金融构筑安全垫，业绩弹性看火电

江苏省核心火电企业，火电机组具备“量”、“质”双维度优势。截至22年底公司火电装机容量省内市占率位列第二，控股在运火电装机1443.7万千瓦，待在建及已核准的700万千瓦火电机组投产后在运火电机组容量将增长48.5%。此外公司在运60万千瓦及以上、超超临界及以上煤电机组比例分别超过94%、50%，可比公司该占比指标分别分布在60%-80%、35%-48%，公司核心火电机组结构优势凸显。 江苏电力供需呈现偏紧格局，利好电价高位维稳。（1）供给端：省内供电方面，供电主体火电的待投产装机23-24年难以贡献实质性增量，现存机组保供压力较大；省外受电方面，23-25年江苏外受电增量主要来自现有特高压增供，而预计23年主要送电省份互济能力受限。（2）需求端：长期看江苏省内用电需求维持高位受二产高占比及人口高基数持续驱动，公司火电利用小时数21-22年分别为4688/4515小时、较可比公司均值高出90小时以上；短期看23年用电需求高增长主要源自疫后修复高弹性及迎峰度夏期间用电负荷同比提升。结合供需情况，23-24年江苏火电平均利用小时数有望保持4400小时以上，供需偏紧也将对电价提升及维持高位运行提供有力支撑。 公司煤炭成本兼具经济性优势与边际改善利好。公司机组布局于晋北坑口和江苏临近江海地区，地理优势可有效降低煤炭运输成本；且公司已发展出独立的煤炭供应体系，火电与煤炭采购、港口物流深度融合以利好成本控制。此外，煤炭保供政策助力公司23年长协煤占比提升30pct至80%，且煤炭供给持续放量已驱动1H23市场煤价中枢回落30%至约800元/吨，预计23-25年市场煤价中枢将进一步下行至780/745/710元/吨，对应长协煤价分别为720/700/680元/吨。 金融板块资产优质、收益稳健，定位业绩“压舱石”。金融板块业务主要由子公司江苏信托开展，近5年来持续为公司贡献年均约20亿元净利润，业绩奠基作用凸显，且可对能源板块业务提供资金调配、碳资产管理等协同作用。此外，金融板块固有业务因受益于优质资产而业绩稳健，信托业务通过产品转型已逐步走出资管新规的影响并步入业绩修复轨道。预计降息背景下金融板块业绩增长受到的冲击整体较为有限，23-25年金融业务净利润增速仍可达15%/10%/10%。 我们预测23-25年公司营收338.9/357.1/390.5亿元，归母净利24.6/34.7/40.4亿元。采用分部估值法，给予能源/银行/非银板块24年14/5/15XPE，对应24年目标价7.7元，首次覆盖给予“增持”评级。 新项目进展不及预期；省内火电需求不及预期；煤炭长协签约、履约不及预期以及煤价下行不及预期；金融业务盈利稳定性不足。 前身为船舶公司，2016年后转型为“能源+金融”双驱动。公司于2003年6月成立，前身为经营船舶制造、销售、运输等业务的江苏舜天船舶股份有限公司；后由于造船业务景气度大幅下降,2014-2015年均出现较大亏损,因此于2015年8月停牌并启动重大资产重组，2016年12月江苏国信集团所持的1家信托企业和7家发电企业股权进入上市公司体内，公司进而转型为“金融+能源”双轮驱动平台。目前公司股权结构高度集中，江苏国信集团为第一大股东、直接持股73.8%，实控人为江苏省国资委。 江苏省核心火电企业之一，2018年机组由江苏扩张至山西。用电大省江苏和能源大省山西一直以来存在较强互补性，早在2010年苏晋两省就签署了相关能源合作框架协议，2017年“雁淮直流”特高压建成投运更是为大规模“晋电送苏”创造了物理条件。作为江苏省代表性火电企业，公司积极落实送电框架协议，于2018年10月与中煤平朔、大同煤矿、山西神头和山西阳光共同于山西投资设立了苏晋能源，出资完成后公司持股51%；苏晋能源也在两年内完成了塔山、朔州、保德三家电厂396万千瓦煤电装机的资产并购及建设投产，每年可通过“雁淮直流”对苏送电200亿千瓦时。 除传统能源外，近年公司开始尝试以参股方式投资开发或建设运营部分新能源项目。 2021年12月控股子公司国信扬电、苏晋能源分别与控股股东国信集团旗下的新能源企业江苏新能合资成立昊扬新能、朔州新能，随后2022年10月公司又与江苏新能等公司合资成立了信悦光伏。此外，公司也在尝试探索研究电化学储能、氢能和抽水蓄能等新业态，在建一批以靖江熔融盐和扬二压缩空气为代表的项目，并积极储备碳捕集应用相关技术。 图表1：公司股权结构及业务关系（截至2022年底） 能源业务贡献营收主体，金融业务贡献利润主体。2022年公司能源板块营收占比为95.8%，且能源业务中电力业务收入贡献率为83.2%、对总收入的贡献率为79.7%；公司总营收随发电量增加而稳健增长，2017-2021年公司发电量增速CAGR为8.6%，对应公司营收规模以9.3%的复合增速上升至288.8亿元。此外，金融板块业绩较为稳健、近年来为公司贡献年均约20亿元的净利润，业绩奠基作用凸显。 利润波动与煤价走势相关性强，21-22年电力业务因成本端承压而出现亏随，23年煤价回落后有望实现业绩反转、扭亏为盈。 受煤价影响，近年公司业绩出现波动。2021年煤价高企，市场煤价中枢上涨约60%至1000元/吨以上水平，煤电成本大幅提升后电力业务毛利率同比下滑23.2pct至-7.9%，进而公司净利润同比下滑115.1%至-3.4亿元；2022年煤价中枢持续在1200元/吨的水平上高位运行、电力业务因成本承压而仍处于亏损状态，但受益于平均上网电价上涨16.7%，公司营收仍实现12.3%的增长至324.4亿元，电力业务毛利率也实现了7.2pct的同比改善，助力公司净利润提升4.1亿元并步入业绩修复轨道。 1Q23业绩短期承压，展望23年业绩弹性可期。1Q23受用电需求较为低迷以及消化迎峰度冬期高价煤的影响，公司营收、净利润分别同比下滑6.5%、29.1%，呈现短期业绩承压；而随着23年江苏省电力需求释放、电价有望继续提升并维持高位运行，叠加煤炭产能释放后煤价中枢1H23已从年初高位下行近30%至800元/吨、且后续仍将保持震荡下行趋势，预计电力业务成本端大幅改善后公司业绩修复弹性较大。 图表2：公司营收稳健增长，1Q23短期承压 图表3：公司电力业务贡献营收主体 图表4：公司电力业务毛利率2021-2022年受挫 图表5：22年扭亏为盈，金融业务贡献约20亿净利润 2.1火电机组具备“量”、“质”双维度优势 2.1.1火电装机市占率省内领先，待投产规模增量可期 控股在运装机1443.7万千瓦，在建及储备项目“十四五”有望带来近50%装机增量。 公司近年装机规模持续增长，目前在苏机组市占率靠前。2017年起公司控股装机总规模稳健增长，2017-2022年装机容量CAGR为13.5%，其中气电装机占比较小、规模较为稳定，增量主要来自煤电装机的不断扩容。2022年公司江苏省内火电装机容量为1047.7万千瓦，占全省火电装机的约10%，市占率位列全省第二。 图表6：近年来公司控股装机容量稳健增长 公司机组结构以在苏煤电机组为主。截至2022年底，公司在运控股火电装机总容量为1443.7万千瓦，其中以煤电装机为主体，装机占比82%、贡献92%的发电量。从区域分布看，公司火电机组大部分布局于江苏，其中在运煤电控股机组在江苏、山西的容量规模分别占66.6%、33.4%，气电装机全部位于江苏省内。 在建机组计划“十四五”期间完成投产，有望为公司控股在运火电机组容量带来48.5%的增长。截至2022年底，公司控股装机中有在建机组500万千瓦及已获核准机组200万千瓦，均位于江苏且均为百万级机组，其中在建的1台射阳港电厂机组、2台滨海港电厂机组、2台沙洲电厂机组预计分别于2023年9月、2024年底、2025年投产，届时有望增厚公司在运资产并贡献业绩增量。 图表7：截至2022年底公司在运控股火电装机总容量为1443.7万千瓦 2.1.2核心火电资产质量佳，机组结构具备竞争优势 大容量、高参数机组在降低煤耗及提升机组效率方面具有显著优势。 在煤电行业中，通常将10万千瓦/30万千瓦/60万千瓦作为小型/中型/大型煤电机组的划分界限。据国家发改委数据，中小型机组单位供电煤耗一般会达到380-500克/千瓦时，而大型高效发电机组煤耗可降至290-340克/千瓦时，单位煤炭消耗可降低约20%-30%。 据VGB PowerTech数据，普通亚临界电厂效率约为30%、单位碳排放高达1116克/千瓦时，而超临界电厂的效率可达38%、单位碳排放降至881克/千瓦时，超超临界电厂效率可达45%、单位碳排放可降至742克/千瓦时。按1吨标煤排放2.7吨二氧化碳计算，采用超临界、超超临界机组可较普通亚临界机组分别降低21%、34%的煤耗。 图表8：超临界、超超临界机组较亚临界机组而言可显著降低碳排放和煤耗 公司在运、在建机组多数具备容量大、能耗低、效率高的特点。 公司在运火电机组中60万千瓦及以上大型机组容量占煤电机组的比例超过94%，在运超临界及超超临界机组占在运控股煤机总容量比例为83.6%；其中，在运行超超临界机组占比高达50.3%；而可比公司（以地方火电龙头为主）大型机组占比、超超临界及以上机组占比分别基本分布在60%-80%、35%-48%，可见公司大容量、高参数机组占比具备一定领先优势。 此外，公司待投产的煤机均为百万千瓦级别的超超临界二次再热燃煤发电机组，若加上在建和已核准项目后，在运行大型机组占比和超超临界机组占比可分别超过96%、60%，有望助力公司机组结构不断优化。 图表9：公司煤机60MW以上大型机组占比高于可比公司 图表10：公司煤机超超临界以上机组占比高于可比公司 2.2供需呈现偏紧格局，利好电价高位维稳 2.2.1供给端：从内供、外受双维度看，江苏电力供应增量有限 江苏省内火电新增装机23-24年难以贡献实质性出力增量，现存苏内机组保供压力大。 江苏火电经历政策限制后开始重启。在能源结构转型压力下，江苏“十三五”及“十四五”开局期间省内火电机组建设进度逐步放缓，2018-2020三年仅新增约649万千瓦、为2016-2017年增量的61.8%，2021-2022年新增火电机组仅358万千瓦，且江苏省“十四五”中也并无煤机规划。2021年起电力供需持续偏紧，我国在经历两次大范围有序用电后，开始重启对保供主力军煤电的建设计划，江苏也于2022年9月和2023年初已先后公示两批“先立后改”煤电支撑性电源项目名单，计划“十四五”完成煤电装机增量约17.3GW。 目前火电为江苏省内发电主力，短期内仍需依赖现存机组出力。江苏全省2022年发电量5831.3亿千瓦时、位列全国第三，且以具有重要保供作用的火电为主体电源类型、发电量占比81.3%。虽然江苏“十四五”期间已有省内新增煤机扩建明确规划，但考虑到煤电机组建设周期通常为2-3年，省内新核准机组2023-2024年难以有效缓和供需紧张趋势，火电保供仍主要依靠现存机组出力，将利好公司省内火电装机利用率的提升。 图表11：2022年发电量排名TOP10省份（亿千瓦时） 图表12：江苏省发电结构以火电出力为主 江苏省电力约20%供应依赖外受电，目前已形成了“一交四直”的特高压受电新格局，主要供电来源为四川、内蒙古、山西和安徽。 江苏的四川电供应主要来源于水电。2012年12月四川锦屏至江苏苏州的±800千伏特高压直流工程全面投运，江苏由此开启特高压时代，2012-2022年该工程已累计向江苏输送超过3000亿千瓦时的四川清洁水电。2022年7月±800千伏白鹤滩—江苏特高压直流工程投运，进一步拓宽了四川水电的对苏供应途径。 江苏的山西电供应主要来自公司自身子公司苏晋能源。2017年±800千伏“雁淮”特高压直流输电工程投运，晋北能源基地的电能开始送入江苏；而公司位于山西的控股子公司苏晋能源2022年送江苏电量达199亿千瓦时、同比增长10%，为“雁淮直流”对苏