1、厚积薄发，风光步入快车道
1.1 新能源起步早
申能股份（以下简称“公司”）是全国最早一批进入风电和光伏项目开发的发电企业之一， 目前有三个新能源开发平台——上海申能新能源投资有限公司、申能新能源（青海）有限公司、 申能新能源（内蒙古）有限公司。其中，后两者均成立于 2018，而上海新能源早在 2005 年即 已，此前持股 30%，2015收购控股股东申能集团持有的 70%股权后成为公司的全资子公司。
上海申能新能源投资：投资建设的申能临港太阳能电站于 2008 年 8竣工并正式并网 发电；上海市政府特许权招标项目长兴风电于 2009 年 8 月开工建设，2011 年 1 月投产 运营；临港海上风电二期工程于 2015 年 11 月开工，2016 年底并网发电。至 2021 年末， 上海新能源公司控股装机容量达 150 多万千瓦，业务范围分布于上海、江苏、河南、陕、安徽、山东、河北、贵州、浙江等地区。
申能新能源（青海）：2018 年 1成立后在中、西部地区先后投资开发了二十多个风光 发电项目，现有在运项目 20 个，其中风电 9 个、光伏 11 个，控股装机容量 132 万千瓦； 在建项目 11 个，装机容量 141 万千瓦。业务范围分布于青海、新疆、贵州、河南、陕 西、辽宁等地区。
申能新能源（内蒙古）：在运、在建总装机容量 188 万千瓦，业务范围分布于内蒙古、 河北、山西、陕西、湖北、安徽、湖南、江西、广西等地区。
截至 2020 年底，公司控股风电、光伏发电装机容量分别为 143、72 万千瓦，同比增长 88.8%、 221.8%；全年发电量 38.50、5.06 亿千瓦时，同比增长 44.6%、79.4%。风、光在全部控股装机量（不含外二电厂）中的占比达到了 19.9%、在总发电量（不含外二电厂）中的占比达到 10.1%， 已经成为不可忽视的一部分。
1.2 利润贡献已举足轻重
2020 年，公司对三家新能源子公司合计新增投资 19 亿元，累计完成投资 51.49 亿元；全年 共实现投资收益 5.68 亿元，按累计投资额口径计算，回报率达到 11.0%。其中，上海申能新能源 和申能新能源（青海）两家贡献了主要部分，实现投资收益 3.50、1.83 亿元，累计投资回报率分别达到了 13.7%、10.1%。（报告来源：未来智库）
公司 2021前三季度新能源发电板块贡献权益利润 6.39 亿元，在营业利润中占比 20%，同 比增幅 67%。如果全年维持此增速，则新能源板块的利润贡献将达到近 10 亿元。考虑到 2021 年 煤价走势对公司煤电板块经营的影响，新能源板块全年利润贡献占比或将提升至四分之一到之一的水平，可谓举足轻重。
1.3 现金流良好，发展步入快车道
据净利润、折旧与摊销、分红与利息，测算得到公司 2018-2020年均算可用资金为 29.29 亿元。假设这部分资金不参与偿还债务，全部用于投资风电、光伏项目，风、光项目平均 造价 5000 元/千瓦。
不考虑资产负债率，假设资本金比例为 20%，对应风光年均新增开发规模 293 万千瓦；
考虑到公司的资产负债结构，假设资本金比例参照当前资产负债率设为 50%，对应风光 年均新增开发规模 117 万千瓦。
公司“十四五”发展规划明确提出：到“十四五”末控股装机容量力争达到 2200-2600 万千 瓦，其中非水可再生能源装机新增 800-1000 万千瓦，年均新增 160-200 万千瓦的风电和光伏。 截至 2020 年底，公司主要的在建工程仅有安徽平山二期电厂 135 万千瓦煤电、江苏如东 H13 和 H15 合计 35 万千瓦海上风电、五号沟 LNG 接收站配套管网，工程预算投资额合计 162.21 亿元， 全年新增投资额 44.35 亿元，期末余额 78.02 亿元，按工程预算额测算得到剩余投资额 84.31 亿元。
2021 年上半年，这 5 个在建工程合计新增投资 22.29 亿元。其中，平山二期到 2021 年中已 基本完成全部投资，工程进度达到 98%；如东 H13、H15 预计将在 2021 年底实现并网投产，以 避免错过补贴电价；参照临港-上海化工区等公司过往的管网工程项目，五号沟 LNG 接收站配套 管网工程剩余投资额预计将少于 34.14 亿元。从 2022 年开始，公司将没有其他重大工程项目的投 资支出，资金或将全部集中于新能源项目的开发建设上。
根据公司现金流情况，考虑到风电和光伏的成本下降趋势，假设公司 2021-2025 年新能源装 机增长如下：
海上风电：2021 年新增如东 H13、H15 共 35 万千瓦；
陆上风电：2021-2025 年每年新增 50、60、70、80、90 万千瓦；
光伏发电：2021-2025 年每年分别新增 50、70、90、110、130 万千瓦。 则到 2025 年，公司风、光新增装机 835 万千瓦，装机合计将达到 1050 万千瓦，略高于公司 “十四五”规划的下限目标，风、光在控股装机容量中占比过半。 参考江苏地区海上风电和全国陆上风电、光伏发电的利用小时平均水平，假设新增装机的年 均利用小时按照海上风电 2800 小时、陆上风电 2400 小时、光伏发电 1400 小时测算，则到 2025 年公司风、光全年发电量合计将达到近 170 亿千瓦时，在总发电量中的占比约三分之一。（报告来源：未来智库）
火电受制于燃料成本的剧烈波动，盈利能力变化极大，因此估值相对较低。A 股火电行业的 毛利率从“十二五”期间 22.1%的 5 年均值下降到“十三五”期间的 17.4%，净利率均值从 9.5% 下降到 6.3%，ROE 均值从 11.7%下降到 5.6%。而在“3060”目标提出后，火电行业的前景更是 蒙上了厚厚的阴影。
2.1 效率高、结构好，不惧周期波动
与其他大部分火电企业在煤价高位运行期间极易出现利润大幅下滑甚至亏损的情况不同，公 司火电板块的盈利能力波动较小，利润率也能维持在合理水平上。按照两种口径测算：
口径一：根据公司公布的分板块电量、收入及成本情况计算，因部分年份收入未计入燃 气电厂的容量电费收入，因此存在较大波动。
口径二：根据公司公布的各个控股火电厂的营业收入加总计算，计入了燃气电厂的容量 电费收入，因此波动性较小。
按照口径二计算得到的结果，公司火电板块在“十三五”期间年均毛利接近 20 亿元，毛利 率均值超过 22%，且比较稳定。这主要是因公司良好的火电资产结构和经营效率所致。
2.1.1 煤耗水平领先，煤电持续盈利
作为首家供电煤耗突破 300 克/千瓦时大关的发电企业，公司的节能水平始终处于行业领先地 位。公司控股在运的 5 家燃煤电厂基本都采用了大功率的高效先进机组，其中外高桥第三发电厂 的 2 台 100 万千瓦级机组及外高桥第二发电厂的 2 台 90 万千瓦级机组的煤耗处于全国领先水平。 尤其是 2008 年投产的外三电厂，是全球首个实际煤耗低于 280 克/千瓦时的煤电机组。吴泾第二 电厂和安徽平山一期电厂也均采用了 60 万千瓦级的大机组，只有宁夏吴忠热电采用的是 35 万千 瓦的热电联产机组。2020 年公司控股电厂标准供电煤耗 280.9 克/千瓦时，较全国平均水平低 24 克/千瓦时以上。
公司控股的 5 个燃煤电厂中，除宁夏吴忠热电外，均能持续盈利。尤其是外二、外三两大电 厂，即使在火电行业出现大面积亏损的 2017、2018 年，也都能达到 6%以上的净利润率。吴泾第 二和平山一期，在近三年也未出现过亏损。
2.1.2 容量电价、气源自给，气电“旱涝保收”
公司此前仅有临港燃机一个天然气发电电厂，2018、2019 年崇明发电和奉贤热电接连投产后， 控股气电装机容量达到 343 万千瓦，在控股并表的火电装机中占比达到四成，且全部在上海地区。 上海自 2012 年起，在全国率先采用两部制天然气发电上网电价政策，比 2014 年 12 月 31 日国家 发改委发布的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009 号）领 先两年以上。上海的两部制电价政策，通过容量电价确保低利用小时的气电机组能够实现投资的 合理回收，因此公司气电机组的收入总体稳定，受需求变化导致利用小时波动的影响较小。
而在成本端，各天然气发电厂向控股股东申能集团的全资子公司上海燃气采购天然气，而上 海燃气的管输服务由公司控股的上海天然气管网公司提供。因此，公司气电机组的燃料成本同样 不会出现大幅波动的情况。
收入、成本双双可控，公司的气电板块旱涝保收。除了新投产的崇明发电和奉贤热电外，临 港燃机在“十三五”期间年均营收、净利润分别达到 18.32、2.07 亿元，净利润率均值达到 11.3%。
2.2 平山二期盈利应无虞
公司投资建设的平山二期 135 万千瓦项目为国家示范工程，是目前全球单机容量最大的燃煤 机组，采用国际首创高低位布置方式的双轴二次中间再热技术以提升热效率及机组性价比。同时， 采用弹性回热、广义回热及广义变频等一系列创新技术，设计发电煤耗低于 250 克/千瓦时，比目 前最先进的两次再热百万千瓦机组的煤耗进一步下降超 15 克，建成后各项参数指标将达到国际 领先水平。但此前市场对于单机预算造价高达 53.79 亿元的平山二期投产后的盈利能力有所疑虑。
通过对比平山一期 2 台 66 万机组和平山二期的各项数据，来定量、定性分析平二的盈利能 力。做以下几点假设：
投资额：平山一期竣工投产、即工程进度达到 100%后，实际投资额占预算的比例为 91.73%；截至 2021 年 6 月底，平山二期工程进度达到 98%，累计投资额占预算的比例 为 83.83%。结合当期的新增投资额和资本化利息费用，假设平二竣工投产后实际投资额 占预算的比例为 88%。
供电煤耗：平一参考同类机组数据，设为 285 克/千瓦时；平二设为 250 克/千瓦时。
厂用电率：平一为 4.73%；平二参考外三电厂的 100 万千瓦级机组，设为 3.00%。
利用小时：两者均设为 4500 小时。
入炉煤价：两者均设为 1000 元/吨。
通过对比可见，在相同的利用小时和电煤价格下，平二电厂的单位造价比平一低 3.8%、度电 折旧成本比平一低 5.4%、度电燃料成本比平一低 12.3%，高参数大机组的优势显而易见。如果平 二投产后专供安徽省内而不用像平一需外送上海，利用小时有望高于平一。考虑到平一电厂在 2019、2020 年的煤价正常水平年份均能实现盈利，平二在正常情况下实现较好的盈利水平应不存 在问题。（报告来源：未来智库）
3.1 投资收益贡献超四成利润
公司参股了包括煤电、气电、水电、核电、风电多种电源类型在内的发电企业。此外，公司 还参股了申欣环保、中天合创、申能财务、上国投（2021 年完成转让，实现投资收益超 10 亿元） 等环保、煤化工、金融企业；并且持有多家上市公司的股份。2016-2020 年，公司投资收益均值 近 14 亿元，在营业利润中的占比均值达 44.2%。
对公司的投资收益按照业务板块进行重新分类，可分为电力和非电力两类；电力类分为煤电、 气电、水电、核电、风电，而非电力类包括金融、环保及其他。2016-2020 年，电力类投资收益 平均为 8.73 亿，在总投资收益中的占比均值达 63.0%。在电力类投资收益中，除煤电类波动较大 外，核、水、气、风电四类均比较稳定，2016-2020 年均值为 5.32 亿元。合理的投资布局，进一 步降低了公司的业绩波动性。
3.2 长江电力持续增持
自 2019 年一季报进入公司的前十大股东以来，长江电力及其一致行动人持续增持。从 1Q19 持股 1.04%到 2019 年底成为持股 4.98%的第二大股东，再到 3Q21 的持股 12.06%，不到三年的时 间之内股比提高超过 11 个百分点。我们认为，长电持续主动增持的原因或许有三：
三峡水电站有一部分外送电落地点在上海，与当地电力企业尤其是火电企业建立股权纽 带有利于电量外送消纳及机组出力调节。
公司经营状况稳定，受煤价等影响的周期性较小。
近年来公司的分红比例和股息率向好。
与“十一五”末启动光伏、风电项目的试点开发类似，“十三五”末公司也在业内率先启动 了对未来多个潜在新型能源技术路线的探索。
为应对新能源大规模并网对电力系统安全稳定性带来的挑战，公司积极布局微网、储能等新 兴业务。2018 年，在青浦热电（2019 年转让给控股股东的全资子公司上海燃气集团）成功试点 了“光伏+微电网+储能”项目，主要建设一套 300kW/450kWh 的储能系统及 168kWp 的光伏发电 系统。2020 年 12 月 22 日，外三电厂的火储联合运行项目一期工程顺利完成 168 小时试运行，具 备正式运行条件，成为华东地区首个火电机组耦合电储能联合运行案例。
根据公司的“十四五”规划，到 2025 年电化学储能新增装机将达到 200 万千瓦时（2GWh）。 2020 年 10 月 22 日，公司与青海省果洛州政府签署了《申能股份与果洛州政府合作推进“2GW 光伏＋1GW 储能”项目投资合作意向协议书》。未来公司在新型储能方面的推进值得期待。
此外，公司在碳捕集（CCUS）领域的布局也开始有序推进。2021 年 10 月与华东理工大学联 合共建了碳中和实验室，并计划在外三电厂开展二氧化碳制甲醇万吨级中试项目。而控股股东申 能集团在氢能全产业链的布局，未来或也将成为公司的发展方向之一。
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