申能股份研究報告：低調(diào)前行-不鳴則已

1、申能股份研究報告：低調(diào)前行_不鳴則已1、厚積薄發(fā)，風(fēng)光步入快車道1.1 新能源起步早申能股份（以下簡稱“公司”）是全國最早一批進(jìn)入風(fēng)電和光伏項目開發(fā)的發(fā)電企業(yè)之一， 目前有三個新能源開發(fā)平臺上海申能新能源投資有限公司、申能新能源（青海）有限公司、 申能新能源（內(nèi)蒙古）有限公司。其中，后兩者均成立于 2018 年，而上海新能源早在 2005 年即 已成立，此前持股 30%，2015 年收購控股股東申能集團(tuán)持有的 70%股權(quán)后成為公司的全資子公司。上海申能新能源投資：投資建設(shè)的申能臨港太陽能電站于 2008 年 8 月竣工并正式并網(wǎng) 發(fā)電；上海市政府特許權(quán)招標(biāo)項目長興風(fēng)電于 2009 年 8 月開

2、工建設(shè)，2011 年 1 月投產(chǎn) 運營；臨港海上風(fēng)電二期工程于 2015 年 11 月開工，2016 年底并網(wǎng)發(fā)電。至 2021 年末， 上海新能源公司控股裝機容量達(dá) 150 多萬千瓦，業(yè)務(wù)范圍分布于上海、江蘇、河南、陜 西、安徽、山東、河北、貴州、浙江等地區(qū)。申能新能源（青海）：2018 年 1 月成立后在中、西部地區(qū)先后投資開發(fā)了二十多個風(fēng)光 發(fā)電項目，現(xiàn)有在運項目 20 個，其中風(fēng)電 9 個、光伏 11 個，控股裝機容量 132 萬千瓦； 在建項目 11 個，裝機容量 141 萬千瓦。業(yè)務(wù)范圍分布于青海、新疆、貴州、河南、陜 西、遼寧等地區(qū)。申能新能源（內(nèi)蒙古）：在運、在建總裝機容量 1

3、88 萬千瓦，業(yè)務(wù)范圍分布于內(nèi)蒙古、 河北、山西、陜西、湖北、安徽、湖南、江西、廣西等地區(qū)。截至 2020 年底，公司控股風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機容量分別為 143、72 萬千瓦，同比增長 88.8%、 221.8%；全年發(fā)電量 38.50、5.06 億千瓦時，同比增長 44.6%、79.4%。風(fēng)、光在全部控股裝機容 量（不含外二電廠）中的占比達(dá)到了 19.9%、在總發(fā)電量（不含外二電廠）中的占比達(dá)到 10.1%， 已經(jīng)成為不可忽視的一部分。1.2 利潤貢獻(xiàn)已舉足輕重2020 年，公司對三家新能源子公司合計新增投資 19 億元，累計完成投資 51.49 億元；全年 共實現(xiàn)投資收益 5.68 億元，按

4、累計投資額口徑計算，回報率達(dá)到 11.0%。其中，上海申能新能源 和申能新能源（青海）兩家貢獻(xiàn)了主要部分，實現(xiàn)投資收益 3.50、1.83 億元，累計投資回報率也 分別達(dá)到了 13.7%、10.1%。公司 2021 年前三季度新能源發(fā)電板塊貢獻(xiàn)權(quán)益利潤 6.39 億元，在營業(yè)利潤中占比 20%，同 比增幅 67%。如果全年維持此增速，則新能源板塊的利潤貢獻(xiàn)將達(dá)到近 10 億元?？紤]到 2021 年 煤價走勢對公司煤電板塊經(jīng)營的影響，新能源板塊全年利潤貢獻(xiàn)占比或?qū)⑻嵘了姆种坏饺?之一的水平，可謂舉足輕重。1.3 現(xiàn)金流良好，發(fā)展步入快車道根據(jù)據(jù)凈利潤、折舊與攤銷、分紅與利息，測算得到公司

5、2018-2020 年年均匡算可用資金為 29.29 億元。假設(shè)這部分資金不參與償還債務(wù)，全部用于投資風(fēng)電、光伏項目，風(fēng)、光項目平均 造價 5000 元/千瓦。不考慮資產(chǎn)負(fù)債率，假設(shè)資本金比例為 20%，對應(yīng)風(fēng)光年均新增開發(fā)規(guī)模 293 萬千瓦；考慮到公司的資產(chǎn)負(fù)債結(jié)構(gòu)，假設(shè)資本金比例參照當(dāng)前資產(chǎn)負(fù)債率設(shè)為 50%，對應(yīng)風(fēng)光 年均新增開發(fā)規(guī)模 117 萬千瓦。公司“十四五”發(fā)展規(guī)劃明確提出：到“十四五”末控股裝機容量力爭達(dá)到 2200-2600 萬千 瓦，其中非水可再生能源裝機新增 800-1000 萬千瓦，即年均新增 160-200 萬千瓦的風(fēng)電和光伏。 截至 2020 年底，公司主要的在建

6、工程僅有安徽平山二期電廠 135 萬千瓦煤電、江蘇如東 H13 和 H15 合計 35 萬千瓦海上風(fēng)電、五號溝 LNG 接收站配套管網(wǎng)，工程預(yù)算投資額合計 162.21 億元， 全年新增投資額 44.35 億元，期末余額 78.02 億元，按工程預(yù)算額測算得到剩余投資額 84.31 億元。2021 年上半年，這 5 個在建工程合計新增投資 22.29 億元。其中，平山二期到 2021 年中已 基本完成全部投資，工程進(jìn)度達(dá)到 98%；如東 H13、H15 預(yù)計將在 2021 年底實現(xiàn)并網(wǎng)投產(chǎn)，以 避免錯過補貼電價；參照臨港-上?；^(qū)等公司過往的管網(wǎng)工程項目，五號溝 LNG 接收站配套 管網(wǎng)工程

7、剩余投資額預(yù)計將少于 34.14 億元。從 2022 年開始，公司將沒有其他重大工程項目的投 資支出，資金或?qū)⑷考杏谛履茉错椖康拈_發(fā)建設(shè)上。根據(jù)公司現(xiàn)金流情況，考慮到風(fēng)電和光伏的成本下降趨勢，假設(shè)公司 2021-2025 年新能源裝 機增長如下：海上風(fēng)電：2021 年新增如東 H13、H15 共 35 萬千瓦；陸上風(fēng)電：2021-2025 年每年新增 50、60、70、80、90 萬千瓦；光伏發(fā)電：2021-2025 年每年分別新增 50、70、90、110、130 萬千瓦。 則到 2025 年，公司風(fēng)、光新增裝機 835 萬千瓦，裝機合計將達(dá)到 1050 萬千瓦，略高于公司 “十四五”規(guī)

8、劃的下限目標(biāo)，風(fēng)、光在控股裝機容量中占比過半。 參考江蘇地區(qū)海上風(fēng)電和全國陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時平均水平，假設(shè)新增裝機的年 均利用小時按照海上風(fēng)電 2800 小時、陸上風(fēng)電 2400 小時、光伏發(fā)電 1400 小時測算，則到 2025 年公司風(fēng)、光全年發(fā)電量合計將達(dá)到近 170 億千瓦時，在總發(fā)電量中的占比約三分之一。2、內(nèi)力深厚，火電運營能力優(yōu)異火電受制于燃料成本的劇烈波動，盈利能力變化極大，因此估值相對較低。A 股火電行業(yè)的 毛利率從“十二五”期間 22.1%的 5 年均值下降到“十三五”期間的 17.4%，凈利率均值從 9.5% 下降到 6.3%，ROE 均值從 11.7%下降到

9、5.6%。而在“3060”目標(biāo)提出后，火電行業(yè)的前景更是 蒙上了厚厚的陰影。2.1 效率高、結(jié)構(gòu)好，不懼周期波動與其他大部分火電企業(yè)在煤價高位運行期間極易出現(xiàn)利潤大幅下滑甚至虧損的情況不同，公 司火電板塊的盈利能力波動較小，利潤率也能維持在合理水平上。按照兩種口徑測算：口徑一：根據(jù)公司公布的分板塊電量、收入及成本情況計算，因部分年份收入未計入燃 氣電廠的容量電費收入，因此存在較大波動?？趶蕉焊鶕?jù)公司公布的各個控股火電廠的營業(yè)收入加總計算，計入了燃?xì)怆姀S的容量 電費收入，因此波動性較小。按照口徑二計算得到的結(jié)果，公司火電板塊在“十三五”期間年均毛利接近 20 億元，毛利 率均值超過 22%，且

10、比較穩(wěn)定。這主要是因公司良好的火電資產(chǎn)結(jié)構(gòu)和經(jīng)營效率所致。2.1.1 煤耗水平領(lǐng)先，煤電持續(xù)盈利作為首家供電煤耗突破 300 克/千瓦時大關(guān)的發(fā)電企業(yè)，公司的節(jié)能水平始終處于行業(yè)領(lǐng)先地 位。公司控股在運的 5 家燃煤電廠基本都采用了大功率的高效先進(jìn)機組，其中外高橋第三發(fā)電廠 的 2 臺 100 萬千瓦級機組及外高橋第二發(fā)電廠的 2 臺 90 萬千瓦級機組的煤耗處于全國領(lǐng)先水平。 尤其是 2008 年投產(chǎn)的外三電廠，是全球首個實際煤耗低于 280 克/千瓦時的煤電機組。吳涇第二 電廠和安徽平山一期電廠也均采用了 60 萬千瓦級的大機組，只有寧夏吳忠熱電采用的是 35 萬千 瓦的熱電聯(lián)產(chǎn)機組。20

11、20 年公司控股電廠標(biāo)準(zhǔn)供電煤耗 280.9 克/千瓦時，較全國平均水平低 24 克/千瓦時以上。公司控股的 5 個燃煤電廠中，除寧夏吳忠熱電外，均能持續(xù)盈利。尤其是外二、外三兩大電 廠，即使在火電行業(yè)出現(xiàn)大面積虧損的 2017、2018 年，也都能達(dá)到 6%以上的凈利潤率。吳涇第 二和平山一期，在近三年也未出現(xiàn)過虧損。2.1.2 容量電價、氣源自給，氣電“旱澇保收”公司此前僅有臨港燃機一個天然氣發(fā)電電廠，2018、2019 年崇明發(fā)電和奉賢熱電接連投產(chǎn)后， 控股氣電裝機容量達(dá)到 343 萬千瓦，在控股并表的火電裝機中占比達(dá)到四成，且全部在上海地區(qū)。 上海自 2012 年起，在全國率先采用兩部

12、制天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價政策，比 2014 年 12 月 31 日國家 發(fā)改委發(fā)布的關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關(guān)問題的通知（發(fā)改價格20143009 號）領(lǐng) 先兩年以上。上海的兩部制電價政策，通過容量電價確保低利用小時的氣電機組能夠?qū)崿F(xiàn)投資的 合理回收，因此公司氣電機組的收入總體穩(wěn)定，受需求變化導(dǎo)致利用小時波動的影響較小。而在成本端，各天然氣發(fā)電廠向控股股東申能集團(tuán)的全資子公司上海燃?xì)獠少徧烊粴?，而?海燃?xì)獾墓茌敺?wù)由公司控股的上海天然氣管網(wǎng)公司提供。因此，公司氣電機組的燃料成本同樣 不會出現(xiàn)大幅波動的情況。收入、成本雙雙可控，公司的氣電板塊旱澇保收。除了新投產(chǎn)的崇明發(fā)電和奉賢熱電外，臨

13、港燃機在“十三五”期間年均營收、凈利潤分別達(dá)到 18.32、2.07 億元，凈利潤率均值達(dá)到 11.3%。2.2 平山二期盈利應(yīng)無虞公司投資建設(shè)的平山二期 135 萬千瓦項目為國家示范工程，是目前全球單機容量最大的燃煤 機組，采用國際首創(chuàng)高低位布置方式的雙軸二次中間再熱技術(shù)以提升熱效率及機組性價比。同時， 采用彈性回?zé)?、廣義回?zé)峒皬V義變頻等一系列創(chuàng)新技術(shù)，設(shè)計發(fā)電煤耗低于 250 克/千瓦時，比目 前最先進(jìn)的兩次再熱百萬千瓦機組的煤耗進(jìn)一步下降超 15 克，建成后各項參數(shù)指標(biāo)將達(dá)到國際 領(lǐng)先水平。但此前市場對于單機預(yù)算造價高達(dá) 53.79 億元的平山二期投產(chǎn)后的盈利能力有所疑慮。通過對比平山一

14、期 2 臺 66 萬機組和平山二期的各項數(shù)據(jù)，來定量、定性分析平二的盈利能 力。做以下幾點假設(shè)：投資額：平山一期竣工投產(chǎn)、即工程進(jìn)度達(dá)到 100%后，實際投資額占預(yù)算的比例為 91.73%；截至 2021 年 6 月底，平山二期工程進(jìn)度達(dá)到 98%，累計投資額占預(yù)算的比例 為 83.83%。結(jié)合當(dāng)期的新增投資額和資本化利息費用，假設(shè)平二竣工投產(chǎn)后實際投資額 占預(yù)算的比例為 88%。供電煤耗：平一參考同類機組數(shù)據(jù)，設(shè)為 285 克/千瓦時；平二設(shè)為 250 克/千瓦時。廠用電率：平一為 4.73%；平二參考外三電廠的 100 萬千瓦級機組，設(shè)為 3.00%。利用小時：兩者均設(shè)為 4500 小時。

15、入爐煤價：兩者均設(shè)為 1000 元/噸。通過對比可見，在相同的利用小時和電煤價格下，平二電廠的單位造價比平一低 3.8%、度電 折舊成本比平一低 5.4%、度電燃料成本比平一低 12.3%，高參數(shù)大機組的優(yōu)勢顯而易見。如果平 二投產(chǎn)后專供安徽省內(nèi)而不用像平一需外送上海，利用小時有望高于平一。考慮到平一電廠在 2019、2020 年的煤價正常水平年份均能實現(xiàn)盈利，平二在正常情況下實現(xiàn)較好的盈利水平應(yīng)不存 在問題。3、投資與被投資3.1 投資收益貢獻(xiàn)超四成利潤公司參股了包括煤電、氣電、水電、核電、風(fēng)電多種電源類型在內(nèi)的發(fā)電企業(yè)。此外，公司 還參股了申欣環(huán)保、中天合創(chuàng)、申能財務(wù)、上國投（2021 年

16、完成轉(zhuǎn)讓，實現(xiàn)投資收益超 10 億元） 等環(huán)保、煤化工、金融企業(yè)；并且持有多家上市公司的股份。2016-2020 年，公司投資收益均值 近 14 億元，在營業(yè)利潤中的占比均值達(dá) 44.2%。對公司的投資收益按照業(yè)務(wù)板塊進(jìn)行重新分類，可分為電力和非電力兩類；電力類分為煤電、 氣電、水電、核電、風(fēng)電，而非電力類包括金融、環(huán)保及其他。2016-2020 年，電力類投資收益 平均為 8.73 億，在總投資收益中的占比均值達(dá) 63.0%。在電力類投資收益中，除煤電類波動較大 外，核、水、氣、風(fēng)電四類均比較穩(wěn)定，2016-2020 年均值為 5.32 億元。合理的投資布局，進(jìn)一 步降低了公司的業(yè)績波動性。

17、3.2 長江電力持續(xù)增持自 2019 年一季報進(jìn)入公司的前十大股東以來，長江電力及其一致行動人持續(xù)增持。從 1Q19 持股 1.04%到 2019 年底成為持股 4.98%的第二大股東，再到 3Q21 的持股 12.06%，不到三年的時 間之內(nèi)股比提高超過 11 個百分點。我們認(rèn)為，長電持續(xù)主動增持的原因或許有三：三峽水電站有一部分外送電落地點在上海，與當(dāng)?shù)仉娏ζ髽I(yè)尤其是火電企業(yè)建立股權(quán)紐 帶有利于電量外送消納及機組出力調(diào)節(jié)。公司經(jīng)營狀況穩(wěn)定，受煤價等影響的周期性較小。近年來公司的分紅比例和股息率向好。4、著眼未來，敢為人先與“十一五”末啟動光伏、風(fēng)電項目的試點開發(fā)類似，“十三五”末公司也在業(yè)內(nèi)率先啟動 了對未來多個潛在新型能源技術(shù)路線的探索。為應(yīng)對新能源大規(guī)模并網(wǎng)對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定性帶來的挑戰(zhàn)，公司積極布局微網(wǎng)、儲能等新 興業(yè)務(wù)。2018 年，在青浦熱電（2019 年轉(zhuǎn)讓給控股股東的全資子公司上海燃?xì)饧瘓F(tuán)）成功試點 了“光伏+微電網(wǎng)+儲能”項目，主要建設(shè)一套 300kW/450kWh 的儲能系統(tǒng)及 168kWp 的光伏發(fā)電 系統(tǒng)。2020 年 12 月 22 日，外三電廠的火儲聯(lián)合運行項目一期工程順利完成 168 小時試運行，具 備正式運行條件，成為華東地區(qū)