上海电力龙头，盈利稳健分红可观

申能旗下综合能源企业，上海地区电力龙头。公司是申能集团旗下综合能源平台，系全国电力能源行业第一家上市公司。截至2023年末，公司控股装机容量达1694.71万千瓦，同比+5.17%；其中煤电8.4GW，占比49.57%，气电3.4GW，占比20.21%，风电2.4GW，光伏2.1GW，新能源装机占比30.22%。2023年公司盈利明显修复，实现营业收入291.42亿元，同比+3.36%，归母净利润为34.59亿元，同比+219.52%，现金分红达19.58亿元，股息率高达6.2%。2024Q1公司延续增长态势，营收和归母净利润分别达80.71和11.59亿元，分别同比增长10.87%和57.96%。 煤价电价整体趋稳，火电盈利稳定性提升。成本端，随着煤炭供应改善，现货煤价下降明显，长协煤采购占比提高有望减少公司煤炭采购成本。在收入端，受益电力市场化改革+上海电力供应偏紧，公司上网电价有望保持高位，2023年公司上网电价达0.52元/千瓦时，同比增长2.35%，随着2024年煤电容量电价机制正式实施，预估24-25年公司单年获得容量补偿收入8.4亿元，煤电盈利稳定性有望提升。从装机结构来看，公司60万千瓦以上控股煤电机组占比超八成，2023年供电煤耗达284.4克/千瓦时，显著优于同行业水平。 积极投建风光，加速新能源转型。2023年公司新能源装机容量达512.16万千瓦，同比增长19.43%，占总装机规模的30%，新能源发电量77.34亿千瓦时，同比增长6.43%。公司新能源装机集中分布在风光资源优势区和用电高负荷区，风光消纳率较高，盈利水平稳定，长期发展动力足。 投资建议与估值：公司作为上海电力龙头，盈利能力稳定，股息率高，同时积极布局新能源，长期发展值得期待。我们预计公司2024年-2026年的收入分别为291.8亿元、296.4亿元、301.98亿元，营收增速分别达到0.1%、1.6%、1.9%；归母净利润分别为40.25亿元、43.53亿元、45.73亿元，增速分别为16.4%、8.1%、5.1%。首次覆盖，给予“买入”投资评级。 风险提示：煤炭价格波动风险；电价大幅下调风险；风电、光伏新增装机不及预期等。 1.上海电力龙头企业，多元发展促业绩稳定增长 1.1.申能集团控股综合能源企业 申能集团控股，上海电力龙头。公司主要从事电力、石油天然气的开发建设和经营管理，提供电力、石油、天然气项目的勘探开发、投资建设、运营维护以及节能环保技术、燃料贸易等多种服务。公司前身申能电力开发公司成立于1987年，1992年经政府批准改制为申能股份有限公司，并于1993年4月登陆上交所，系全国电力能源行业第一家上市公司。截至2024年4月底，公司控股股东申能集团持股比例为53.7%，实际控制人为上海市国资委。截至2023年底公司控股装机规模达1694.71万千瓦，年发电量达551.1亿千瓦时。 图1：公司发展历程 图2：公司股权架构（截至2024年4月30日） 1.2.装机规模持续增长，新能源装机占比提升 装机规模持续增长，加速新能源转型。截至2023年底，公司控股装机容量为1694.71万千瓦，同比增加5.17%；其中，煤电840万千瓦，占49.57%，主要分布在上海、安徽和宁夏地区；气电342.6万千瓦，占20.21%，装机集中于上海市内；风电装机238.66万千瓦，占比14.1%；光伏发电装机213.06万千瓦，占比12.57%；分布式供电装机60.44万千瓦，占比3.57%。公司新能源装机占比由2018年末的6.7%提升至2023年底的30.22%。 图3：公司历年控股装机容量变化（单位：万千瓦） 图4：2018-2023年公司各类型装机容量（单位：万千瓦） 图5：截至2023年度末公司装机结构 图6：公司历年新能源装机占比变化（单位：%） 公司装机主要分布在上海等华东地区。截至2023年底，公司在上海市的装机规模占总装机的54.2%，其次是安徽省（占总装机19.2%，下同）、宁夏回族自治区（占4.6%）、贵州省（占3.6%）和青海省（占比3.1%）。其中，上海、安徽、宁夏以火电机组为主，贵州、青海装机全部为新能源机组。 表1：2023年末公司分地区装机容量（不包括天和户用光伏项目） 发电量稳定增长，2023年发电量同比增加2.6%。2023年公司完成发电量551.1亿千瓦时，同比+2.6%：其中，煤电发电量为402.01亿千瓦时，同比减少1.72%，主要受上海市内发电结构调整的影响；天然气发电完成71.76亿千瓦时，同比增加28.8%，主要是发电用天然气安排影响且2022年受疫情影响燃机发电低基数效应；风力发电完成52.57亿千瓦时，同比增加1.88%；光伏及分布式发电完成24.77亿千瓦时，同比增加17.56%，主要由于公司新能源项目装机规模增长。2023年公司控股发电企业上网电量528.53亿千瓦时，上网电价均价0.523元/千瓦时（含税），参与市场交易电量411.55亿千瓦时。 图7：2018-2023年公司发电量情况（亿千瓦时） 图8：2018-2023年公司发电量结构（亿千瓦时） 1.3.盈利能力稳步提升，火电和新能源驱动业绩向好 营收稳步增长，2023年归母净利同比+219%。2020年受控股子公司业务模式调整的影响（子公司上海天然气管网有限公司由天然气购销业务调整为管输业务所致），公司统计口径营业收入下滑，2021-2023年随着公司装机规模的增长和电价稳步提升等因素，营收保持稳定增长。2023年公司实现营业收入291.42亿元，同比增长3.36%。2024Q1延续稳定增长的态势，营业收入为80.71亿元，同比增长10.87%。2023年归母净利润达34.59亿元，同比大幅增长219.52%； 2024Q1实现归母净利润11.59亿元，同比增长57.96%。 图9：2018年-2024Q1营业收入（亿元）及增速（右轴） 图10：2018年-2024Q1归母净利润（亿元）及增速（右轴） 煤电和气电贡献主要营业收入，新能源业务成为营收新增长点。分板块来看，2023年公司电力、油气运输和煤炭销售板块的营业收入分别为226.48、28.20和30.13亿元，分别同比变化+7.12%、+23.56%和-35.20%，电力是公司最主要的收入来源。分电源类型来看，2023年煤电、气电、风电和光伏营业收入分别为130.91、59.18、27.02和9.37亿元，同比-0.93%、31.74%、2.67%和16.24%。 其中煤电和气电贡献收入占比超六成，风电和光伏的收入合计占比12.49%。 图11：2020-2023年公司分业务营业收入占比 煤电毛利润回归正值，新能源业务利润增长明显。2023年公司实现毛利润53.81亿元，同比增长59.5%，其中电力、油气业务和煤炭销售分别贡献毛利润40.07亿元、7.8亿元和0.72亿元。2023公司销售毛利率为18.46%，同比提升6.5pct，其中煤电、气电、风电和光伏毛利率分别为10.68%、12.83%、51.86%和47.91%。2021-2022年煤电业务毛利受制于煤价大幅上涨而利润承压，2021年公司煤电毛利润为-0.18亿元，2022年为0.05亿元，2023年大幅提升至13.98亿元。 图12：2020-2023年公司主要业务毛利润情况（百万元） 图13：2020-2023年公司主要业务毛利率情况 经营现金流供应充裕，资产负债率处于行业较优水平。2018-2023年公司经营活动现金流净额由28亿元增长到73亿元，CAGR达21.12%。2023年末公司资产负债率为56.16%，相较2022年末下降1.39%，相较于同行业上市公司，公司杠杆水平处于较低位置。随着公司大力发展风光项目，我们认为公司仍拥有充足的举债空间，为公司未来扩大发展和分红派息奠定良好基础。 图14：2018-2023年经营现金流量净额（亿元）及增速（右轴） 图15：同业可比公司资产负债率对比（单位：%） 重视股东投资回报，2023年股息率6.2%。2020-2022年公司股息支付率分别为56.93%、59.79%和72.57%，在2021-2022年火电行业大幅亏损、公司归母净利润持续下滑的情况下，仍然保持现金分红。2023年公司归母净利润大幅回升，现金分红金额达19.58亿元，股息率高达6.2%。 图16：公司历年分红总额及股息率 2.优质火电资产，电力市场化改革稳定盈利 2.1.火电资产质量领先行业，煤电利用小时大幅增长 60万千瓦以上控股煤电机组占比超八成，高参数低能耗提升发电效率。截至2023年底公司控股火电装机容量达11.83GW，其中煤电8.4GW、气电3.43GW，分布在上海、安徽和宁夏，公司控股60万千瓦以上煤电机组占比达81.82%，资产质量优秀。自2018年以来，公司供电煤耗始终维持在290克/千瓦时以下，2023年公司控股电厂供电煤耗达284.4克/千瓦时，同比下降1.8克/千瓦时，显著优于同行业可比公司。 图17：2023年同行业可比公司平均供电煤耗情况（克/千瓦时） 表2：公司控股火电机组明细情况（截至2023年底） 煤电利用小时数维持高位，火电上网电量稳步提升。公司控股燃煤电厂多为60万千瓦以上机组，发电效率维持高位。利用小时数方面，2021年公司煤电利用小时数达5005小时，2023年利用小时数虽回落至4803小时，但仍显著高于2018-2020年的利用小时数；此外2023年公司气电利用小时数大幅提升至2127小时，综合来看，公司23年火电上网电量同比提升2.0%，达452.7亿千瓦时。 图18：2018-2023年火电气电利用小时数/小时 图19：2018-2023年公司火电上网电量情况（单位：亿千瓦时） 2.2.煤价下行成本改善，自主布局保证供应 2.2.1.煤炭供需结构改善，电厂用煤成本下降 供给端：国内产能提升叠加进口动力煤量增价减，煤炭供应改善。国内方面，2023年我国原煤、动力煤产量均维持高位，全国全年共生产原煤47.1亿吨，同比增长3.31%，其中动力煤产量37.7亿吨，较2022年增产6928万吨。 进口方面，受到贸易政策的影响，21、22年中国对澳煤的进口量骤减，2021、2022年对澳大利亚动力煤的进口量分别占中国动力煤总进口量的6.7%和1.3%，远低于2020年的48.6%。2023年1月发改委在电力和钢铁企业会议上，对放宽进口澳煤限制做出评估和讨论，澳煤进口重启；根据海关总署，2023年中国从澳大利亚进口动力煤达4918.9万吨，同比增加7072.0%。 图20：2018-2023年中国原煤产量（单位：亿吨） 图21：2018-2023年中国动力煤进口情况（单位：万吨） 图22：澳大利亚动力煤进口量累计值（单位：万吨） 库存量：煤企库存保持高位，港口库存先降后升。截至2024年6月，全国煤炭企业库存达6300万吨，较22年同期增加550万吨；港口库存方面，2024港口库存呈现先降后升的态势，总体来看CCTD主流港口库存由2024年初的6311.9万吨提升至2024年7月15日的7275.7万吨，库存增加963.8万吨。 图23：CCTD主流港口煤炭库存情况（单位：万吨） 图24：全国煤炭企业月度库存（单位：万吨） 价格方面：动力煤价格下降明显，年后动力煤加速下跌。2022年10月煤价达到高位之后，煤炭价格迅速下降，广州港5500K优混、秦皇岛港5500K动力煤价格由22年10月均价1666.4元/吨、1579.4元/吨，下降至2023年12月均价1012.9元/吨、937.3元/吨，价格分别下降653.5元/吨、642.2元/吨。龙年春节假期之后，煤价步入快速下行区间，24年2月广州港5500K优混、秦皇岛港5500K动力煤均价分别为967.8元/吨、921.9元/吨，至24年7月18日已跌至920元/吨、846元/吨。