（报告出品方/分析师：申万宏源证券 查浩 邹佩轩）

1. 上海区域电力龙头，高度注重股东回报

我国首家电力上市公司，上海国资背景，发电量约占上海总发电量三分之一。公司是上海市政府直接领导的发电和能源建设投资公司，1993年改制成为股份公司并在上交所上市，是我国电力能源行业第一家 A 股上市公司。

2022年全年公司控股机组实现发电量537.40 亿千瓦时，同比增长10.9%，上海机组发电量约占上海地区总发电量的1/3。

长江电力近年来持续增持公司股份，含间接持股在内，最新持股比例合计达到12.2%，获得公司董事会席位，有望与公司在长三角地区电力市场化交易等方面展开合作。

公司现有装机结构以传统火电为主，绝大部分为大容量、高参数机组，质量处于行业绝对领先地位。

截至 2022 年 6 月底，公司拥有控股装机容量 1527 万千瓦，其中煤电装机 840 万千瓦，气电装机 342.6 万千瓦，新能源装机 375 万千瓦，分散式供电 4.1 万千瓦。

在 840 万千瓦煤电机组中，除吴忠热电（位于宁夏）为 2 台 35 万千瓦机组外，其余全部为 60 万千瓦及以上级别机组。

由于大部分机组地处上海，在极高的环保和能耗标准下，公司机组质量及供电煤耗水平在我国电力上市公司中处于领先绝对地位（第二章详细展开）。临港燃机、崇明发电、奉贤热电三个燃气-蒸汽联合循环机组度电气耗也处于全国领先水平。

新能源转型决心坚定，计划“十四五”新增新能源装机 800-1000 万千瓦，预计 2025 年新能源装机占比接近一半。

公司 2022 年年底拥有新能源装机 417.8 万千瓦，其中，临港、如东等海上风电装机超过 50 万千瓦，陆上风电以及光伏业务布局已经拓展至全国。

根据新华社报道，公司规划“十四五”末装机容量力争达到 2200 万至 2600 万千瓦，其中非 水可再生能源装机新增 8-10GW，占比达到 50%。通过该数值推算，公司 2025 年新能源装机将达到 10-12GW，占总装机比例接近 50%。

多元化布局分散风险，油气管输及煤炭销售盈利稳定。

除电力主业外，公司控股业务还包括燃气管道、油气勘探和煤炭销售等。以 2021 年数据为例，全年公司实现营业收入 252 亿元，其中电力行业合计收入 158 亿元，煤炭销售收入达到 72 亿元，占比 28.5%，油气管输业务收入 22 亿元，占比 8.79%。

但是从毛利贡献来看，煤炭销售属于贸易业务，毛利率在 1%左右，近年毛利贡献在数千万-1 亿元之间。

油气业务包括三部分，

分别为上海天然气管网公司（持股 50%）、上海石油天然气公司（持股 40%）和新疆石油天然气公司（持股 100%）。

其中，上海天然气管网公司是燃气板块最主要的利润贡献源，经营上海地区唯一的天然气高压主干管网，服务对象为上海燃气（同集团兄弟单位），目前根据固定的管输费用，按照净额法确认收入（2018 年之前根据天然气购销价格，按照总额法分别确认收入和成本），但是会计政策修改前后毛利绝对值保持稳定，年毛利贡献在 7-8 亿元之间。

上海石油天然 气公司负责东海平湖油气田开发，所采天然气全部销售给上海燃气公司；新疆石油天然气 公司负责塔里木油气田的前期勘探和开发，尚处于早期阶段。

参股业务及财务性投资提供投资收益助力业绩稳定。

除控股资产外，公司还有大量参股资产，除上述计入长期股权投资的外高桥二发外，还包括外高桥一发、上电漕泾电厂、华能石洞口电厂等火电公司，以及华东天荒坪抽水蓄能、华东桐柏抽水蓄能、滨海智慧风力发电、秦山第二核电、申能财务公司、申能融资租赁等清洁电源和金融公司，尤其清洁电源和金融公司可以贡献稳定的投资收益。

此外，公司还通过财务性投资平滑业绩，截止 2021 年底，公司拥有非上市权益性投资账面价值 40.4 亿元，股票及基金投资 21.5 亿元。

分红政策以归母净利润为基数，上市以来保持了近 30 年高分红比例以及绝对值，包括 2021 年行业最低谷。

公司高度重视股东回报，分红政策以归母净利润为基数，上市以来近 30 年平均分红比例在 50%以上，近 10 年分红比例持续上升，对股东的回报力度可以在整个 A 股市场名列前茅。

尤其是 2021 年，在火电行业最底部、公司参控股煤电资产大范围亏损的背景下，公司通过出售持有的上国投 5%股权获得投资收益 10.5 亿元，年度分红比例高达 60%，实际分红金额 9.82 亿元，按照当前股价计算股息率达到 3.7%。

2. 煤电机组质量业内标杆，气电联动价格上调

公司煤电机组综合质量处于我国煤电行业绝对第一梯队，2021 年控股机组供电煤耗为 282.7 克/千瓦时，低于全国平均煤耗约 20 克/千瓦时，遥遥领先全国性电力龙头。

分机组来看，公司煤电在上海最主要是参控股四个电厂：

分别是外高桥发电厂（参股 49%）、外高桥第二发电厂（合营 40%）、外高桥第三发电厂（控股 40%）和吴泾第二发电厂（控股 51%）。

此外还有华能石洞口电厂（参股 50%）和上电漕泾电厂（参股 35%）的股权投资，截至 2021 年底，两者长期股权投资合计仅约 10 亿元，权重相对有限。

在会计核算上，

四个最主要的电厂中，外高桥三发和吴泾二发并表，其中外高桥三发虽然持股比例不足 50%，但是公司通过签署协议获得实际控制权；外高桥二发为共同控制，外高桥发电厂为参股电厂，两者采用权益法核算。

从资产质量来看，外高桥三个电厂位于上海外高桥保税区，毗邻长江入海口，有专属运煤码头。

三座电厂中，公司参股的外高桥一发建设于 1995 年，目前已经进入使用寿命末期，根据上海电力 2022 年底公告，外高桥一发扩容替代（2 台 100 万千瓦超超临界机组）前期工作已经获得上海市发改委批准。

与外高桥一发相比，外高桥二发两台 90 万千瓦机组以及三发两台 100 万千瓦机组均按照当时全国最高标准建设，尤其是三发两台机组 2021 年供电煤耗达到 276.82 克/千瓦时，刷新世界纪录。

除了机组本身质量外，二发和三发分别由北京国电（国电电力子公司）和国电电力持股 40%和 30%，其中二发属于合营公司，与北京国电共同控制。国电电力与中国神华同属国家能源集团，在煤炭供需紧张格局下，拥有更多的长协煤资源。

两方面因素影响下，外高桥二发和三发盈利能力极强，尤其在 2021 年极端煤价、全国煤电亏损面接近 100%的情况下，二发仅亏损约 7000 万元，三发实现盈利近 6000 万元。

参股的一发盈利能力相对较弱，2020 年之前长期处于盈亏平衡点附近，2021 年亏损约 8.4 亿元，预计扩容改造后盈利能力有望大幅提升。

图 7：外高桥三座电厂近年净利润情况（亿元）

上海其余电厂中，吴泾第二发电以及上电漕泾电厂长协煤保障力度较弱，盈利能力不及外高桥二发和三发，但是从机组来看，吴泾第二发电 2 台机组均为 60 万千瓦级机组，上电漕泾电厂 2 台机组均为百万千瓦级机组，在电价机制理顺预期下，盈利能力有望反转。

外埠机组主要有平山一期、平山二期以及吴忠热电，其中平山项目质地极佳。平山一期为 2 台 66 万千瓦超超临界机组，股权结构为公司持股 51%、皖能电力持股 24.5%、神源公司（当地煤炭公司）持股 24.5%，属于长三角一体下战略下的皖电东送项目，外送上海。

平山二期为单台 135 万千瓦机组，设计供电煤耗 251 克/千瓦时，是目前全球单机容量最大、设计煤耗最低的燃煤发电机组，为国家级示范工程，2022 年 4 月投产运营。折旧源于沉没成本，煤耗低才是硬道理。

根据公司公告，由于参数较高，平山一期、二期预算投资额分别为 52.5 和 53.8 亿元，对应单位装机投资额分别为 3977 和 3985 元/千瓦，大幅高于全国存量煤电平均建设成本（约 3500 元/千瓦）。

按照 20 年折旧、4500 小时利用小时数计算，度电折旧增加约 0.5 分/千瓦时（=500 元/千瓦/1.13/20 年/4500 小时）。但是我们强调，对于估值而言，折旧源于已经发生的沉默成本，不影响已投产机组的内在价值，而煤耗低的影响可以直接落实到估值。

平山一期供电煤耗取公司平均值 280g/千瓦时，平山二期取 250 克/千瓦时，简化处理忽略厂用电率，5500 大卡煤炭价格取 700 元/吨，全国平均供电煤耗取 300g/千瓦时，则平山一期和二期的单位燃料成本有望较普通机组分别低 1.6 分和 3.9 分/千瓦时（=20 或 50 克/千瓦时*700 元/吨/1.13/5500*7000）。

因此，无论是净利润口径的完全成本（考虑折旧）还是现金流口径的边际成本（不考虑折旧），平山项目盈利能力均显著高于行业平均水平。

吴忠热电当前盈利能力较差，机制改革面临迫切性。

吴忠热电位于宁夏吴忠，接近全资控股（持股 97%），当前盈利能力较差，公司 2021 年已经对其计提减值 5.1 亿元。亏损原因主要系宁夏目前煤电基准电价仅有 0.2595 元/千瓦时，与煤价相比严重偏低。吴忠热电 2021 年底净资产为负，但是 2022 年利用小时数达到 5324 小时，为公司利用小时数最高的机组之一，反映当地电力供需格局极度短缺，亟需改革理顺机制。

站在当前时点，从煤价和电价两个维度看，我们认为 2023 年公司煤电业务均有较大改善弹性。由于远离煤炭主产区以及进口煤比例较高，公司 2022 年长协煤整体比例较低，尤其是外高桥第一发电、吴泾第二发电、上电漕泾电厂、华能石洞口电厂等。随着 2023 年煤炭现货价格下降以及长协煤比例进一步提高，公司煤电机组存在较大的煤价弹性。

目前秦皇岛动力煤价格自 2022 年 11 月达到阶段性高点后开始进入下行通道，2 月以来开始加速下跌，2 月 15 日跌至 990 元/吨，为 2022 年 3 月以来最低点。

从 CCTD 主流港口煤炭库存情况来看，库存进一步上升，是煤炭市场价格下降的主要原因。最新库存虽然低于 2020 年同期水平，但是大幅高于 2021 年和 2022 年水平，尤其与 2022 年相比，2022 年同期北方港口库存呈下行趋势，而此轮库存上升始于 2022 年 11 月中旬，已经持续约 3 月，当前较高的库存将对后续旺季煤价反弹力度造成较强压制。

对于煤价对业绩的弹性，由于公司参股电站较多，我们采用权益耗煤量概念，估算公司每年权益发电量为 316 亿千瓦时，权益耗煤量为 1186 万吨。

由此，假设电价每上涨 1 分/千瓦时，所得税率取 25%，增厚归母净利润约 2.1 亿元（316 亿千瓦时*1 分/千瓦时/1.13*0.75）；综合入炉煤价每下降 100 元/吨，可增厚归母净利润 7.9 亿元（1186 万吨 *100 元/吨/1.13*0.75）。

对于电价，作为我国经济桥头堡，我们认为上海对能源保供的需求优先度更高，具备率先理顺煤电电价的条件，公司煤电板块业绩修复弹性及可能性高于行业内其他上市公司。

电价机制不合理是我国当前煤电行业大范围亏损的根本原因，国家能源局在 2022 年底召开 的 2023 年全国能源工作会议和 2023 年 2 月召开的一季度新闻发布会上均强调 2023 年加 快电力市场化改革，预计 2023 年电价也有一定上行空间。

上海当前全社会用电量约为 1800 亿千瓦时/年，按照电价再上涨 5 分/千瓦时预期计算，上海全社会每年电费支出增加 90 亿元，约为每年 GDP 的 0.2%，不足 1 天的 GDP。相比之下，近年浙江、江苏等周边省份每年迎峰度夏、迎峰度冬均遭遇电力短缺，对经济的影响更大。

上海燃气机组电价机制已经理顺，气电联动及时，公司燃气机组贡献稳定收益。

公司目前共控股三个燃气电站，分别是临港热电、奉贤热电以及崇明热电，装机容量分别为 165.2、92.5 和 84.8 万千瓦，总装机容量达到 343 万千瓦。

此外，公司还参股华电奉贤热电、华能上海燃机、上海漕泾热电等燃气发电资产，按照长期股权投资核算，产生投资收益。

上海燃气电站多为调峰机组，公司 3 个控股燃气电站 2022 年利用小时数都在 2000 小时以下，电价政策为两部制电价，其中容量电价保障基本收益，当前上海燃气机组容量电价为 37.01 元/千瓦·月。

电量电价执行气电联动政策，联动调价公式为：联动后电量电价=天然气平均调价幅度×税收调整因子/发电气耗。

公司燃气机组气源来自同集团下属的上海燃气，公司购气价格与上海燃气从上游采购的气源价格联动，电价与气价由上海市发改委同时、同步调整，保障了燃气机组稳定收益。

图 10：申能临港及申能奉贤热电净利润情况（亿元，申能崇明数据未披露）

3. 传统业务现金流充沛，护航新能源加速发展

转型目标明确，新能源装机快速上量。

公司现有新能源业务开发主要依托上海申能新能源投资、申能新能源（青海）和申能新能源（内蒙古）三个平台，均为全资子公司。

截至 2021 年底，公司控股新能源合计 344.9 万千瓦，占比约 245%，其中风电 208.8 万千 瓦，光伏 132.1 万千瓦，分散式供电 4.1 万千瓦，除海上风电外，陆上新能源装机主要集中在宁夏、青海、内蒙古等三北地区。

2021 年三大新能源子公司合计净利润 9.3 亿元。2022 年全年公司新增新能源装机 73 万千瓦，总装机达到 417.8 万千瓦，上半年新能源业务实现净利润 5.92 亿元，同比增长 29%，利润占比超过一半。

2022 年公司全年实现风电发电量 51.60 亿千瓦时，同比增长 21.5%；光伏及分布式电源发电量 21.07 亿千瓦时，同比增加 60.96%，预计全年新能源利润有望超过 12 亿元。

成立海南子公司，儋州海上风电项目 2022 年 9 月开工建设，装机容量 120 万千瓦。

在已经投产临港、如东等海上风电项目超过 50 万千瓦的基础上，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，公司持股 85%，从事海南 CZ2 海上风电示范项目开发，将新能源版图拓展至海南。

该项目是海南省“十四五”期间首个海上风电项目，场址位于海南省儋州市北部海域，总装机容量 120 万千瓦，计划 2024 年投产。

中长期目标明确，规划“十四五”期间新增可再生能源 8-10GW。

根据新华社报道，公司规划“十四五”末装机容量力争达到 2200 万至 2600 万千瓦，其中非水可再生能源装机新增 8-10GW，占比达到 50%。根据该数值推算，公司 2025 年新能源装机将达到 10-12GW，未来三年需投产新能源装机 6-8GW。

现金牛业务众多，资金充足，资产负债率低于同行，护航公司新能源转型。

公司转型新能源的另一重要优势为资金优势，公司存量资产中现金牛业务众多，除煤电资产业绩波动较大外，其余业务均有稳定的盈利预期，且多为重资产行业，现金流好于净利润，参股资产基本均为 100%净利润分红，

取得的投资收益与收到的分红金额大致相当：

1）气电业务享受两部制电价，容量电价保障基本收益，电量电价与燃气价格联动即时；

2）参股的桐柏抽水蓄能和天荒坪抽水蓄能公司也执行两部制电价，每年贡献稳定投资收益；

3）天然气管网公司收取稳定的输气费用；

4）申能财务公司每年投资收益在 1 亿元量级。

对于煤电业务，

由于资产质地极佳，即便 2021 年行业底部亏损也极为有限，外高桥三发还能实现盈利。考虑到较高的折旧成本，煤电业务亦能贡献较多的现金流支撑。

从现金流量表来看，

公司近年经营性现金流量净额以及取得投资收益收到的现金均保持较高水平，2019-2020 年两者合计在 60 亿元量级，即便 2021 年行业底部仍有 45 亿元量级。

从资产负债率来看，

2022 年 9 月底公司资产负债率仅有 56.22%，在电力公司中处于绝对低位，2021 年财务费用不足 10 亿元，2022 年按照前三季度年化也仅 12.7 亿元。而且，公司没有永续债等负担，现金流完全可以支撑能源转型。

同时，随着光伏组件以及风机价格下降，新能源自我造血能力也有望增强。

4. 盈利预测与估值

根据公司新能源发展规划，我们预计公司 2022-2024 年每年新增风电装机 22、50、100 万千瓦，新增光伏装机 61.8、150、200 万千瓦。

预计在煤价下行、电价上行预期下，煤电板块逐渐向合理回报修复（参考公司 2016 年煤电业绩），气电、燃气管网及参股抽水蓄能业务利润保持稳定，预计 2022-2024 年归母净利润分别为 12.45 亿、27.36 亿、31.58 亿元，对应 PE 22、10、9 倍。

公司历史分红情况极佳，在业绩反弹的背景下，有望为投资者带来丰厚股息回报，按照 50%分红率计算，公司 2023 年业绩对应股息率超过 5%（27.36 亿元*50%分红率/268.5 亿元市值）。

公司当前 PB 处于历史最低位。

如我们上述几章所述，公司利润结构与大部分电力公司并不相同，公司最优质的煤电机组主要提供业绩向上弹性，但是公司非煤电业务盈利能力稳定，提供业绩支撑下限。

而且随着近年来公司燃气机组、新能源以及参股抽水蓄能陆续投产，净利润中的“稳定成分”在持续增加，按分部估值处理，理论上公司 PB 应该上行。

但是从历史维度看，公司当前 PB 水平处于历史最低位，低于 2008 年与 2015 年股灾低点。2021 年下半年电力行业经历了一轮强度罕见的 Beta 性行情，但是由于公司当前新能源转型目标尚未公布、传统火电占比较高，加之业务繁多、市场研究成本较高，公司股价表现并不理想，当前 PB 水平与 2020 年基本相当，并未反映碳中和以及电改预期。

分部估值来看：

1）公司燃气电站以及参股的抽水蓄能资产执行两部制电价，天然气管网公司价差稳定，利润贡献可以直接参考历史水平。

预计 2023 年 3 个控股燃气电站贡献归母净利润 2.2 亿元（临港、崇明、奉贤分别实现净利润 1.8 亿、0.6 亿和 0.8 亿元，扣除少数股东损益后约 2.2 亿元），参股的华电奉贤、上海漕泾热电、华能上海燃机发电合计贡献投资收益 1.6 亿元。

天荒坪和桐柏抽水蓄能电站贡献权益法核算投资收益合计 1.5 亿元，申能财务公司贡献投资收益 0.9 亿元。

天然气管网公司贡献归母净利润 1.8 亿元（净利润 3.6 亿，持股 50%），上述资产合计贡献归母净利润 8 亿元（历史业绩情况见表 2 和图 14）。

以上资产（燃机、管网、抽蓄和申能财务）增长空间有限但是盈利能力平稳且受到制度保障，可以参考水电公司，均为一次固定资产投资，后续边际成本较低或可全额传导的资产，折旧成本较多，现金流良好。

我们选取国内业绩较为稳定的三大水电公司（长江电力、华能水电和川投能源），给予 2023 年 15 倍 PE，对应合理市值 120 亿元。

2）公司新能源业务 2021 年实现归母净利润 9.3 亿元，

预计 2022 年利润贡献有望达到 12 亿元，假设公司 2023-2025 年每年新增风电 50、100、100 万千瓦，新增光伏 150、200、300 万千瓦，增速较为可观。

我国 A 股上市的纯新能源上市公司较少，参考国内新能源运营龙头三峡能源和龙源电力以及地方性企业晶科科技估值，给予 2022 年新能源利润 20 倍 PE，价值 240 亿元。

3）公司煤电资产极为优质，目前 840 万千瓦机组质地处于行业内顶尖水平，2023 年随着煤价下跌以及电力体制改革预期渐强，盈利能力将逐步恢复至正常水平。

目前公司 2022 年年报尚未发布，火电子公司净资产最新数据为 2021 年年报，我们预计 2023 年盈利修复后，火电子公司净资产与 2021 年底基本相当，参考当前火电板块龙头公司 PB（2023 年 2 月 28 日华能国际 2.5 倍，华电国际 1.47 倍，粤电力 A 1.59 倍，建投能源 1 倍，大唐发电 1.86 倍，国电电力 1.50 倍），中性预期可给予公司火电板块 1 倍 PB，合营及参股资产直接参考长期股权投资账面价值，可得公司煤电资产价值 87 亿元。

4）此外，公司财务投资较多，2022 年 9 月底“其他非流动金融资产”账面价值为 62.45 亿元。

根据 2018 年开始实施的新金融工具会计准则，该科目为持有期在一年以上的“以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产”，预计公司持有的股票基金，其账面价值本身就是公允价值，需要在估值中加上该部分价值。除上述四个板块外，公司没有其他重大亏损资产，暂不考虑其他少量股权投资。

综上，我们测算公司合理市值为 509 亿元，较当前市值有约翻倍空间，2022年下半年以来的股价下跌已经充分反应了 2022 年业绩不及预期带来的利空。

风险提示：

电价政策推进不及预期。

若电价机制调整不及预期，公司火电无法如期回到合理盈利水平，或将导致盈利修复不及预期。

新能源项目开展不及预期。

若 2023 年光伏组件价格下降不及预期或疫情仍旧反复，或将导致公司新能源项目进展不及预期，从而影响公司业绩。

金融资产公允价值波动。

公司有大量以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产，存在公允价值波动风险，可能对公司短期利润产生影响。

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报告来自【远瞻智库】

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