/兆瓦时）.13 表 7：主要电力企业火电上网电价及增速（元/兆瓦时）.13 表 8：海上风电和陆上风电特征对比.17 表 9：海上风电主要省份在 6%收益率条件下实现平价的造价水平.18 表 10：东部沿海省份海上风电装机规划及补贴政

13、策.18 表 11：2023 年上海地区新能源开发建设项目中标案例.19 表 12：2023 年公司获得杭州湾风电竞配项目情况.22 表 13：各电力央企分红比率、股息率及股权激励情况.23 表 14：销售收入结构预测.25 表 15：盈利预测简表.26 表 16：估值对比表.27 附：财务预测表.29 敬请阅读末页的重要说明 5 公司深度报告 一、一、综合性能源供应商，综合性能源供应商，打造多元电力结构打造多元电力结构 1、立足立足上海及长三角地区，上海及长三角地区，加快低碳转型步伐加快低碳转型步伐 申能股份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。系上海区域电力龙

14、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%。图图 1：申能股份申能股份历史沿革历史沿革 资料

15、来源：公司官网、公司公告、招商证券 图图 2：申能股份申能股份股权结构（截至股权结构（截至 2023/6/30）资料来源：公司公告、招商证券 公司业务结构多元化，推动能源结构绿色转型。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

16、 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%。敬请阅读末页的重要说明 6 公司深度报告 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。表表 1：公司控股：公司控股煤电和气电煤电和气电资产情况资产情况 电源类型电源类型 企业项目名称企业项目名称

17、持股比例持股比例 装机容量装机容量(万千瓦万千瓦)装机装机构成构成(万千瓦万千瓦)煤电 上海外高桥第三发电 40%200 2100 上海外高桥第二发电 40%180 290 上海吴泾第二发电 51%123 63+60 淮北申皖发电（平山一期）51%132 266 淮北申能发电（平山二期）100%135 135 申能吴忠热电 97.43%70 235 气电 上海申能临港燃机发电 65%165.2 240.3+242.3 上海申能崇明发电 100%84.84 242.42 上海申能奉贤热电 51%92.52 45.85+46.67 资料来源：公司公告、招商证券 图图 3：公司公司新能源新能源发电资

18、产分布图发电资产分布图 资料来源：公司公告、招商证券 表表 2：公司在运机组情况：公司在运机组情况 燃煤燃煤 燃气燃气 风电风电 光伏光伏 在运机组控股装机容量（万千瓦）840.0 342.6 230.8 192.1 平均利用小时数（小时）4887 1651 2236 1103 综合厂用电率 4.86%2.03%-发电量（亿千瓦时）371.27 49.51 19.53 上网电量（亿千瓦时）354.89 48.36 19.33 资料来源：公司公告、招商证券 注：装机容量为 2023H1 数据，其余均为 2022 年全年数据 敬请阅读末页的重要说明 7 公司深度报告 2、煤电贡献主要煤电贡献主要营

19、收，营收，多元多元经营分散风险经营分散风险 公司营业收入公司营业收入以以煤电和气电煤电和气电为主为主。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

20、16.5%和 8.1%。新能源业务成为利润增长点。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。图图 4：公司历年公司历年各项业务营收各项业务营收（亿元）（亿元）图图 5：公司历年各项业务公司历年各项业务毛利毛利润润（亿元）（亿元）资料来源：公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 图图 6：公司

21、历年上网电量（亿千瓦时）公司历年上网电量（亿千瓦时）图图 7：公司历年公司历年上网电价（元上网电价（元/兆瓦时）兆瓦时）资料来源：公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 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。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050030035040045020162017

22、200212022煤电气电风电光伏电力燃煤销售石油天然气其他0%20%40%60%0204060202020212022煤电气电风电光伏电力燃煤销售石油天然气其他新能源占比(右轴)0%5%10%15%20%25%00500600200022上网电量同比(右轴)-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%00500600200022上网电价同比 敬请阅读末页的重要说明 8 公司深度报告 归母净利润持续为正。2021 年，公司

23、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

24、司盈利能力明显恢复。图图 8：公司历年公司历年归母净利润及增速归母净利润及增速（亿元）（亿元）图图 9：公司公司历年历年投资收益投资收益及增速及增速（亿元）（亿元）资料来源：公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 表表 3：公司公司主要主要参股资产及历年收益情况参股资产及历年收益情况 电源电源 被投资单位被投资单位 持股比例持股比例(%)权益法下确认的投资损益权益法下确认的投资损益(亿亿元元)2019 2020 2021 2022 煤电 上海外高桥第二发电有限责任公司 40 1.21 1.51-0.28-0.97 华能上海石洞口发电有限责任公司 50 1.21 1.75-0.54-1

25、.62 上海上电漕泾发电有限公司 35 0.27 1.16-2.24-2.20 上海外高桥发电有限责任公司 49 0.13 0.32 3.36-3.00 燃机 上海漕泾热电有限责任公司 30 1.04 0.95 1.03 1.17 华能上海燃机发电有限责任公司 30 0.33 0.18 0.14 0.13 上海华电奉贤热电有限公司 49 0.43 0.49 0.48 0.57 水电 华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司 25 0.86 1.22 1.21 0.86 华东桐柏抽水蓄能发电有限责任公 25 0.27 0.25 0.22 0.27 风电 国电承德围场风电有限公司 34-0.34 0.33

26、0.24 浙江玉环华电风力发电有限公司 26-0.43 滨海智慧风力发电有限公司 49-0.69 1.31 核电 核电秦山联营有限公司 12-2.14 2.28 秦山第三核电有限公司 10-1.48 其他 申能集团财务有限公司 30 0.97 1.30 0.96 0.92 上海申能融资租赁有限公司 40-0.16 0.50 0.40 资料来源：公司公告、招商证券 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。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

27、。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。-150%-100%-50%0%50%100%150%051015202530归母净利润同比(右轴)-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%024681012141618投资收益同比(右轴)占营业利润的比例(右轴)敬请阅读末页的重要说明 9 公司深度报告 图图 10：公司资产负债率与同行业对比公

28、司资产负债率与同行业对比 图图 11：公司期末现金余额及增速公司期末现金余额及增速（亿元）（亿元）资料来源：公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 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。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

29、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。图图 12：公司历年分红总额及分红率公司历年分红总额及分红率 资料来源：公司公告、招商证券 20%30%40%50%60%70%80%20020202120222023Q3国电电力华电国际华能国际大唐发电中国电力申能股份020406080100120140-80-60-40-20020406080经营现金流量净额投资现金流量净额筹资现金流量净额期

30、末现金余额(右轴)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0246810121416已现金分红总额(亿元)股利支付率 敬请阅读末页的重要说明 10 公司深度报告 二、二、火电火电：煤价下行煤价下行+电价上行，电价上行，看好看好盈利修复弹性盈利修复弹性 1、二三季度二三季度进口煤价进口煤价下行下行，沿海电厂获益匪浅，沿海电厂获益匪浅 国产煤价：国产煤价：2023 年年二三季度二三季度煤价中枢煤价中枢整体整体下移下移，四季度煤价略有回升，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

31、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

32、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。图图 13：我国原煤产量我国原煤产量（万万吨吨）图图 14：国内国内主要港口主要港口煤炭煤炭库存变化库存变化（万吨）（万吨）资料来源：iFinD、招商证券 资料来源：iFinD、招商证券 图图 15：秦皇岛秦皇岛 Q5500 煤炭煤炭市场市场价价与长协价与长协价走势走势（元（元/吨）吨）05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0003月4

33、月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月20022202305000250030003500Jan-20Apr-20Jul-20Oct-20Jan-21Apr-21Jul-21Oct-21Jan-22Apr-22Jul-22Oct-22Jan-23Apr-23Jul-23Oct-23北方港合计长江口合计-5000500025003000价差市场价格:动力煤(Q:5500):秦皇岛CCTD秦皇岛动力煤价格：年度长协Q5500 敬请阅读末页的重要说明 11 公司深度报告 资料来源：Wind、招商证券 进口煤价：澳煤重回国内市场

34、，进口煤炭“量增价降”。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

35、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。图图 16：澳煤各月份进口情况澳煤各月份进口情况（万吨）（万吨）图图 17：纽卡斯尔动力煤平仓价（纽卡斯尔动力煤平仓价（美美元元/吨）吨）资料来源：Wind、招商证券 资料来源：Wind、招商证券 二三季度二三季度煤价进入下行通道，沿海电厂盈利修复弹性更大。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

36、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。表表 4：2023H1 部分部分沿海与内地电厂业绩对比沿海与内地电厂业绩对比（亿元）（亿元）区域区域 公司名称公

37、司名称 2022 2023H1 营业收入营业收入 归母净利润归母净利润 同比同比(%)营业收入营业收入 归母净利润归母净利润 同比同比(%)沿海 申能股份 281.93 10.82-34.08 139.02 18.47 127.09 粤电力 A 526.61-30.04 4.57 238.41 8.57 162.44 宝新能源 94.15 1.83-77.78 49.97 3.14 3359.4 浙能电力 801.95-18.22-113.10 417.29 27.79 602.81 内陆 内蒙华电 230.66 17.62 289.61 110.99 14.8 26.66 皖能电力 242.

38、76 4.25 131.80 122.36 5.85 74.58 京能电力 304.85 8.03 125.82 150.07 3.68-28.49 建投能源 183.06 1.03 104.66 89.39 0.84 242.65 资料来源：公司公告、iFinD、招商证券 005006007008001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月202220230500300350400450500Jan-20Apr-20Jul-20Oct-20Jan-21Apr-21Jul-21Oct-21Jan-22Apr-22Jul

39、-22Oct-22Jan-23Apr-23Jul-23Oct-23 敬请阅读末页的重要说明 12 公司深度报告 2、市场化改革进行时，电价市场化改革进行时，电价向上空间逐步打开向上空间逐步打开 电力市场化改革持续推进，电价传导机制逐步理顺。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

40、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。表表 5：国家及地方层面电力改革相关政策：国家及地方层面

41、电力改革相关政策 时间时间 制定部门制定部门 政策名称政策名称 政策相关内容政策相关内容 2023.07 中央全面深化改革委员会 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 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。要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。2022.11 国家能源局 电力现货市场基本规则（征求意见稿）各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。2022.01 国家发改委 国家能源局 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 到 2025 年，全国统一电力市

42、场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。2021.10 国家发改委 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 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。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。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

43、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。电力现货价格不受上述幅度限制。2023.03 江苏监管办 江苏省电力中长期交易规则（征求意见稿）除计划电量执行政府制定的价格外，电力中长期交易的成交价格由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。基准价和浮动幅度按国家规定执行。2023.02 上海市发改委 上海电力市场直接交易规则（2023 年 1 月修订版）在所有工商业用户中，已直接参与市场交易的用户、拥有燃煤发电自备电厂的用户和高耗能用户，原则上均应继续或立即直接参与市场交易，若在无正当理由情况下由电网企业代理购电，自下月起用电

44、价格根据电网企业代理购电价格的 1.5 倍执行。2022.12 上海市发改委 关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知 一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电：夏季和冬季高峰时段电价在平段电价基础上上浮 80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮 60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮 25%。一般工商业及其他单一制用电：夏季和冬季高峰时段电价在平段电价基础上上浮 20%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮45%。2022.12 浙江省发改委 浙江省电力中长期交易规则（2022 年修订版）电力用户按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易的电力电量需

45、求、典型负荷曲线以及相关生产信息。2022.12 浙江省发改委 浙江省完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的实施意见（公开征求意见稿）建立健全以电力中长期+现货交易为主体的省级电力市场体系，进一步完善中长期、现货和辅助服务市场交易规则、扩大市场参与范围和交易规模，推动核电、水电、风电和光伏等各类省内外电源参与电力市场，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。敬请阅读末页的重要说明 13 公司深度报告 时间时间 制定部门制定部门 政策名称政策名称 政策相关内容政策相关内容 2022.01 安徽省能源局 安徽省电力需求响应实施方案（试行）在全省范围内开展电力需求响应工作，运用市场机制和价格杠杆，广泛

46、发动各类市场主体参与需求响应，引导用户提高电能管理水平，缓解电网供需矛盾，提升电网运行效率，促进可再生能源消纳，推动源网荷储友好互动。资料来源：国务院、国务院新闻办公室、财政部、国家能源局、国家发改委、生态环境部、招商证券 各省电力交易价格顶格上浮，保障火电企业盈利。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，

47、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。表表 6：主要省份年度电力交易均价情况（元主要省份年度电力交易均

48、价情况（元/兆瓦时）兆瓦时）地区地区 燃煤基准价燃煤基准价 2022 2023 均价均价 上浮上浮 均价均价 上浮上浮 江苏 391 466.69 19.36%466.64 19.35%浙江 415.3 498.36 20.00%497.73 19.85%广东 463 497 7.34%553.84 19.62%广西 420 491.61 17.05%491.62 17.05%福建 393.2 443.2 12.72%449.5 14.32%陕西 354.5 417.8 17.86%425.4 20.00%海南 429.8 515.76 20.00%515.76 20.00%资料来源：各省发改

49、委、各省电力交易中心、北极星售电网、招商证券 表表 7：主要电力企业火电上网电价及增速：主要电力企业火电上网电价及增速（元（元/兆瓦时）兆瓦时）公司公司 2021 2022 2023H1 火电上网电价火电上网电价 同比同比 火电上网电价火电上网电价 同比同比 综合综合上网电价均价上网电价均价 申能股份 458.29 2.65%532.94 16.29%527.00 华能国际 426.73 4.59%512.33 20.06%515.23 大唐发电 461.32 7.21%551.27 19.50%485.56 华电国际 538.35 1.23%672.03 24.83%527.05 国投电力

50、398.00 5.29%512.00 28.64%388.00 浙能电力 376.35 4.01%446.37 18.61%436.00 上海电力 401.00-1.23%470.00 17.21%620.00 资料来源：各公司公告、招商证券 上海市对外来电力上海市对外来电力依赖依赖加重，近年来加重，近年来本地本地火电机组利用小时数回升。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，

51、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 敬请阅读末页的重要说明 14 公司深度报告 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%。图图 18：上海市上海市本地和外来发电量本地

52、和外来发电量变化变化情况情况（亿千瓦时）（亿千瓦时）图图 19：2023H1 各省份电力缺口各省份电力缺口（亿千瓦时）（亿千瓦时）资料来源：iFinD、招商证券 资料来源：中国电力网、招商证券 图图 20：上海市上海市火电平均利用小时数火电平均利用小时数与与川鄂川鄂来水来水关系关系 图图 21：上海市上海市各类型电源发电量各类型电源发电量（亿千瓦时亿千瓦时）资料来源：Wind、招商证券 资料来源：iFinD、招商证券 0%10%20%30%40%50%60%02004006008001,0001,200本地发电量外来电量外来电量占比(右轴)0050060070080090

53、01,000山东浙江江苏广东河南北京河北上海辽宁湖南重庆江西天津青海广西-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%01,0002,0003,0004,0005,0006,0002008200920000022上海火电平均利用小时上海火电利用小时数同比(右轴)川鄂水电利用小时数同比(右轴)02004006008001,000火电风电光伏2022202120202019 敬请阅读末页的重要说明 15 公司深度报告 三、三、绿电：绿电：风光装机风光装机规模提速，规模提速，成本下降功不可没成本下降功不

54、可没“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。“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“十四五”可再生能源发展规划提供确定性指引，风

55、光装机有望进一步增长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。图图 22：全国历年风电全国历年风电与与光伏光伏新增新增装机情况（装机情况（GW）资料来源：国家能源局、招商证券 1、光伏：光伏：原材料成本下行，原材料成本下行，发电经济性领先发电经济性领先 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。硅料产能释放带动光伏原材料价格下行，光伏发电经

56、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。根据根据 CPIA 预测，未来光伏地面电站预测，未来光伏地面电站 LCOE 将进一步下降。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

57、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、-100%-50%0%50%100%150%200%00708090201820192

58、020202120222023H1风电光伏风电增速(右轴)光伏增速(右轴)敬请阅读末页的重要说明 16 公司深度报告 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。图图 23：我国地面光伏系统初始全投资变化趋势我国地面光伏系统初始全投资变化趋势（元（元/W）图图 24：光伏地面电站不同等效利用小时数光伏地面电站不同等效利用小时数 LCOE 估算估算（元（元/W）资料来源：CPIA、招商证券 资料来源：CPIA、招商证券 2、风

59、电：风电：政策筑底需求，政策筑底需求，海风海风发展提速发展提速 大型化叠加竞争加剧，风电整机中标均价持续下降。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

60、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%。图图 25：我国陆上风机中标均价我国陆上风机中标均价变化变化（元（元/千瓦）千瓦）图图 26：我国海上风机中标均价变化我国海上风机中标均价变化（元（元/千瓦）千瓦）资料来源：CWEEA、招商证券 资料来源：CWEEA、招商证券 在在风电机组风电机组成本瓶颈解除成本瓶颈解除的背景下的背景下，海上风电优势显著，即将成为下一个投资海上风电优势显著，即将成为下一个投资风口。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

61、电力负荷中心等优势。一般估计海上风速比平原沿0.01.02.03.04.05.0202220232024202520272030组件价格逆变器固定式支架建安费用一次设备二次设备电缆价格一次性土地成本电网接入成本管理费用0123450.000.050.100.150.200.250.300.350.40202220232024202520272030初始投资(右轴)1800h1500h1200h1000h004000500060002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022004000500060

62、0070008000200022 敬请阅读末页的重要说明 17 公司深度报告 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

63、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。表表 8：海上风电和陆上风电特征对比海上风电和陆上风电特征对比 海上风电海上风电 陆上风电陆上风电 弃风消纳 海上风场基本都建设在沿海 100-200 公里以内，距离负荷中心较近，减少电力传输损失，并且常年有风，适合电负荷中心的需求。受限于弃风消纳问题，弃风现象严重主要在于系统调峰能力严重不足，新能源发电与送出工程建

64、设进度不同步和体制机制的问题。新能源富集地区不同程度地存在跨省、跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。利用小时数 海上风电根据资源条件不同，利用小时数一般也不同，但是平均利用小时数可以达到 3000 小时以上。目前我国海上风电单机容量以 2.5-5MW 为主。陆上风电年均利用小时数为 2200 左右，单机容量以 2MW 类型为主。地形、城市规划 海上风电不会受到地形、城市规划的影响，同时有着更多的资源量。受地形、城市规划的影响。波动性 不会因为昼夜问题造成发电量“清零”，波动性小于光伏和陆上风电。波动性较大。输送 东部沿海省份在离岸 30 至 50 公里的区域，都可以直接开发本

65、地的海上风能，没有远距离输送问题。太阳能和陆地风能最丰富的主要在西部地区，用能主要集中在东部沿海，需要特高压线路实现远距离输送。供电成本 可以就地消纳。光伏以及陆上风电都有着间歇性及不确定性，无法独立向负荷地区供电。从电力系统的运行原理来看，西部送端系统风电和光伏发电需要与当地火电、水电可控机组相协调，最终输送给终端电力用户。资料来源：中国能源网、OFWEEK、招商证券 图图 27：海上风电海上风电 LCOE 仍有下降空间（美元仍有下降空间（美元/MWh）图图 28：我国部分地区我国部分地区海上风电与煤电平价上网对比海上风电与煤电平价上网对比 资料来源：BNEF、招商证券 资料来源：基于 LC

66、OE 模型的海上风电平价上网分析、招 敬请阅读末页的重要说明 18 公司深度报告 商证券 表表 9：海上风电主要省份在海上风电主要省份在 6%收益率条件下实现平价的造价水平收益率条件下实现平价的造价水平 省份省份 风能资源条件风能资源条件 年利用小时数年利用小时数 实现平价造价范围实现平价造价范围(元元/千瓦千瓦)当前造价水平当前造价水平(元元/千瓦千瓦)江苏 7.6-8.0m/s 3300-3600 11000-13000 12000-13000 山东 7.0-7.6m/s 2800-3300 10000-12000 12000-13000 浙江 7.2-7.8m/s 3100-3400 1

67、0000-13000 12500-13500 广东 7.3-9.5m/s 3100-4200 12000-16000 14000-15500 资料来源：CWEA、北极星电力网、招商证券 政策文件筑底政策文件筑底“十四五”期间“十四五”期间海风装机需求海风装机需求，地方补贴助力，地方补贴助力海风海风平稳平稳向平价上向平价上网网过渡过渡。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

68、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。图图 29：全球新增海上风电装机容量预测（全球新增海上风电装机容量预测（

69、GW）图图 30：各各国家国家或或地区地区海上风电新增装机海上风电新增装机情况（情况（MW）资料来源：BNEF、招商证券 资料来源：WFO、招商证券 表表 10：东部沿海省份海上风电东部沿海省份海上风电装机规划装机规划及及补贴政策补贴政策 省份省份“十三五十三五”已已并网容量并网容量“十四五十四五”规划装机容量规划装机容量 补贴政策补贴政策 山东-到 2025 年风电装机规模达到2500 万千瓦。打造千万千瓦级海上风电基地，到 2030 年风电装机达到 4500 万千瓦。对 20222024 年建成并网的“十四五”海上风电项目，山东省财政分别按照 800 元/千瓦、500 元/千瓦、300 元

70、/千瓦的标准给予补贴，补贴规模分别不超过 200 万千瓦、340万千瓦、160 万千瓦。江苏 485 万千瓦 到 2025 年全省海上风电装机达到1500 万千瓦以上。-上海 42 万千瓦“十四五”力争新增规模 180 万千瓦。2025、2030 年全市风电装机力争分别超过 262、500 万千对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于 50km 近海海上风电项目，根据项目建设规模给予投资奖励，分 5 年拨付，每年拨付 20%。深远海海上风电010,00020,00030,00040,000中国大陆英国德国荷兰法国中国台湾日本挪威2021年底装机2022年新增2022年底在建 敬

71、请阅读末页的重要说明 19 公司深度报告 瓦。项目和场址中心离岸距离大于等于 50km 近海海上风电项目奖励标准为 500 元/千瓦。单个项目年度奖励金额不超过5000 万元。适用于上海市 2022-2026 年投产发电的项目。浙江 38 万千瓦“十四五”期间海上风电新增装机455 万千瓦以上，力争达到 500 万千瓦。2022 年和 2023 年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按 60 万千瓦和 150 万千瓦控制、补贴标准分别为 0.03 元/千瓦时和 0.015 元/千瓦时。以项目全容量并网年份确定相应的补贴标准，按照“先建先得”原则确定享受省级补贴的项目，直至补贴规模用完。项目补贴期

72、限为 10 年，从项目全容量并网的第二年开始，按等效年利用小时数 2600 小时进行补贴。福建 67 万千瓦“十四五”期间新增海上风电开发1030 万千瓦，示范化开发深远海风电 480 万千瓦。-广东 54 万千瓦“十四五”期间新增海上风电装机容量约 1700 万千瓦。补贴范围为 2018 年年底前已完成核准、在 2022 年至2024 年全容量并网的省管海域项目；补贴标准为 2022年、2023 年、2024 年全容量并网项目分别补贴 1500 元/千瓦、1000 元/千瓦、500 元/千瓦。资料来源：政府网站、北极星风力发电网、招商证券 竞争格局方面，竞争格局方面，地方国企在指标争夺中具有

73、竞争优势。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。表表 11：2023 年上海地区新能源年上海地区新能源开发建设开发建设项目中标案例项目中标案例 项目名称项目名称 项目规模项目规模(万千瓦万千瓦)项目公司项目公司 企业性质企业性质 宝武清能分散式风电（宝山基地）示范项目 1.68 宝武清洁能源有限公司 国有企业 奉贤海湾风电场改造升级 4.8 上海新能源环保工程有限公司 国有控股 奉贤海

74、湾壹号塘 40MW 集中式光伏渔光互补项目 4 上海上电绿山新能源科技有限公司 国有控股 中国能建崇明区中兴镇 100 兆瓦渔光互补项目 10 中能建投（上海）新能源有限公司 国有企业 上海华电崇明华星 81 兆瓦渔光互补项目 8.1 上海崇明华电华新能源有限公司 国有企业 华能上海漕泾渔光互补光伏发电项目一期 3.24 诺碳（上海）清洁能源开发有限公司 国有控股 杭州湾海上风电项目奉贤四期、东海大桥三期 35 申能股份有限公司牵头 国有企业 杭州湾海上风电项目金山二期、奉贤二期 45 上海电力股份有限公司牵头 国有企业 资料来源：政府网站、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 20 公司深度报告

75、 四、四、推荐逻辑：推荐逻辑：风光火电风光火电提供弹性提供弹性，多元投资分散多元投资分散风险风险 1、火电机组先进发电效率高，自产煤布局优化成本火电机组先进发电效率高，自产煤布局优化成本 公司平均供电煤耗公司平均供电煤耗领先行业领先行业。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 48

76、87 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、技术机组质量优异、技术先进先进是公司供电煤耗是公司供电煤耗较低的核心原因较低的核心原因。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 3

77、9.9%，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。图图 31：同行业公司同行业公司平均供电煤耗平均供电煤耗和煤电利用和煤电利用小时数小时数 图图 32：部分可比公司煤电机组构成（按容量）部分可比公司煤电机组构成（按容量）资

78、料来源：各公司公告、招商证券 注：供电煤耗和利用小时为 2022 年数据 资料来源：各公司公告、招商证券 公公司司向产业链上游向产业链上游布局布局自产自产煤矿煤矿资源资源，控制到厂标煤价格，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

79、煤生004000500060000500300350400平均供电煤耗(克/千瓦时)燃煤机组利用小时数(右轴)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%60万千瓦以下60万千瓦及以上100万千瓦及以上华能国际国电电力华电国际申能股份 敬请阅读末页的重要说明 21 公司深度报告 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

80、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，加大风光开发力度，海上风电捷报频传海上风电捷报频传 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

81、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。图图 33：公司新能源项目装机分布公司新能源项目装机分布 图图 34：公司新能源子公司历年净利润（亿元）公司新能源子公司历年净利润（亿元）资料来源：各公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 风电利用率高于全国平均水平，风电利用率高于全国平均水平，清洁化转型目标明确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

82、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。2%12%14%14%25%33%华南华北华中西南西北华东02468202020212022上海申能新能源投资有限公司申能新能源（青海）有限公司申能新能源（内蒙古）有限公司 敬请阅读末页的重要说明 22 公司深度报告 图图 35：公司公司历年新能历年新能源装机及增速（万千瓦）源装机及增速（万千瓦

83、）图图 36：公司公司历年历年新能源发电新能源发电量及增速量及增速（亿千瓦时）（亿千瓦时）资料来源：各公司公告、招商证券 资料来源：公司公告、招商证券 2023 年公司将侧重海上风电建设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

84、，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。图图 37：海南省“十四五”海上风电规划海南省“十四五”海上风电规划场址分布图场址分布图 图图 38：海南省“十四五”海上风电规划基本海南省“十四五”海上风电规划基本情况情况 资料来源：国际能源网、招商证券 资料来源：国际风力发电网、招商证券 表表 12：2023 年年公司公司获得获得杭州湾杭州湾风电风电竞配竞配项目情况项目情况 奉贤四期奉贤四期 东海大桥三期东海大桥

85、三期 牵头企业牵头企业 申能股份有限公司 联合参与企业联合参与企业 龙源电力集团股份有限公司、上海绿色环保能源有限公司 上海绿色环保能源有限公司、中广核风电有限公司 规划装机容量规划装机容量 20 万千瓦 15 万千瓦 场址面积场址面积 23 平方公里 12 平方公里 场址水深场址水深 7-8.5 米 8 米 离岸距离离岸距离 17.6 公里 12 公里 0%20%40%60%80%100%120%140%0500300350400450500200212022新能源装机同比(右轴)0%20%40%60%80%100%120%0

86、07080200212022新能源发电同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 23 公司深度报告 平均风速平均风速 7.7 米/秒 7.9 米/秒 上网电价上网电价 0.235 元/千瓦时 0.236 元/千瓦时 开工时间开工时间 2023 年底前开工 并网时间并网时间 2024 年 9 月底前全容量建成并网 资料来源：上海市发改委、招商证券 3、业务多元业务多元分散分散风险，风险，分红比率一马当先分红比率一马当先 多元化经营分散业务风险。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

87、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。估值水平估值水平偏低、分红比率领先。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

88、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。图图 39：主要发电企业主要发电企业 PB（MRQ）图图 40：主要发电企业主要发电企业 PE（TTM）资料来源：iFinD、招商证券 资料来源：iFinD、招商证券 注：股价数据截至 2023/10/24 表表 13：各电力央企分红比率、股息率及股权激励情况各电力央企分红比率、股息率及股权激励情况 板块板块 公司公司 分红比例分红比例 每股股利每股股利 股息率股息率

89、股权激励股权激励 2021 2022 2021 2022 2021 2022 火电火电 华能国际 0%0%0.00 0.00 0.0%0.0%国电电力 0%63%0.00 0.10 0.0%2.3%申能股份 60%73%0.20 0.16 2.7%2.9%水电水电 长江电力 71%94%0.82 0.85 3.6%4.1%0.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8PB(MRQ)可比平均-500500PE(TTM)可比平均 敬请阅读末页的重要说明 24 公司深度报告 华能水电 52%46%0.17 0.18 2.6%2.7%光伏光伏 太阳能 0%36%0.

90、00 0.13 0.0%3.2%风电风电 三峡能源 11%30%0.02 0.08 0.8%1.3%龙源电力 19%19%0.15 0.12 0.0%0.6%核电核电 中国广核 44%44%0.08 0.09 2.7%3.2%中国核电 35%36%0.15 0.17 1.8%2.8%资料来源：Wind、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 25 公司深度报告 五、五、盈利预测盈利预测 风光火电风光火电主业主业提供弹性提供弹性，多元多元支撑型支撑型业务业务稳定基本盘稳定基本盘，进可攻退可守，进可攻退可守。申能股份系上海区域综合性电力龙头，业务结构多元化发展，能源结构绿色低碳转型步伐加速。在公司的主营

91、业务中，煤电业务主要提供业绩向上弹性，新能源业务提供持续增长动能，气电业务执行气电联动、保障基本收益，油气管输业务按照通过量收费较为稳定。在投资收益部分，抽水蓄能业务受外部宏观经济和原材料波动的影响较小、现金流确定性高，煤炭化工业务可以对冲火电业务的成本波动风险。火电业务：火电业务：成本方面，进口煤炭量增价降，公司火电厂主要分布在沿海地区，盈利修复弹性高于内陆电厂；公司平均供电煤耗领先行业，同时向产业链上游布局煤矿资源，严控到厂标煤价格。收入方面，公司作为地方能源翘楚，根据公司统计口径，公司电力供应占上海地区约三分之一，从而深度获益于上海市高增用电需求。新能源业务：新能源业务：公司以规模化为方

92、向，坚持集中式与分布式并举，风光资产占据区位消纳优势，深化与央企战略合作获得新能源项目资源，新能源经营效益进一步体现，已成为公司重要利润增长点。盈利预测假设：盈利预测假设：利用小时数方面，考虑到短期上海市电力供需偏紧格局延续，我们假设 2023 年火电机组利用小时数提升 50 小时；考虑到中长期新能源上网电量增速较快、压缩火电利用小时数的可能，假设 2024-2025 年公司火电机组利用小时数逐年下降 25 小时，新能源机组利用小时数逐年上升 30 小时。装机方面，基于公司“十四五”期间清洁能源转型发展目标，我们假设 2023-2025年公司火电装机量保持不变，新能源新增装机分别为 100/3

93、00/400 万千瓦。上网电价方面，2022 年上海市电力用户直接交易平均成交电价 489.37 元/兆瓦时，相较于燃煤标杆电价尚未实现顶格上浮，且公司市场化交易电量占比仍有提升空间，因此假设公司 2023 年火电平均上网电价将提升 2%，2024-2025 年每年降低 1%；随着新增低价风光项目并网，假设公司风光上网电价将逐步下调至和火电电价接近的区间。成本方面，考虑到煤价中枢下行以及公司自产煤使用量提升，假设 2023/2024/2025 年公司标煤单价下降至 1025/1000/995 元/吨。投资收益方面，公司参股企业主要是盈利较为稳定的核电、油气田和煤矿等资产，预计每年可实现投资收益

94、约 10 亿元。基于以上假设，我们预计未来三年，公司电力业务营业收入增速为 6.0%/3.2%/5.3%，火电毛利率回升至 10%以上，风电和光伏毛利率在 50%左右。预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为 32.81/35.47/38.28 亿元，EPS 分别为0.67/0.72/0.78 元，当前股价对应 PE 分别为 8.8x/8.2x/7.6x，首次覆盖给予“增持”评级。表表 14：销售收入结构预测：销售收入结构预测 单位：亿元单位：亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 253.13 281.93 292.25 297.97 30

95、9.22 增速 28.4%11.4%3.7%2.0%3.8%电力业务收入电力业务收入 157.90 211.44 224.14 231.24 243.40 增速 20.4%33.9%6.0%3.2%5.3%敬请阅读末页的重要说明 26 公司深度报告 火电业务收入火电业务收入 134.49 177.06 183.47 180.73 177.10 增速 31.7%3.6%-1.5%-2.0%装机量（万千瓦）1047.56 1182.56 1182.56 1182.56 1182.56 利用小时数 3020.34 3139.55 3181.27 3160.41 3139.55 发电量（亿千瓦时）31

96、6.40 371.27 376.20 373.74 371.27 厂用电率 4.25%4.41%4.37%4.37%4.37%上网电量（亿千瓦时）302.95 354.89 359.78 357.41 355.03 平均上网电价（元/度）0.44 0.50 0.51 0.51 0.50 风电业务收入风电业务收入 19.15 26.32 27.71 34.53 44.61 增速 37.4%5.3%24.6%29.2%装机量（万千瓦）208.80 230.80 240.80 400.80 600.80 利用小时数 2410.00 2236.00 2266.00 2296.00 2326.00 发电

97、量（亿千瓦时）40.01 49.51 54.57 73.66 108.73 厂用电率 2.31%2.33%2.33%2.33%2.33%上网电量（亿千瓦时）39.09 48.36 53.30 71.94 106.20 平均上网电价（元/度）0.49 0.54 0.52 0.48 0.42 光伏业务收入光伏业务收入 4.26 8.06 12.96 15.98 21.70 增速 89.1%60.7%23.3%35.8%装机量（万千瓦）132.10 187.10 277.10 417.10 617.10 利用小时数 1161.00 1103.00 1133.00 1163.00 1193.00 发电

98、量（亿千瓦时）8.82 19.53 31.40 40.37 57.71 厂用电率 1.44%1.05%1.05%1.05%1.05%上网电量（亿千瓦时）8.70 19.33 31.07 39.94 57.11 平均上网电价（元/度）0.49 0.86 0.73 0.62 0.53 油气管输油气管输业务收入业务收入 22.15 22.83 22.83 22.83 22.83 增速 3.1%0.0%0.0%0.0%燃煤销售业燃煤销售业务收入务收入 71.90 46.49 44.17 42.84 41.99 增速 -35.3%-5.0%-3.0%-2.0%其他业务收入其他业务收入 1.18 1.18

99、 1.12 1.06 1.01 资料来源：公司数据、招商证券 表表 15：盈利预测简表：盈利预测简表 单位：亿元单位：亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 253.13 281.93 292.25 297.97 309.22 营业成本 224.35 248.20 232.38 233.36 239.66 营业税金及附加 1.57 2.14 2.22 2.27 2.35 营业费用 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06 管理费用 8.82 10.60 10.99 11.21 11.63 研发费用 0.20 0.18 0.29 0.30 0.

100、31 财务费用 9.38 12.57 12.74 12.99 13.48 资产减值损失-5.17-0.95-0.98-1.00-1.04 公允价值变动收益 6.70 2.19 2.19 2.19 2.19 其他收益 1.64 2.26 2.34 1.79 1.55 投资收益 15.40 2.72 10.30 10.50 10.90 营业利润营业利润 27.33 14.40 47.42 51.27 55.33 营业外收入 1.27 0.41 0.43 0.44 0.45 营业外支出 0.32 0.18 0.29 0.30 0.31 利润总额利润总额 28.28 14.63 47.56 51.41

101、 55.48 所得税 7.33 3.80 11.89 12.85 13.87 敬请阅读末页的重要说明 27 公司深度报告 少数股东损益 1.34-0.33 2.85 3.08 3.33 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 19.61 11.17 32.81 35.47 38.28 EPS（元）（元）0.40 0.23 0.67 0.72 0.78 资料来源：公司数据、招商证券 表表 16：估值对比表：估值对比表 公司公司 代码代码 市值市值（亿元）（亿元）EPS PE PB(MRQ)ROE(TTM)22A 23E 24E 22A 23E 24E 申能股份 600642.SH 296.53 0

102、.23 0.67 0.72 26.56 8.8 8.2 0.93 7.5%皖能电力 000543.SZ 143.95 0.19 0.55 0.67 23.89 11.15 9.21 1.02 8.8%上海电力 600021.SH 247.59 0.11 0.66 0.92 87.90 13.91 9.91 1.35 8.4%浙能电力 600023.SH 610.10-0.14 0.48 0.55-25.59 9.18 7.89 0.91 5.5%福能股份 600483.SH 217.50 1.33 1.11 1.22 7.97 7.42 6.73 1.05 12.7%平均平均 0.37 0.7

103、0 0.84 23.54 10.42 8.44 1.08 8.8%资料来源：公司数据、招商证券 注：选取收盘价基准日期为 2023/10/30 敬请阅读末页的重要说明 28 公司深度报告 六、六、风险提示风险提示 我们认为未来公司主要的风险因素在于煤价上行风险、进口煤成本高于预期、自产煤兑现率不及预期、上网电价波动风险、新能源项目进度滞后风险五个方面。1）煤价上行风险：煤价上行风险：今年三季度末以来，供给风险发酵叠加非电煤需求带动，动力煤现货价格重回 1000 元/吨上方水平。若四季度煤炭供给弹性不足，可能导致煤价进一步上行，提高火电业务燃料成本。2）进口煤进口煤成本高于预期成本高于预期：国际

104、能源市场地缘政治博弈仍在继续，使得海外燃料价格未来趋势充满变数。公司电厂主要分布在沿海区域，相对更为依赖进口煤。若进口煤价格逆转下行趋势、维持在较高水平，将使得公司的经营效益面临压力。3）自产煤自产煤兑现率兑现率不及预期不及预期：公司参股煤矿，通过自产煤长签锁定低于现货煤的价格，其履约率直接影响到厂标煤价格。若公司自产煤兑现率不及预期，将提高现货煤采购比例，从而提升燃料成本。4）上网电价波动风险上网电价波动风险：由于现行上网电价受到政府的严格监管，如果电力企业发电成本上涨得不到及时疏导，将导致公司未来电价水平存在不确定性，给企业经营业绩带来负面影响。5）新能源新能源项目进度滞后风险项目进度滞后

105、风险：公司以规模化开发、基地项目开拓为方向，全力加快新能源发展。公司未来短期内新增装机集中在新能源项目，且“十四五”风光装机规划相比现有装机弹性较大；若项目的审批、建设和并网投产进度不及预期，则将对公司业绩增速造成冲击。图图 41：申能股份申能股份历史历史 PE Band 图图 42：申能股份申能股份历史历史 PB Band 资料来源：公司数据、招商证券 资料来源：公司数据、招商证券 10 x15x20 x25x30 x024681012141618Nov/20May/21Nov/21May/22Nov/22May/23(元)0.8x0.9x1.0 x1.1x012345678Nov/20Ma

106、y/21Nov/21May/22Nov/22May/23(元)敬请阅读末页的重要说明 29 公司深度报告 附：财务预测表附：财务预测表 资产负债表资产负债表 单位：百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 流动资产流动资产 23751 22485 23617 24644 25993 现金 9320 10854 11940 13134 14447 交易性投资 0 0 0 0 0 应收票据 423 99 102 104 108 应收款项 6308 7979 8163 8025 8020 其它应收款 89 46 48 49 51 存货 1163 1480 1332 1291 1

107、278 其他 6448 2027 2032 2041 2089 非流动资产非流动资产 65886 67414 75109 94341 101742 长期股权投资 8957 8600 9460 10406 11446 固定资产 34704 39877 47261 66065 72905 无形资产商誉 1127 1090 981 883 794 其他 21098 17848 17407 16988 16596 资产总计资产总计 89637 89900 98726 118985 127735 流动负债流动负债 23773 22031 24167 38981 43084 短期借款 6927 7721

108、11187 24978 27793 应付账款 5870 6212 5816 5840 5998 预收账款 259 445 417 418 430 其他 10716 7653 6747 7744 8863 长期负债长期负债 27330 29707 33617 36847 39107 长期借款 13970 16307 20307 23307 25307 其他 13360 13400 13310 13540 13800 负债合计负债合计 51103 51739 57784 75828 82191 股本 4912 4909 4909 4909 4909 资本公积金 4565 4601 4601 460

109、1 4601 留存收益 21365 21349 23845 25751 27806 少数股东权益 7692 7301 7587 7895 8228 归属于母公司所有者权益 30842 30859 33355 35262 37316 负债及权益合计负债及权益合计 89637 89900 98726 118985 127735 现金流量表现金流量表 单位：百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 经营活动现金流经营活动现金流 3200 4792 5798 7711 9568 净利润 2095 1083 3567 3856 4161 折旧摊销 2590 2928 3239 38

110、01 5256 财务费用 1115 1396 1274 1299 1348 投资收益(1540)(272)(1484)(1448)(1464)营运资金变动(1228)(393)(812)191 252 其它 166 50 14 14 15 投资活动现金流投资活动现金流(3399)(2217)(9446)(21589)(11189)资本支出(5059)(2525)(10500)(22500)(12000)其他投资 1661 308 1054 911 811 筹资活动现金流筹资活动现金流 752(1041)4734 15072 2934 借款变动(1945)1173 6901 17791 5815

111、 普通股增加 0(3)0 0 0 资本公积增加(280)37 0 0 0 股利分配(1375)(982)(786)(1641)(1774)其他 4352(1266)(1382)(1078)(1107)现金净增加额现金净增加额 553 1534 1085 1194 1313 利润表利润表 单位：百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入营业总收入 25313 28193 29225 29797 30922 营业成本 22435 24820 23238 23336 23966 营业税金及附加 157 214 222 227 235 营业费用 5 6 6 6 6 管理

112、费用 882 1060 1099 1121 1163 研发费用 20 18 29 30 31 财务费用 938 1257 1274 1299 1348 资产减值损失(517)(95)(98)(100)(104)公允价值变动收益 670 219 219 219 219 其他收益 164 226 234 179 155 投资收益 1540 272 1030 1050 1090 营业利润营业利润 2733 1440 4742 5127 5533 营业外收入 127 41 43 44 45 营业外支出 32 18 29 30 31 利润总额利润总额 2828 1463 4756 5141 5548 所

113、得税 733 380 1189 1285 1387 少数股东损益 134(33)285 308 333 归属于母公司净利归属于母公司净利润润 1961 1117 3281 3547 3828 主要财务比率主要财务比率 2021 2022 2023E 2024E 2025E 年成长率年成长率 营业总收入 28%11%4%2%4%营业利润-23%-47%229%8%8%归母净利润-21%-43%194%8%8%获利能力获利能力 毛利率 11.4%12.0%20.5%21.7%22.5%净利率 7.7%4.0%11.2%11.9%12.4%ROE 6.4%3.6%10.2%10.3%10.5%ROI

114、C 2.6%3.0%6.6%5.8%5.3%偿债能力偿债能力 资产负债率 57.0%57.6%58.5%63.7%64.3%净负债比率 24.4%28.5%32.9%42.3%43.9%流动比率 1.0 1.0 1.0 0.6 0.6 速动比率 1.0 1.0 0.9 0.6 0.6 营运能力营运能力 总资产周转率 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 存货周转率 25.2 18.8 16.5 17.8 18.7 应收账款周转率 4.3 3.8 3.6 3.6 3.8 应付账款周转率 3.9 4.1 3.9 4.0 4.0 每股资料每股资料(元元)EPS 0.40 0.23 0.67 0.7

115、2 0.78 每股经营净现金 0.65 0.98 1.18 1.57 1.95 每股净资产 6.28 6.29 6.79 7.18 7.60 每股股利 0.20 0.16 0.33 0.36 0.39 估值比率估值比率 PE 14.7 25.9 8.8 8.2 7.6 PB 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 EV/EBITDA 13.3 14.8 9.0 8.1 6.8 资料来源：公司数据、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 30 公司深度报告 分析师分析师承诺承诺 负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在

116、不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级评级说明说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后 6-12 个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A 股市场以沪深 300 指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下：股票股票评级评级 强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持：预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于 5%之间 减持：预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业评级行业评级 推荐：行业基本面向好，预期

117、行业指数超越基准指数 中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数 回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数 重要重要声明声明 本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载，否则，本公司将保留随时追究其法律责任的权利。