火电盈利持续修复，新能源转型提速

上海市地方国企，新能源转型速度加快 公司为地方国有企业，立足于上海市及长三角地区，是一家经营电力、油气为主业的能源综合服务商。公司业务以煤电为主，新能源转型速度加快。 截至2023Q1，公司控股装机容量为1611.49万千瓦，煤电、气电、风电、光伏发电、装机容量分别为840万千瓦、342.56万千瓦、230.78万千瓦、187.06万千瓦，2022年新能源板块所获毛利占到公司毛利总额的57.42%，已成为公司新的利润增长点。此外，公司参股投资多种能源发电企业（核电、抽蓄等）、一些上下游企业及金融公司，2022年投资收益达到归母净利润的25.14 %，业绩压舱石作用显著。 火电：煤价下跌+电价上涨，优质资产盈利能力有望优先修复 从成本端来看，一方面，保长协发运背景叠加非电企业用煤需求低迷，国内煤炭市场需求端偏弱，而煤炭产量目标提增且终端电厂、港口库存双双高位，供需宽松有望带动煤价中枢回落，同时公司积极提升长协煤签约率及履约率，燃煤成本有望降低；另一方面，澳煤开放进口限制促使进口煤渠道更多元化，加之主要进口来源国产量目标增加，有望带动整体动力煤价格下行；从收入端来看，电力供需偏紧形势下电价高比例上浮，2022年公司煤电发电量同比增加10.7%，上网电价同比增长14.13%，利用小时数处于可比公司前列水平，量价齐升下火电盈利有望加速修复。 加快推进绿色转型，新能源规模扩张迅速 装机规模方面，在“双碳”的背景下，公司加快推进绿色转型升级。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%。项目分布方面，公司的新能源项目分布于16个省市，主要分布在华东和西北地区，分布地区经济较为发达且风光利用率高于全国平均水平，消纳能力较强。从未来发展战略来看，公司新能源业务或将继续保持高速增长，经我们测算，“十四五”末公司新能源装机规模有望达到1200万千瓦，未来三年新增规模接近800万千瓦，CAGR达40.9%。另外，组件价格下降叠加公司火电项目优势，公司新能源业务有望持续增长。 盈利预测与估值 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%。基于分部估值分析，我们给予公司2023年估值为市值474.63亿元，对应目标股价为9.67元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济下行风险，煤炭价格波动风险，电力价格波动风险，新能源装机规模扩张不及预期风险，测算假设存在误差风险等 财务数据和估值 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。 图1：公司发展历史沿革 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%。 图2：公司股权结构情况（截至2023年3月31日） 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。 图3：公司2020-2022控股装机规模增长及构成情况（万千瓦） 图4：公司2020-2022年控股发电量情况（亿千瓦时） 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。 图5：公司油气管输业务与油气购销业务毛利率情况 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。 图6：公司2018-2022营业收入构成情况（亿元） 图7：公司2021-2022新能源板块毛利贡献情况（亿元） 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。 图8：公司2018-2023Q1归母净利润及变化情况（亿元） 图9：公司2018-2023Q1投资净收益情况（亿元） 表1：公司主要参股公司持股比例及权益法下确定的投资收益情况（亿元） 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。 图10：公司2018-2023Q1资产负债率情况 图11：公司2018-2023Q1期末现金余额情况（亿元） 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。 图12：国内房地产开发投资完成额累计同比情况（%） 图13：国内PTA开工率情况（%） 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。 表2：晋陕蒙新四省2023年工作报告煤炭产量目标 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。 图14：2022-2023年南方八省电厂煤炭库存情况（万吨） 图15：秦皇岛港煤炭库存情况（万吨） 图16：曹妃甸港煤炭库存情况（万吨） 图17：广州港集团煤炭库存（万吨） 图18：秦皇岛港Q5500煤价情况（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。 表3：2023年电煤中长期合同签订履约工作方案与2022年不同之处 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