申能股份深度：多元扩张为表，确定回报为里【国君能源运营】

本报告导读：

公司护盾型资产组合回报率稳定叠加新能源业务的确定性快速增长，攻守兼备，α属性突出。

摘要：

维持“增持”评级，目标价8.51元。考虑到新能源投产进度及煤价波动等因素，下调2022年EPS至0.53元，上调2023-2024年 EPS至0.76/0.89元（原0.60/0.75/0.83元）。综合PE和PB两种估值方法，维持目标价8.51元，维持“增持”评级。

护盾型资产组合叠加新能源转型，攻守兼备。市场认为申能股份业务种类分散，作为综合型平台公司缺乏经营主线，而我们聚类分析公司业务，认为公司投资聚焦能源领域内的“稳定收益”护盾型资产组合，具备协同效应。存量护盾型资产组合回报率确定、经营风险低，叠加公司新能源业务的确定性快速增长，α属性突出。

与众不同的信息与逻辑：1）公司自1993年上市以来通过多次行业周期轮转的压力测试，各年度均实现盈利，在火电行业难能可贵，ROE稳定性显著强于同业。2）公司通过参控股方式布局具有较强抵御经济周期波动的行业，其燃气发电、燃气管输、抽水蓄能、核能发电等多领域业务具备周期免疫属性，实为收益稳定的护盾型资产组合，有助于对冲上游化石能源价格波动的不利影响。3）护盾型资产联合高效煤电机组贡献稳健现金流，推动公司能源转型步伐加快。

催化剂：新能源并网装机加速，传统业务盈利韧性显现，煤炭中长期合同占比提升。

风险提示：用电需求不及预期，新能源装机低于预期，煤炭价格超预期等。

1.核心结论：α属性突出

维持“增持”评级，目标价8.51元。我们认为公司并非传统意义的火电转型公司，其α属性体现在：攻守兼备的资产组合配置（稳定收益的护盾型资产组合+加速成长、布局全国的新能源资产+周期属性弱化的高效煤电资产）。

市场认为申能股份业务种类分散，作为综合型平台公司缺乏经营主线，而我们聚类分析公司业务，认为公司投资聚焦能源领域内的“稳定收益”护盾型资产组合（包括燃气发电、燃气管输、抽水蓄能、核能发电等，详见后文论述），具备协同效应。存量护盾型资产回报率确定、经营风险低，有助于对冲上游化石能源价格波动的不利影响。受益于传统能源的稳健现金流，公司能源转型步伐有望加快，新能源业务盈利有望超预期。

2.盈利预测与估值

2.1.盈利预测

考虑到新能源及煤电投产进度，我们预计公司装机有望持续增长。假设公司 2022煤电装机新增135万千瓦，2023-2024年装机保持不变；2022-2024年风电装机每年新增100万千瓦、光伏装机每年新增100万千瓦。假设公司2022-2024年发电量分别为405、475、516亿千瓦时，对应同比增速分别为10.2%、17.2%、8.7%。

根据上述关键假设，我们对于公司各主营业务进行预测，预计公司2022-2024年的营业收入分别为270.4/293.7/306.0亿元，对应增速分别为6.8%、8.6%、4.2%。预计公司2022-2024归母净利润分别为26.2、37.2、43.9亿元，EPS分别为0.53、0.76、0.89元，BPS分别为6.55、6.92、7.37元。

2.2.估值

公司为火电转型新能源发电公司，选取华能国际、吉电股份、上海电力、福能股份作为行业可比公司。可比公司2022年平均市盈率为15倍，以此作为比较对应估值为7.95元；可比公司2022年平均市净率为1.5倍，以此作为比较对应估值为9.83元。综合PE和PB两种方法，我们维持公司8.51元目标价，维持“增持”评级。

3.另类视角看申能：复杂业务结构下的护盾型资产

3.1.全国首家电力行业上市公司

全国首家电力能源行业上市公司。公司前身申能电力开发公司设立于1987年，首个参与建设的电力项目石洞口第一电厂于1990年建成投产。1992年股份改制后公司成立，并于1993年4月在上海证券交易所挂牌上市，成为全国电力能源行业首家上市公司。公司控股股东为申能集团，实际控制人为上海市国资委。申能集团是上海市能源安全保障的重要企业，为上海地区提供三分之一的电力供应、90%以上的燃气供应。

公司为控股股东申能集团旗下唯一产业类上市平台。申能集团以保障上海能源安全和国资保值增值作为核心使命，是一家涉足电力、燃气、金融、线缆、能源服务与贸易等领域的综合性能源企业集团。集团旗下控股申能股份和东方证券两家上市公司，申能股份为集团旗下唯一产业类上市平台，集团能源类投资主要通过申能股份进行。

3.2.盈利稳定，投资护盾型资产保障收益

近30年不间断分红，近年股息支付率稳步上升。公司自1993年上市以来通过多次行业周期轮转的压力测试，各年度均实现盈利，在火电行业难能可贵。2021年煤炭价格历史高位，公司归母净利润16.4亿元，同比-31%，但盈利水平好于同业。公司近30年连续不间断分红，累计分红金额188亿元，历史平均分红率45%。2021年公司拟派息0.20元，分红率60%，延续近年来上升趋势。

公司历史ROE均值高于行业水平，稳定性较强。从长周期视角来看，参考可比口径，公司自1999年以来ROE均值为12.1%，高于同期申万火电行业ROE（8.8%）3.2 ppts。近年来随着公司业务优化，盈利波动进一步弱化，ROE稳定性显著强于行业均值。

参控股业务多元化发展，投资收益贡献可观。公司通过控股、参股并举的方式多元化参与能源项目投资。截至2021年末，公司长期股权投资与其他非流动金融资产合计152亿元，占公司总资产的17%。公司2017-2021年平均投资收益为13.3亿元，在利润总额中的平均占比为46%。

公司整体ROA高于并表业务ROA。我们测算公司2017-2021年并表业务ROA在1.4%-4.3%之间，同期公司整体ROA在4.1%-5.9%之间，且公司整体ROA均高于同期并表业务ROA，侧面显示出公司参股业务对于盈利水平的拉动作用。

在能源行业中投资具有“周期免疫”属性的护盾型资产。公司通过参控股等多种方式对能源行业上下游行业相关公司进行股权投资，从表面来看，公司投资覆盖领域广泛，涉及燃气管输、燃气发电、核能发电、新能源发电、抽水蓄能、煤化工等多类领域，似乎缺乏经营主线。但剥开表面的多元化外壳之后可以发现，公司一直在具有较强抵御经济周期波动的行业中进行投资，目前公司已经持有颇具规模具备“周期免疫”属性的护盾型资产。

攻守兼备，优质稀缺资产。我们认为公司的多元化能源资产配置价值稀缺：护盾型资产降低经营风险，叠加公司新能源发展的确定性增长以及煤电业务边际向好，我们认为公司具备攻守兼备的特征，α属性突出。

4.“周期免疫”为盾，保障公司利润

4.1.综合能源平台，多元化扩张之路

主业覆盖电力及油气产业，电源结构不断优化。公司业务立足上海市，主要业务可分为电力和油气管输两大板块，2021年电力与油气管输业务在公司营业收入中的占比71%，在公司毛利中占比95%。公司电源类型丰富，近年来电源结构优化。从控股装机角度：截至2021年底，公司煤电、气电、风电、光伏的控股装机占比分别为51%、25%、15%、9%；新能源占控股装机比例24%（较2016年底提升21 ppts），煤电占控股装机比例51%（较2016年底降低27 ppts）。从权益装机角度：公司参股抽水蓄能、核电等资产，截至2021年底，公司火电（含气电）、水电、核电、新能源的权益装机占比分别为65%、5%、3%、26%；新能源占权益装机比例26%（较2016年底提升22 ppts），我们测算煤电占权益装机比例降至41%。

公司参股业务涉及领域众多。公司参股业务涉及领域包含煤电、气电、抽蓄、核电、新能源、煤化工等各类能源公司。2016-2021年在公司长期股权投资权益法下确认的投资损益中，气电及抽水蓄能业务投资损益较为稳定，合计金额在3.3-3.7亿元区间内小幅波动，而煤电投资损益受煤价周期性波动影响较为明显。我们测算2021年公司权益法下确认的投资损益中煤电、气电、抽水蓄能、新能源业务分别为-6.4、2.1、1.4、1.1亿元。

核电业务预计在可供出售金融资产中核算。公司此前披露核电秦山联营有限公司及秦山第三核电有限公司股权通过“以成本计量的可供出售金融资产”项目列报，2019年1月1日起执行新金融工具准则，将原作为“可供出售金融资产”核算的金融资产全部通过“其他非流动金融资产”项目进行列报。我们预计当前上述两家参股核电公司股权取得的收益在“其他非流动金融资产在持有期间的投资收益”项目列报。2016-2021年公司参股核电秦山联营有限公司及秦山第三核电有限公司两家核电公司每年宣告发放现金股利或利润合计金额在2.8-3.6亿元。

4.2.多元化外壳下的“周期免疫”护盾型资产果实

公司在能源领域内的投资并非盲目扩张，除火电主业外，其燃气发电、燃气管输、抽水蓄能、核能发电等多领域业务均具备周期免疫属性，实为收益稳定的护盾型资产。

（1）燃气发电

上海率先实施两部制电价，容量电价位居前列。公司参控股气电资产均位于上海地区，2012年上海率先推出两部制电价（容量电价+电量电价）政策，为上海燃气发电提供政策性保障。王文飞等《我国两部制电价制度对天然气发电企业盈利能力的影响》中认为：在我国全面实行两部制电价的江浙沪三地，上海地区的容量电价最高，该区综合条件较好的电厂，能取得较强的盈利能力。我们测算典型气电公司在单位造价3500元/千瓦、折旧年限20年、资本金比例20%、综合融资成本4.5%的情况下，主要固定成本费用（折旧及财务费用）约25元/千瓦/月，低于当前上海地区容量电价水平。

公司气电资产收益稳定。公司参控股气电资产全部位于上海，受益于两部制电价等因素，公司主要气电资产近年来盈利相对稳定。2017-2021年子公司申能临港平均净利润2.1亿元，奉贤热电平均净利润0.8亿元；参股公司上海漕泾热电（持股30%）平均净利润3.7亿元，我们测算上述重要参控股气电公司2017-2021年年均合计贡献权益净利润约2.9亿元。

（2）燃气管输

管道运输价格实行政府定价，首次准许收益率按8%确定。我国天然气管道运输价格管理办法（暂行）规定：管道运输价格实行政府定价，按照“准许成本加合理收益”的方法制定，办法出台后首次核定价格准许收益率按8%确定；且管道运输价格在每一监管周期开始前核定，监管周期为三年。根据2020年10月发布的《关于核定上海天然气管网有限公司管输价格的通知》，上海天然气管网有限公司管输价格核定为0.18元/立方米。

上海天然气管网具备区域垄断优势，抵御天然气市场价格波动的能力较强。子公司上海天然气管网有限公司负责投资建设和经营管理上海地区唯一的天然气高压主干管网系统，具有公用事业性质以及区域性自然垄断优势。自2020年起，该公司的业务模式由天然气购销业务调整为管输业务（管输费确认为营业收入），不受天然气市场价格波动影响，盈利稳健。上海天然气管网有限责任公司2017-2021年平均净利润3.5亿元。

（3）抽水蓄能

华东天荒坪为最早实施两部制电价抽蓄电站。华东天荒坪抽水蓄能电站是我国最早运用两部制电价的抽蓄电站，服从电网统一调度。电站装机容量180万千瓦，设计年发电量31.6亿千瓦时；容量电价470元/千瓦/年，电量电价0.2640元/千瓦时，抽水电价0.1829元/千瓦时。华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司2017-2021年平均净利润4.5亿元。

华东桐柏执行单一容量电价。华东桐柏抽水蓄能电站装机容量120万千瓦，装机4台30万千瓦发电机，设计年均发电量21.18亿度。华东桐柏电站执行单一容量电价，2017-2021年平均净利润0.95亿元，单位装机盈利能力稍弱于华东天荒坪，但相对仍较为稳定。

衢江及桐城248万千瓦抽蓄项目已开工建设。公司2018年出资2.2亿元共同出资设立浙江衢江抽水蓄能有限公司（持股15%），预计装机规模为120万千瓦。公司2019年出资2.9亿元共同出资设立安徽桐城抽水蓄能有限公司（持股20%），预计装机容量为128万千瓦，两者均已开工建设。2021年国家发改委明确抽水蓄能坚持两部制电价，其中容量电价按照资本金IRR 6.5%对电站经营期内年度净现金流进行折现，预计后续抽水蓄能项目盈利能力有保障。

（4）核电

参股秦山二期、三期参与核电业务。公司2004年4月从母公司申能集团处以现金方式收购核电秦山联营有限公司12%的股权、秦山第三核电有限公司10%的股权。通过参股持有核电企业股份并获得分红，公司进一步丰富和优化电源投资结构，降低经营风险。两家参股核电公司经营情况稳定，利润波动较小，2017-2021年核电秦山联营年均净利润18.4亿元，秦山三核年均净利润13.3亿元。

我们测算公司护盾型资产每年贡献归母利润9.4亿元。上述重要参控股公司业务模式均与经济环境关联度较低，具有较强的抵御经济周期波动的行业特性。我们测算上述气电、燃气管输、抽水蓄能、核电业务2017-2021年合计贡献归母净利润均值为9.37亿元，相对标准差仅为5%。需要指出的是，我们测算的气电盈利尚未包括全部气电机组，公司护盾型资产的实际盈利高于我们测算值。该部分业务盈利波动性较弱，是公司业绩稳定的基本盘。

4.3.参股业务现金流优异

参股公司现金股利充沛。公司参股业务产生的收益并非仅仅是反应在利润表中的账面利润，被投资单位并不吝于发放现金股利。无论是从总体视角来看，还是从个体视角出发，公司参股业务收回的现金流金额均与投资收益额相当。我们认为其背后的主要原因或是由于公司参股的护盾型企业目前大多属于成熟期的现金奶牛类公司，自身并无过多资本开支需求，其获取的经营性现金流净额更倾向于用以派发现金股利。

总体视角：公司从参股业务处获得的现金流金额高于投资收益。从现金流角度来看，2016-2021年公司投资收益收到的现金合计金额66.2亿元，为同期经常性投资收益合计金额（60.5亿元）的110%，且前者年度波动性弱于后者。从联合营企业宣告发放的现金股利角度来看，2016-2021年公司联合营企业宣告发放现金股利或利润合计41.6亿元，为同期权益法下确认的投资损益合计金额（35.4亿元）的118%，公司从联合营企业处收到的现金红利波动性更低。

个体视角：重要参股公司发放现金股利金额与投资收益相当。从重要参股公司个体来看，联合营企业中上海外高桥第二发电、华能上海石洞口发电2016-2021年宣布发放的现金股利合计金额均超过权益法核算的投资收益；上海漕泾热电、华东天荒坪抽水蓄能、申能集团财务有限公司2016-2021年宣布发放的现金股利合计金额均超过权益法核算的投资收益的80%。此外虽然2021年公司参股煤电公司基本处于亏损状态，但仍宣布派发现金股利，参股火电业务现金股利稳定性优于投资收益。

5.新能源为矛，打开成长空间

5.1.公司十四五规划奠定新能源发展空间

十三五后半段新能源发展迅速，十四五规划新增新能源装机8-10 GW。2017年底公司决策大力发展新能源，截至2021年底公司新能源控股装机345万千瓦，新能源发展初具规模。公司目标“新能源再出发”，规划至2025年底控股装机容量力争达到2200-2600万千瓦，非水可再生能源“十四五”期间新增800-1000万千瓦，年均新增160-200万千瓦，对应2022-2025年新能源装机CAGR 31%~37%。

公司新能源版图扩张加速。公司新能源业务立足上海，布局全国，旗下上海新能源、青海新能源及内蒙古新能源子公司合计新能源控股项目截至2021年已超过60个，覆盖全国17个省区市。2021年公司内蒙古、上海、青海、河南、新疆地区新能源发电量分别为10.3、8.9、7.9、5.2、3.2亿千瓦时，占比21%、18%、16%、11%、7%。

2021年新能源参控股公司贡献业绩10亿元。2021年上海新能源、青海新能源及内蒙古新能源三家全资子公司合计净利润9.3亿元。公司持有滨海智慧风力发电有限公司49%的股权，2021年滨海智慧风电净利润1.4亿元。

资产负债率与融资成本双低，资金环境友好。公司2021年资产负债率仅为57%，远低于行业平均水平。此外，公司作为实力强劲的综合性电力能源上市公司，近五年主体信用评级均为AAA级，且评级展望稳定。优质的资本市场形象使公司融资成本处于较低水平，我们测算公司2021年有息负债对应的融资成本仅为2.9%。新能源发电作为重资产行业，项目开发需要大量资金支持，公司低融资成本叠加较大的扩表空间将为新能源发展奠定良好的基础。

5.2.优质管理赋能新能源业务拓展

股权激励方案设定新能源发展目标，共促新能源发展。公司2021年7月向符合条件的289名激励对象授予4402万股A股限制性股票，激励范围覆盖公司核心管理团队以及业务骨干，占总员工人数（2635名）比例超过10%。在股权激励计划中，公司将新增风光装机容量作为限制性股票解除限售的重要业绩条件之一，提出2022-2024每年新增风光装机容量不低于80万千瓦。股权激励计划的推进有望提升人才队伍的凝聚力和战斗力，有利于全公司共同促进新能源业务发展。

机制优势保障新能源提质增效。公司实施标准化管理方案，通过科技赋能提高新能源管控效率。公司研发申能风光储管理信息系统，创新运维管理模式，通过技术手段基本实现新能源生产可视化、流程标准化、管理精细化、运营智能化。与传统火电相比，公司新能源项目人均营收净利润等方面均具有明显优势。

因地制宜，新能源展业机制多样。公司实行集约化管理，机制灵活。在机构设置方面，公司形成三家子公司良性竞争，协同共进，互相赋能的区域格局。在开发新能源项目方面，坚持项目收购和自主开发并举，根据区域和项目特点，多元化开发新能源，形成“开工一批、建成一批、储备一批、谋划一批”的梯次发展格局。

6.煤电边际好转，现金流价值凸显

6.1.高品质煤电机组，效率优于同业

公司煤电装机主要供应上海区域。近年来公司控股煤电装机规模稳定：截至2021年底，公司控股煤电在运装机705万千瓦，在建装机135万千瓦，公司控股在运煤电资产的综合权益比例50%。公司在运机组主要供应上海区域：上海本地煤电控股装机503万千瓦，占煤电控股装机的71%；位于安徽的申皖发电是皖电东送工程的主要项目之一，煤电控股装机装机132万千瓦，占煤电控股装机的19%。

存量煤电机组参数较高，供电煤耗远低于全国平均水平。公司投资建成的煤电机组除宁夏吴忠热电为两台35万千瓦机组外，其他机组均为60万千瓦以上、高参数低能耗的大型发电机组，技术指标、节能环保指标等均居于行业领先地位。2021年公司控股供电煤耗282.7克/千瓦时，较全国平均供电煤耗水平（302.5克/千瓦时）低6.5%，亦低于央企火电公司。

平山二期超低煤耗机组有望于2022年投产。“平山二期”135 万千瓦项目为国家示范工程，是目前全球单机容量最大燃煤机组，设计供电煤耗251克/千瓦时，建成后各项参数指标将达到国际领先水平，公司煤电机组综合质量有望进一步提升。

6.2.新煤-电价格体系下煤电业务边际好转

1Q22电价大幅上行，市场化电量占比提升。1Q22公司控股发电企业上网电量117.78亿千瓦时，上网电价均价0.507元/千瓦时（含税），同比+16.8%；参与市场交易电量98亿千瓦时，市场化电量占比83.4%，同比+64.2 ppts。

煤价新政落地，明确煤价区间。2022年以来动力煤市场价格仍维持高位。5月1日起《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》正式实施，5月份国家发展改革委价格司召开专题会议研究加强煤炭价格调控监管工作，强调煤炭中长期交易价格和现货价格的合理区间。以秦皇岛港下水煤（5500千卡）为例，中长期、现货价格分别超过770元/吨、1155元/吨的情况下，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。国家发改委亦明确各主产地坑口煤中长期价格区间及现货价格上限，对于除港口下水煤、坑口煤以外其他形式销售煤炭，可扣除相关流通环节合理费用后折算为对应港口价或出矿价。

强化价格和中长期合同履约监管。我们建立的煤电模型测算表明，在含税综合电价上浮20%（基准电价0.37元/千瓦时）的条件下，煤电经营现金流盈亏平衡点对应的5500千卡入炉动力煤价950-1000元/吨。若火电厂综合煤价（含中长期和现货）长期高于上述区间，煤电经营显著承压，电力保供存在潜在隐患。考虑到煤炭中长期交易和现货价差，我们认为煤电降低燃料成本的抓手在于加强煤炭中长期合同签约履约监管。

点火价差趋稳，煤电现金流价值凸显。我们预计政策约束下，煤电公司单位燃料成本有望回归理性。随着煤-电产业链区间对区间的价格机制建立及合理区间内上下游价格的有效传导，公司煤电业务点火价差波动有望明显收窄，煤电业务协同护盾型资产组合贡献稳健现金流，助力公司新能源发展。

7.风险提示

（1）用电需求不及预期

若用电需求增长不及预期，公司机组利用率可能低于预期。

（2）新能源装机低于预期

公司转型重点方向为新能源，若新能源装机低于预期，公司业绩成长性将有所弱化。

（3）煤炭价格超预期

公司目前燃煤机组占比仍然较大，煤价回落不及预期，将严重影响公司盈利情况。

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