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1、 敬請參閱最后一頁特別聲明 1 金融構筑安全墊，業績彈性看火電 江蘇省核心火電企業，火電機組具備“量”、“質”雙維度優勢。江蘇省核心火電企業，火電機組具備“量”、“質”雙維度優勢。截至22 年底公司火電裝機容量省內市占率位列第二，控股在運火電裝機1443.7 萬千瓦，待在建及已核準的 700 萬千瓦火電機組投產后在運火電機組容量將增長 48.5%。此外公司在運 60 萬千瓦及以上、超超臨界及以上煤電機組比例分別超過 94%、50%，可比公司該占比指標分別分布在 60%-80%、35%-48%，公司核心火電機組結構優勢凸顯。江蘇電力供需呈現偏緊格局，利好電價高位維穩。江蘇電力供需呈現偏緊格局，利

2、好電價高位維穩。（1）供給端：省內供電方面，供電主體火電的待投產裝機23-24年難以貢獻實質性增量，現存機組保供壓力較大；省外受電方面，23-25 年江蘇外受電增量主要來自現有特高壓增供，而預計23年主要送電省份互濟能力受限。（2）需求端：長期看江蘇省內用電需求維持高位受二產高占比及人口高基數持續驅動，公司火電利用小時數 21-22 年分別為 4688/4515 小時、較可比公司均值高出 90 小時以上；短期看 23 年用電需求高增長主要源自疫后修復高彈性及迎峰度夏期間用電負荷同比提升。結合供需情況，23-24 年江蘇火電平均利用小時數有望保持 4400 小時以上，供需偏緊也將對電價提升及維持

3、高位運行提供有力支撐。公司煤炭成本兼具經濟性優勢與邊際改善利好。公司煤炭成本兼具經濟性優勢與邊際改善利好。公司機組布局于晉北坑口和江蘇臨近江海地區，地理優勢可有效降低煤炭運輸成本；且公司已發展出獨立的煤炭供應體系，火電與煤炭采購、港口物流深度融合以利好成本控制。此外，煤炭保供政策助力公司 23 年長協煤占比提升 30pct 至 80%，且煤炭供給持續放量已驅動 1H23 市場煤價中樞回落 30%至約 800 元/噸，預計 23-25 年市場煤價中樞將進一步下行至780/745/710 元/噸，對應長協煤價分別為 720/700/680 元/噸。金融板塊資產優質、收益穩健，定位業績“壓艙石”。金

4、融板塊資產優質、收益穩健，定位業績“壓艙石”。金融板塊業務主要由子公司江蘇信托開展，近 5 年來持續為公司貢獻年均約 20 億元凈利潤，業績奠基作用凸顯，且可對能源板塊業務提供資金調配、碳資產管理等協同作用。此外，金融板塊固有業務因受益于優質資產而業績穩健，信托業務通過產品轉型已逐步走出資管新規的影響并步入業績修復軌道。預計降息背景下金融板塊業績增長受到的沖擊整體較為有限，23-25 年金融業務凈利潤增速仍可達 15%/10%/10%。我們預測23-25年公司營收338.9/357.1/390.5億元，歸母凈利24.6/34.7/40.4 億元。采用分部估值法，給予能源/銀行/非銀板塊 24

5、年14/5/15XPE，對應 24 年目標價 7.7 元，首次覆蓋給予“增持”評級。新項目進展不及預期；省內火電需求不及預期；煤炭長協簽約、履約不及預期以及煤價下行不及預期；金融業務盈利穩定性不足。石油化工組 分析師：許雋逸（執業 S1130519040001） 市價（人民幣）：7.12 元 目標價（人民幣）：7.70 元 公司深度研究 證券研究報告 江蘇國信（002608.SZ）2023 年 07 月 28 日 增持（首次評級）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 1.江蘇核心火電企業，火電+金融業務雙輪驅動.5 2.裝機量增+電價穩+成本回落，火電業績進擊驅動力足.

6、6 2.1 火電機組具備“量”、“質”雙維度優勢.6 2.1.1 火電裝機市占率省內領先，待投產規模增量可期.6 2.1.2 核心火電資產質量佳，機組結構具備競爭優勢.7 2.2 供需呈現偏緊格局，利好電價高位維穩.8 2.2.1 供給端：從內供、外受雙維度看，江蘇電力供應增量有限.8 2.2.2 需求端：負荷大省用電高需求，綜合供給能力看省內火電利用小時將維持高位.11 2.2.3 市場化改革捋順定價機制，供需偏緊對電價形成有力支撐.14 2.3 煤炭成本兼具經濟性優勢與邊際改善利好.15 2.3.1 成本經濟性：地理布局優勢+“煤電聯營”模式共同利好成本控制.15 2.3.2 成本邊際改善

7、：保供政策加持+供給持續改善，煤價回落利好公司降本.17 3.金融板塊資產優質、收益穩健，定位業績“壓艙石”.18 3.1 業績奠基+業務協同，金融業務功不可沒.18 3.2 固有業務受益于優質資產，信托業務走向趨穩和轉型.20 4.盈利預測與投資建議.22 4.1 核心假設及盈利預測.22 4.1.1 能源板塊業績預測假設.22 4.1.2 金融業務相關業績指標預測假設.23 4.1.3 費用率預測假設.24 4.2 盈利預測.24 4.3 投資建議及估值.24 5.風險提示.26 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：公司股權結構及業務關系（截至 2022 年底）.5 圖表 2：公司營收穩健增長，1

8、Q23 短期承壓.6 圖表 3：公司電力業務貢獻營收主體.6 圖表 4：公司電力業務毛利率 2021-2022 年受挫.6 圖表 5：22 年扭虧為盈，金融業務貢獻約 20 億凈利潤.6 圖表 6：近年來公司控股裝機容量穩健增長.7 圖表 7：截至 2022 年底公司在運控股火電裝機總容量為 1443.7 萬千瓦.7 圖表 8：超臨界、超超臨界機組較亞臨界機組而言可顯著降低碳排放和煤耗.8 3VuXWYSWlVzW6M8QaQoMoOoMsRkPoOrOkPmPoOaQsQrQuOmPzQuOrMrP公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 9：公司煤機 60MW 以上大型機組占比高于

9、可比公司.8 圖表 10：公司煤機超超臨界以上機組占比高于可比公司.8 圖表 11：2022 年發電量排名 TOP10 省份（億千瓦時）.9 圖表 12：江蘇省發電結構以火電出力為主.9 圖表 13：江蘇省約 20%電量來自省外受電.10 圖表 14：江蘇形成“一交四直”特高壓網架受電格局.10 圖表 15：我國夏季風電利用小時環比下滑（小時）.11 圖表 16：2Q23 起四川水電出力同比承壓（億千瓦時）.11 圖表 17：21-1Q23 安徽用電增速在長三角地區位列前茅.11 圖表 18：安徽省發電量與用電量比值呈下滑趨勢.11 圖表 19：江蘇省人均用電量在江浙滬地區處于領先.12 圖表

10、 20：2022 年江蘇省用電量位列全國 TOP3（億千瓦時）.12 圖表 21：公司火電利用小時數較為領先（小時）.12 圖表 22：江蘇二產占 GDP 比重持續高于全國平均水平.13 圖表 23：江蘇二產用電需求高于一、三產.13 圖表 24：江蘇省 4M23 開始用電增速高于全國.13 圖表 25：江蘇電網最高電力負荷逐年遞增.13 圖表 26：經測算，江蘇省火電裝機 2023-2024 年平均利用小時數預計均可保持 4400 小時以上.14 圖表 27：2021 年市場化改革后，江蘇月度交易成交均價較基準價基本維持頂格上浮.15 圖表 28：2022-2023 年江蘇年度交易成交均價較

11、基準價均上浮 19%以上.15 圖表 29：公司火電機組上網電價及變化趨勢.15 圖表 30：山西 2020 年起原煤產量占比成為晉陜蒙新四省第一.16 圖表 31：2021-2022 年山西原煤新增貢獻率在晉陜蒙新四省中領先.16 圖表 32：2022 年山西機組控股公司蘇晉能源實現扭虧為盈（億元）.16 圖表 33：23 年動力煤月均進口量顯著增長（噸）.17 圖表 34：進口煤價 23 年實現高位回落.17 圖表 35：11M22 以來原煤日產量基本能保持在 1230 萬噸/天以上.18 圖表 36：秦皇島動力煤價 22 年 11 月開始呈現下行趨勢.18 圖表 37：江蘇信托股東均為江

12、蘇省屬國有企業集團.19 圖表 38：江蘇信托業務主要包括信托業務和固有業務.19 圖表 39：信托業務和固有業務占江蘇信托營收主體.19 圖表 40：金融業務為公司提供穩定利潤.19 圖表 41：公司凈利率在可比公司中保持較高水平.19 圖表 42：長期股權投資金額規模占江蘇信托固有業務板塊主體.20 圖表 43：對江蘇銀行的投資貢獻江蘇信托股權投資收益主體.20 公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 圖表 44：利安人壽保費收入穩步提升.21 圖表 45：江蘇信托的信托業務 2021 年后收入企穩.21 圖表 46：江蘇信托資產結構轉型帶動報酬率提升.21 圖表 47：火電業務盈利預

13、測.23 圖表 48：金融業務相關指標預測.24 圖表 49：2021-2025E 公司費用率.24 圖表 50：核心業績預測指標.24 圖表 51：可比公司估值（市盈率法）.25 公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 前身為船舶公司，2016 年后轉型為“能源+金融”雙驅動。公司于 2003 年 6 月成立，前身為經營船舶制造、銷售、運輸等業務的江蘇舜天船舶股份有限公司；后由于造船業務景氣度大幅下降,2014-2015 年均出現較大虧損,因此于 2015 年 8 月停牌并啟動重大資產重組，2016 年 12 月江蘇國信集團所持的 1 家信托企業和 7 家發電企業股權進入上市公司體內，公

14、司進而轉型為“金融+能源”雙輪驅動平臺。目前公司股權結構高度集中，江蘇國信集團為第一大股東、直接持股 73.8%，實控人為江蘇省國資委。江蘇省核心火電企業之一，2018 年機組由江蘇擴張至山西。用電大省江蘇和能源大省山西一直以來存在較強互補性，早在 2010 年蘇晉兩省就簽署了相關能源合作框架協議，2017 年“雁淮直流”特高壓建成投運更是為大規?！皶x電送蘇”創造了物理條件。作為江蘇省代表性火電企業，公司積極落實送電框架協議，于 2018 年 10 月與中煤平朔、大同煤礦、山西神頭和山西陽光共同于山西投資設立了蘇晉能源，出資完成后公司持股 51%；蘇晉能源也在兩年內完成了塔山、朔州、保德三家電

15、廠 396 萬千瓦煤電裝機的資產并購及建設投產，每年可通過“雁淮直流”對蘇送電 200 億千瓦時。除傳統能源外，近年公司開始嘗試以參股方式投資開發或建設運營部分新能源項目。2021 年 12 月控股子公司國信揚電、蘇晉能源分別與控股股東國信集團旗下的新能源企業江蘇新能合資成立昊揚新能、朔州新能，隨后 2022 年 10 月公司又與江蘇新能等公司合資成立了信悅光伏。此外，公司也在嘗試探索研究電化學儲能、氫能和抽水蓄能等新業態，在建一批以靖江熔融鹽和揚二壓縮空氣為代表的項目，并積極儲備碳捕集應用相關技術。圖表圖表1 1：公司股權結構及業務關系（截至公司股權結構及業務關系（截至 2 2022022

16、年底）年底）來源：Ifind、公司公告、國金證券研究所 能源業務貢獻營收主體，金融業務貢獻利潤主體。2022 年公司能源板塊營收占比為95.8%，且能源業務中電力業務收入貢獻率為 83.2%、對總收入的貢獻率為 79.7%；公司總營收隨發電量增加而穩健增長，2017-2021 年公司發電量增速 CAGR 為 8.6%，對應公司營收規模以 9.3%的復合增速上升至 288.8 億元。此外，金融板塊業績較為穩健、近年來為公司貢獻年均約 20 億元的凈利潤，業績奠基作用凸顯。利潤波動與煤價走勢相關性強，21-22 年電力業務因成本端承壓而出現虧隨，23 年煤價回落后有望實現業績反轉、扭虧為盈。受煤價

17、影響，近年公司業績出現波動。2021 年煤價高企，市場煤價中樞上漲約 60%至 1000 元/噸以上水平，煤電成本大幅提升后電力業務毛利率同比下滑 23.2pct 至-7.9%，進而公司凈利潤同比下滑 115.1%至-3.4 億元；2022 年煤價中樞持續在 1200公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 元/噸的水平上高位運行、電力業務因成本承壓而仍處于虧損狀態，但受益于平均上網電價上漲 16.7%，公司營收仍實現 12.3%的增長至 324.4 億元，電力業務毛利率也實現了 7.2pct 的同比改善，助力公司凈利潤提升 4.1 億元并步入業績修復軌道。1Q23 業績短期承壓，展望 23

18、 年業績彈性可期。1Q23 受用電需求較為低迷以及消化迎峰度冬期高價煤的影響，公司營收、凈利潤分別同比下滑 6.5%、29.1%，呈現短期業績承壓；而隨著 23 年江蘇省電力需求釋放、電價有望繼續提升并維持高位運行，疊加煤炭產能釋放后煤價中樞 1H23 已從年初高位下行近 30%至 800 元/噸、且后續仍將保持震蕩下行趨勢，預計電力業務成本端大幅改善后公司業績修復彈性較大。圖表圖表2 2：公司營收穩健增長，公司營收穩健增長，1Q231Q23 短期承壓短期承壓 圖表圖表3 3：公司電力業務貢獻營收主體公司電力業務貢獻營收主體 來源：Ifind、公司公告、國金證券研究所（標注為電力業務營收占比）

19、來源：Ifind、公司公告、國金證券研究所 圖表圖表4 4：公司電力業務毛利率公司電力業務毛利率 20212021-20222022 年受挫年受挫 圖表圖表5 5：2 22 2 年扭虧為盈，金融業務貢獻約年扭虧為盈，金融業務貢獻約 2 20 0 億凈利潤億凈利潤 來源：Ifind、公司公告、國金證券研究所（金融業務無直接成本，營業支出主要為業務及管理費用，毛利率計算公式不同于其他業務，因此暫不放在一起比較）來源：Ifind、公司公告、國金證券研究所（1Q23 未披露子公司利潤信息）2.12.1 火電機組具備“量”、“質”雙維度優勢火電機組具備“量”、“質”雙維度優勢 2.1.12.1.1 火電

20、裝機市占率省內領先，待投產規模增量可期火電裝機市占率省內領先，待投產規模增量可期 控股在運裝機 1443.7 萬千瓦，在建及儲備項目“十四五”有望帶來近 50%裝機增量。公司近年裝機規模持續增長，目前在蘇機組市占率靠前。2017 年起公司控股裝機總規模穩健增長，2017-2022 年裝機容量 CAGR 為 13.5%，其中氣電裝機占比較小、規模較為穩定，增量主要來自煤電裝機的不斷擴容。2022 年公司江蘇省內火電裝機容量為 1047.7 萬千瓦，占全省火電裝機的約 10%，市占率位列全省第二。-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%05,00010,00015,0002

21、0,00025,00030,00035,000營業收入（百萬元，左軸）YoY-營業收入（右軸）82.9%81.8%80.5%82.6%79.5%79.7%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%其他業務金融熱力煤炭電力-10%-5%0%5%10%15%20%電力煤炭熱力-10-505101520253035公司凈利潤（百萬元，左軸）控股子公司江蘇信托凈利潤公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 圖表圖表6 6：近年來公司控股裝機容量穩健增長近年來公司控股裝機容量穩健增長 來源：公司公告、國金證券研究所 公司機組結構以在蘇煤電機組為主。截至 2022 年底，公司在運

22、控股火電裝機總容量為 1443.7 萬千瓦，其中以煤電裝機為主體，裝機占比 82%、貢獻 92%的發電量。從區域分布看，公司火電機組大部分布局于江蘇，其中在運煤電控股機組在江蘇、山西的容量規模分別占 66.6%、33.4%，氣電裝機全部位于江蘇省內。在建機組計劃“十四五”期間完成投產，有望為公司控股在運火電機組容量帶來 48.5%的增長。截至 2022 年底，公司控股裝機中有在建機組 500 萬千瓦及已獲核準機組 200萬千瓦，均位于江蘇且均為百萬級機組，其中在建的 1 臺射陽港電廠機組、2 臺濱海港電廠機組、2 臺沙洲電廠機組預計分別于 2023 年 9 月、2024 年底、2025 年投產

23、，屆時有望增厚公司在運資產并貢獻業績增量。圖表圖表7 7：截至截至 20222022 年底公司在運控股火電裝機總容量為年底公司在運控股火電裝機總容量為 1443.71443.7 萬千瓦萬千瓦 地區地區 電廠電廠類型類型 電廠電廠 持股比例持股比例 在運裝機結構在運裝機結構 （萬千瓦）（萬千瓦）在建在建/帶核準裝機結構帶核準裝機結構（萬千瓦）（萬千瓦）控股裝機量控股裝機量 （萬千瓦）（萬千瓦）權益裝機量權益裝機量 （萬千瓦）（萬千瓦）江蘇 煤電 新海發電 89.8%2100-200 179.6 國信揚電 90%265+2.5-132.5 119.3 揚州二電 45%263-126 56.7 射陽

24、港發電 100%266 1100（在建）232 232 國信靖電 55%266 2100（已核準）332 182.6 淮陰發電 95%233-66 62.7 沙洲發電 51%-2100（在建）200 102 濱海發電 51%-2100（在建）200 102 氣電 國信揚電 90%210.3+211.8-44.2 39.8 淮陰發電 95%218+247.5-131 124.5 協聯燃氣 51%242-84 42.8 山西 煤電 蘇晉能源 51%666-396 130.4 來源：公司公告、公司官網、國金證券研究所（截至 2022 年底）2.1.2 2.1.2 核心火電資產質量佳，機組結構具備競爭

25、優勢核心火電資產質量佳，機組結構具備競爭優勢 大容量、高參數機組在降低煤耗及提升機組效率方面具有顯著優勢。0%5%10%15%20%25%30%05001000150020002500在建裝機容量（萬千瓦，左軸）已投產氣電裝機容量（萬千瓦，左軸）已投產煤電裝機容量（萬千瓦，左軸）YoY-總裝機容量（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 在煤電行業中，通常將 10 萬千瓦/30 萬千瓦/60 萬千瓦作為小型/中型/大型煤電機組的劃分界限。據國家發改委數據，中小型機組單位供電煤耗一般會達到 380-500 克/千瓦時，而大型高效發電機組煤耗可降至 290-340 克/千瓦時，單位煤炭消

26、耗可降低約 20%-30%。據 VGB PowerTech 數據，普通亞臨界電廠效率約為 30%、單位碳排放高達 1116 克/千瓦時，而超臨界電廠的效率可達 38%、單位碳排放降至 881 克/千瓦時，超超臨界電廠效率可達 45%、單位碳排放可降至 742 克/千瓦時。按 1 噸標煤排放 2.7 噸二氧化碳計算，采用超臨界、超超臨界機組可較普通亞臨界機組分別降低 21%、34%的煤耗。圖表圖表8 8：超臨界、超超臨界超臨界、超超臨界機組較亞臨界機組而言可顯著降低碳排放和煤耗機組較亞臨界機組而言可顯著降低碳排放和煤耗 來源：VGB PowerTech、北極星火力發電網、國金證券研究所 公司在運

27、、在建機組多數具備容量大、能耗低、效率高的特點。公司在運火電機組中 60 萬千瓦及以上大型機組容量占煤電機組的比例超過 94%，在運超臨界及超超臨界機組占在運控股煤機總容量比例為 83.6%；其中，在運行超超臨界機組占比高達 50.3%；而可比公司（以地方火電龍頭為主）大型機組占比、超超臨界及以上機組占比分別基本分布在 60%-80%、35%-48%，可見公司大容量、高參數機組占比具備一定領先優勢。此外，公司待投產的煤機均為百萬千瓦級別的超超臨界二次再熱燃煤發電機組，若加上在建和已核準項目后，在運行大型機組占比和超超臨界機組占比可分別超過 96%、60%，有望助力公司機組結構不斷優化。圖表圖表

28、9 9：公司煤機公司煤機 6 60MW0MW 以上大型機組占比高于可比公司以上大型機組占比高于可比公司 圖表圖表1010：公司煤機超超臨界以上機組占比高于可比公司公司煤機超超臨界以上機組占比高于可比公司 來源：各公司公告、國金證券研究所（圖為 2022 年情況）來源：每日經濟新聞官方號、證券之星官方號、新京報、界面新聞、國金證券研究所（圖為 2022 年情況）2.2 2.2 供需呈現偏緊格局，利好電價高位維穩供需呈現偏緊格局，利好電價高位維穩 2.2.1 2.2.1 供給端：從內供、外受雙維度看，江蘇電力供應增量有限供給端：從內供、外受雙維度看，江蘇電力供應增量有限 江蘇省內火電新增裝機 23

29、-24 年難以貢獻實質性出力增量，現存蘇內機組保供壓力大。94%70%60%74%0%20%40%60%80%100%50%44%48%35%40%0%10%20%30%40%50%60%公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 江蘇火電經歷政策限制后開始重啟。在能源結構轉型壓力下，江蘇“十三五”及“十四五”開局期間省內火電機組建設進度逐步放緩，2018-2020 三年僅新增約 649 萬千瓦、為 2016-2017 年增量的 61.8%，2021-2022 年新增火電機組僅 358 萬千瓦，且江蘇省“十四五”中也并無煤機規劃。2021 年起電力供需持續偏緊，我國在經歷兩次大范圍有序用電后，

30、開始重啟對保供主力軍煤電的建設計劃，江蘇也于 2022 年 9月和 2023 年初已先后公示兩批“先立后改”煤電支撐性電源項目名單，計劃“十四五”完成煤電裝機增量約 17.3GW。目前火電為江蘇省內發電主力，短期內仍需依賴現存機組出力。江蘇全省 2022 年發電量 5831.3 億千瓦時、位列全國第三，且以具有重要保供作用的火電為主體電源類型、發電量占比 81.3%。雖然江蘇“十四五”期間已有省內新增煤機擴建明確規劃，但考慮到煤電機組建設周期通常為 2-3 年，省內新核準機組 2023-2024 年難以有效緩和供需緊張趨勢，火電保供仍主要依靠現存機組出力，將利好公司省內火電裝機利用率的提升。圖

31、表圖表1111：2 2022022 年發電量排名年發電量排名 T TOP10OP10 省份（億千瓦時）省份（億千瓦時）圖表圖表1212：江蘇省發電結構以火電出力為主江蘇省發電結構以火電出力為主 來源：北極星電力網、國金證券研究所 來源：Ifind、國金證券研究所（圖為 2022 年江蘇省發電結構）江蘇省電力約 20%供應依賴外受電，目前已形成了“一交四直”的特高壓受電新格局，主要供電來源為四川、內蒙古、山西和安徽。江蘇的四川電供應主要來源于水電。2012 年 12 月四川錦屏至江蘇蘇州的800 千伏特高壓直流工程全面投運，江蘇由此開啟特高壓時代，2012-2022 年該工程已累計向江蘇輸送超過

32、 3000 億千瓦時的四川清潔水電。2022 年 7 月800 千伏白鶴灘江蘇特高壓直流工程投運，進一步拓寬了四川水電的對蘇供應途徑。江蘇的山西電供應主要來自公司自身子公司蘇晉能源。2017 年800 千伏“雁淮”特高壓直流輸電工程投運，晉北能源基地的電能開始送入江蘇；而公司位于山西的控股子公司蘇晉能源 2022 年送江蘇電量達 199 億千瓦時、同比增長 10%，為“雁淮直流”對蘇送電的主力軍、占該線路送電總量的 62.8%。江蘇的內蒙古電供應中新能源占比約 25%。2017 年，錫泰特高壓直流輸電工程投運，該工程是我國大氣污染防治行動計劃的重要組成部分,有效助力內蒙古風電、光伏等新能源的消

33、納。錫泰直流按設計規劃每年可向江蘇地區輸送電力約 500 億千瓦時，相當于節省標煤 1535 萬噸、減排二氧化碳 4250 萬噸。江蘇的安徽電主要來源于火電資源。2016 年淮南南京上海 1000 千伏特高壓交流工程投入使用，該工程在江蘇蘇通長江大橋上游過江，過江段采用的氣體絕緣金屬封閉輸電線路（GIL）綜合管廊方案 2019 年投運，成功連接淮南南京上海 1000 千伏交流特高壓工程與 2013 年已投運的淮南皖南上海特高壓工程,形成了貫穿皖、蘇、浙、滬負荷中心的華東特高壓交流環網，充分利用安徽的火電發電優勢助力華東地區電力保供。23-25 年江蘇外受電增量主要來自現有特高壓增供。從國網“十

34、四五”期間規劃的特高壓工程“24 交 14 直”來看，除 2022 年新建成的“白鶴灘-江蘇”特高壓直流外，截至目前暫無其他通往江蘇的大規?？缡√馗邏喉椖拷ㄔO進入招標或在建階段；即便后期計劃有變，考慮到特高壓一般需要 2 年的建設周期，預計 2023-2025 年江蘇省外受電增量只能主要依靠在運通道利用率的提升。0100020003000400050006000700081.34%0.53%9.01%7.52%1.60%火電水電核電風電光伏級其他公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表1313：江蘇省約江蘇省約 20%20%電量來自省外受電電量來自省外受電 來源：Wind、國金證

35、券研究所（Wind 江蘇月度累計輸入電量數據 12 月份為缺失值，這里暫且分析每年 1-11 月累計值 圖表圖表1414：江蘇形成“一交四直”特高壓網架受電格局江蘇形成“一交四直”特高壓網架受電格局 特高壓特高壓 建成時間建成時間 起始點及途徑區域起始點及途徑區域 運輸能力運輸能力 800 千伏錦蘇直流 2012 年 四川至江蘇線路：起于四川省西昌市錦屏換流站、東至江蘇省吳江市蘇州換流站，途經云南、四川、重慶、湖南、湖北、安徽、浙江、江蘇等 8省市 額定輸送容量 720 萬千瓦。2012-2022 年已累計向江蘇輸送超過 3000 億千瓦時的四川清潔水電 淮南南京上海 1000 千伏特高壓交流

36、工程及蘇通GIL 綜合管廊工程 2016-2019 年 淮南南京上海1000千伏特高壓交流工程起于安徽淮南變電站，經江蘇南京、泰州、蘇州變電站，止于上海滬西變電站；工程在江蘇蘇通長江大橋上游過江，過江段采用氣體絕緣金屬封閉輸電線路（GIL）綜合管廊方案，2019 年建成投運 蘇通 GIL 綜合管廊工程運行 420 天后累計送電 200億千瓦時，平均 174 億千瓦時/年 800 千伏雁淮直流 2017 年 山西至江蘇線路：起于山西朔州市平魯區、終于江蘇淮安市盱眙縣,途經河北、河南、山東、安徽 4 省 滿載輸送功率達 800 萬千瓦；2022 年送電 371.2 億千瓦時 800 千伏錫泰直流

37、2017 年 內蒙古至江蘇線路：起點位于內蒙古錫盟地區、終于江蘇泰州,途經河北、天津、山東、江蘇等 4 省 1 直轄市 額定輸送功率達到 1000 萬千瓦，計劃每年運輸 500 億千瓦時 800 千伏白鶴灘江蘇特高壓直流 2022年7月 四川至江蘇線路：起于四川省涼山州，止于江蘇省蘇州市，途經四川、重慶、湖北、安徽、江蘇 5 地 額定輸送容量 800 萬千瓦；計劃每年運輸 超 300 億千瓦時 來源：能源界、國家電網、北極星電力網、國際電力網、新華社、人民資訊、北極星智能電網在線、全國電力設備管理網、中央政府官網、中國新聞網、國金證券研究所（特高壓指800 千伏以上直流電和 1000 千伏以上

38、交流電工程，因此 2003 年投運的500 千伏龍政直流不列入其中）預計 2-3Q23 四川、安徽、內蒙古區域電力互濟能力受限，從而對江蘇本地火電和山西火電（主要為公司子公司蘇晉控股供電）保供提出更高要求。內蒙古風電夏季出力將環比轉弱。風電為內蒙古新能源發電的主體電源，2022 年發電量占清潔能源發電比重的 83.7%。1Q23 我國整體來風情況同比 22 年有所好轉，1-5M23風電利用小時數同比提升105小時、內蒙古地區累計風力發電量也提升25.5%；但每年二、三季度夏季用電高峰期恰為風電發力低谷期，本地火電出力仍有一定結構性和季節性供不應求的風險，疊加風電出力環比轉弱，使得內蒙古夏季對外

39、省輸電能力受到一定限制。四川 2Q23 起來水同比轉弱，水電出力同比下滑?？紤]到水電出力具有季節性和隨機性，汛期輸出電量主受本地電力供需平衡情況和來水豐枯情況影響。據四川氣象局數據，今年以來四川省平均降水量較常年同期偏少 19%、較 22 年同期偏少 34%，尤其是5-6 月降水量較歷史同期顯著偏少約 30%，5 月單月水電發電量同比下滑 24.4%。據四0%5%10%15%20%25%010002000300040005000600070008000江蘇輸入電量累計值（億千瓦時，左軸）全省用電量累計值（億千瓦時，左軸）外受電量占比（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 川省氣候

40、中心預測，23 年四川省汛期（5 月-9 月）降雨量將較常年同期略偏少，疊加此時正值迎峰度夏期間四川負荷高峰期，由此判斷 2-3Q23 四川水電整體對省外供應將偏緊，進而將一定程度上削弱 22 年新投產的“白鶴灘江蘇”特高壓在 23 年帶來的川電送蘇增供能力。安徽用電負荷逐年提升，23 夏季電力缺口較大。據安徽省發展改革數據，近年來安徽省發電量與用電量比值呈下滑趨勢，且 2021 年、2022 年、1Q23 安徽省全社會用電量增速分別為 11.8%、10.24%、3.4%，近年增速居長三角地區前列。據電網公司預測，23 年夏季安徽省在正常高溫的情況下將缺電超過 1200 萬千瓦，極端高溫或者持

41、續高溫下電力缺口將進一步增大，對外輸電出力也將承壓。圖表圖表1515：我國夏季風電利用小時環比下滑（小時）我國夏季風電利用小時環比下滑（小時）圖表圖表1616：2Q232Q23 起四川水電出力同比承壓（億千瓦時）起四川水電出力同比承壓（億千瓦時）來源：Ifind、國金證券研究所 來源：Ifind、國金證券研究所 圖表圖表1717：2 21 1-1Q231Q23 安徽用電增速在長三角地區位列前茅安徽用電增速在長三角地區位列前茅 圖表圖表1818：安徽省發電量與用電量比值呈下滑趨勢安徽省發電量與用電量比值呈下滑趨勢 來源：Wind、國金證券研究所 來源：Ifind、國金證券研究所 2.2.2 2.

42、2.2 需求端：負荷大省用電高需求，綜合供給能力看省內火電利用小時將維持高位需求端：負荷大省用電高需求，綜合供給能力看省內火電利用小時將維持高位 江蘇為全國電力負荷中心之一，供電江蘇為公司帶來區位優勢。江蘇省用電量位列前茅。2022 年江蘇省全社會用電量 7399.6 億千瓦時、排名全國第三，成為全國重要的電力負荷中心，且人均年用電量超過 8690 千瓦時、在江浙滬地區保持領先且已超過德國、澳大利亞等發達國家水平。江蘇為公司火電發電的主要供應地。公司供應本省的江蘇火電廠 2022 年發電量共449.2 億千瓦時，占全省火電發電量的約 9.7%；此外，公司山西三家煤電廠 2022 年發電 215

43、.0 億千瓦時，除了在山西本地爭取一部分電量市場外，其上網電量超 90%通過“雁淮直流”送往江蘇。江蘇省較高用電需求使得公司整體火電業務（含山西火電）享有供應地高需求優勢。尤其是公司在蘇火電機組主要分布于沿海地區，其陸海統籌、江海聯動地域優勢帶動的區域經濟高速發展使火電保供發電需求更加迫切。因此，公司火電機組保持穩定且較高的利用小時數，近年來持續高于全國平均水平、其中 2022 年高于全國平均利用10015020025030035040045020212022202301002003004005006002021202220233.4%0.6%1.7%0.2%3.9%10.2%5.2%4.2%

44、-0.2%3.9%11.8%14.2%11.4%11.0%10.7%-2.0%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%1Q23用電量增速2022年用電量增速2021年用電增速0%20%40%60%80%100%120%140%05001,0001,5002,0002,5003,0003,500安徽省發電量（億千瓦時）安徽省用電量（億千瓦時）供電量/用電量（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 小時數 136 小時；且公司在可比公司中利用小時數也處于較為領先的水平，21-22 年分別較可比公司火電機組利用小時數均值高出 91、156 小時。圖

45、表圖表1919：江蘇省人均用電量在江浙滬地區處于領先江蘇省人均用電量在江浙滬地區處于領先 來源：Wind、國金證券研究所 圖表圖表2020：2 2022022 年江蘇省用電量位列全國年江蘇省用電量位列全國 T TOP3OP3（億千瓦時）（億千瓦時）圖表圖表2121：公司火電利用小時數公司火電利用小時數較為領先較為領先（小時）（小時）來源：北極星售電網、Wind、國金證券研究所 來源：各公司公告、國金證券研究所 中長期看，江蘇用電需求維持高位和長期增長主要受到經濟結構及人口因素驅動，且各驅動因素較長時間內有望保持穩定。江蘇二產占比較高，拉升單位 GDP 耗能水平。江蘇沿海是“一帶一路”、長江經濟

46、帶、沿海開發等國家戰略的交匯點和疊加區,在承接上海、蘇南等長三角核心區的產業、科技、人才等資源要素外溢中有著良好的基礎條件，造就了江蘇城市化水平較高、工業較為發達的特點。因此，江蘇單位能耗更高的二產占 GDP 比重持續高于全國平均水平，對全省的高用電量起壓艙石作用。江蘇人口高基數、高密度產生較高用電需求。江蘇平原面積比重大使其具有宜居特征，疊加沿海地區經濟發展優勢，使其全省人口總數排名全國第四，且人口密度排名全國第一，奠定了全省電力負荷的高基數，尤其城市中心區域對供電質量和可靠性要求更高。-2%0%2%4%6%8%10%12%14%01,0002,0003,0004,0005,0006,000

47、7,0008,0009,00010,000江蘇人均用電量（千瓦時/人）浙江人均用電量（千瓦時/人）上海人均用電量（千瓦時/人）全國人均用電量（千瓦時/人）YoY-安徽人均用電量（右軸）YoY-江蘇人均用電量（右軸）YoY-浙江人均用電量（右軸）YoY-上海人均用電量（右軸）YoY-全國人均用電量（右軸）0.01000.02000.03000.04000.05000.06000.07000.08000.09000.044584380468845150100020003000400050006000江蘇國信火電國電電力火電粵電力A火電廣州發展火電上海電力火電建投能源火電可比公司均值水平公司深度研究

48、 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表2222：江蘇二產占江蘇二產占 G GDPDP 比重持續高于全國平均水平比重持續高于全國平均水平 圖表圖表2323：江蘇二產用電需求高于一、三產江蘇二產用電需求高于一、三產 來源：Ifind、國金證券研究所 來源：揚子晚報、國金證券研究所 短期看，江蘇省 2023 年用電增長驅動力主要源自疫后用電高彈性修復及迎峰度夏用電負荷提升。江蘇 22 年受上海疫情輻射影響嚴重，23 年疫情后恢復呈現較高彈性。22 年疫情中，江蘇因與上海距離較近、多數產業高度融合而受到了較為顯著的輻射影響，從 1Q22疫情開端到 1Q23 疫情恢復期，江蘇全社會用電增速持續低于全

49、國平均水平。而疫情恢復、管控基本放開后，江蘇省用電量增速開始體現疫后恢復的高彈性、從 2Q23 開始反超全國，且 4 月當月用電同比增速高達 18.7%、增速創近十二年同期新高，其中一產、二產、三產、居民用電分別增長 1.3、0.5、2.3、1.1 倍。江蘇電網負荷逐年遞增，23 年夏季最高負荷有望同比提升。2017 年江蘇電網最高用電負荷首次突破 1 億千瓦，之后年年遞增，2022 年迎峰度夏期間江蘇電網連續 68 天實現負荷破億、最高達 1.3 億千瓦。據國網江蘇經濟技術研究院規劃發展研究中心預測，“厄爾尼諾”效應下 23 年夏季江蘇高溫天數較常年同期偏多，江蘇電網最高用電負荷將達到 1.

50、4 億千瓦、同比增長 6.8%，帶動迎峰度夏期間用電需求環比、同比均攀升。圖表圖表2424：江蘇省江蘇省 4M234M23 開始用電增速高于全國開始用電增速高于全國 圖表圖表2525：江蘇電網最高電力負荷逐年遞增江蘇電網最高電力負荷逐年遞增 來源：國家能源局、江蘇統計局、國金證券研究所 來源：江蘇能源監管辦、江蘇經濟技術研究院規劃發展研究中心、國金證券研究所 結合供需來看，2023-2024 年江蘇火電平均利用小時數有望保持 4400 小時以上。根據國網江蘇電力 2020 年的預測數據，到 2025 年江蘇年度全社會用電量將達到約8200 億千瓦時，較 2019 年增長 30.9%、年平均增速

51、達到 4.9%?？紤]到 2022 年用電量增速為 4.2%且 2023 年江蘇省疫后恢復的較高彈性，可合理假設 2023-2025 年江蘇省全社會用電量增速為 4.5%、3.5%、3.3%。根據江蘇省可再生能源“十四五”規劃，2025 年全省可再生能源電力總量消納責任權重力爭達到 25.1%左右，結合全社會用電量測算，則 2025 年新能源將承擔 2182.5億千瓦時的用電負荷、2022-2025 年新能源承擔負荷量平均增速約 19%。0%10%20%30%40%50%60%江蘇省二產GDP占比全國二產GDP占比0.99%69.29%16.00%13.72%第一產業第二產業第三產業居民生活-6

52、%-4%-2%0%2%4%6%8%10%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000江蘇全社會用電量累計值（億千瓦時，左軸）YoY-江蘇全社會用電量（右軸）YoY-全國全社會用電量（右軸）0%1%2%3%4%5%6%7%8%00.20.40.60.811.21.41.6江蘇電網調度最高負荷（億千瓦，左軸）YoY-江蘇電網最高負荷（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 江蘇省外調電量占全社會用電量比例維持在 20%左后，2022 年下旬由于“白鶴灘江蘇”特高壓的建成以及其他特高壓利用率提升而使得受電比例提升至 22.6%，可假設2023 年“白

53、鶴灘江蘇”線路放量后外受電比例提升至 23.5%。根據上文分析，“十四五”期間暫無其他通往江蘇的大型特高壓項目建成，且受電來源省份電力負荷逐年提升、輸電增量有限，預計外受電量增速將不及省內用電負荷增速，因此假設2024-2025 年外受電量占全社會用電量的比重小幅下滑。根據江蘇省目前通過的兩批次“先立后改”煤電支撐性電源項目方案，預計“十四五”期間省內新增煤電裝機 17.3GW；若疊加公司射陽港、濱海兩處未算在“先立后改”方案中的在建裝機，預計“十四五”期間省內火電裝機增量約 2030 萬千瓦。根據上述假設進行測算，即便考慮“十四五”期間煤電裝機量的增長以及可再生能源電力消納責任權重的增加，2

54、023-2025 年江蘇省年度火電發電需求仍將保持 4600 億千瓦時以上，2023-2024 年利用小時數預計均保持 4400 小時以上，2025 年新增煤機大批量建成后也可維持在 4070 小時以上。圖表圖表2626：經測算，江蘇省火電裝機經測算，江蘇省火電裝機 2 2023023-20242024 年平均利用小時數預計均可保持年平均利用小時數預計均可保持 4 4400400 小時以上小時以上 指標指標 20202020 20212021 20222022 2023E2023E 2024E2024E 2025E2025E 江蘇省全社會用電量（億千瓦時）6373.7 7101.2 7399.

55、6 7732.6 8003.2 8267.3 YoY-江蘇省全社會用電量-11.4%4.2%4.5%3.5%3.3%省內新能源電量消耗（億千瓦時）768.2 1089.3 1222.5 1344.8 1613.8 2066.8 省外調入電量（億千瓦時）1434.5 1417.6 1670.9 1817.2 1840.7 1818.8 省外調入電量占用電量之比 22.5%20.0%22.6%23.5%23.0%22.0%省內火電發電量需求（億千瓦時）4390.5 4836.1 4743.3 4811.2 4788.1 4612.3 省內火電裝機（萬千瓦）10079 10261.6 10477 1

56、0577 11177 12507 省內火電裝機平均利用小時數（小時）-4755.1 4574.4 4581.2 4476.1 4078.1 來源：風電頭條、國際電力網、新華社、江蘇省“十四五”可再生能源發展專項規劃、江蘇省發改委、國金證券研究所 2.2.3 2.2.3 市場化改革捋順定價機制，供需偏緊對電價形成有力支撐市場化改革捋順定價機制，供需偏緊對電價形成有力支撐 電力市場化改革持續推進，電企議價能力顯著提升。2021 年在煤炭成本高企的背景下，國家發改委發布關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大至原則上不超過基準價的 20%，高耗能企業和電力現

57、貨市場交易電價不受上浮 20%限制，利好電企成本傳導。市場化改革后，2022 年江蘇省電力供需緊張格局已較為充分的表現在交易電價中，2022-2023 年年度長協交易價格較燃煤基準價實現幾乎頂格上浮，且即便是與成本變動更為掛鉤的月度交易競價目前也維持 19%-20%的較高上浮幅度。公司江蘇省內機組發電直接參與江蘇電力市場，山西煤機送蘇電量按照江蘇省內煤電市場交易電價扣減輸送費用結算。受市場化改革影響，盡管 2021 年煤炭成本高企下火電業務承壓，而 2022 年在發電成本暫未明顯回落的情況下公司火電售電均價提升顯著，平均上網電價同比提升 16.6%，其中江蘇煤機上網電價提升 19.1%，山西機

58、組上網電價提升 22.4%，提價帶來的成本傳導已初步助力火電業務步入困境反轉軌道。未來江蘇的電力供需偏緊格局將對煤電上網電價維持高位提供有力支撐，公司江蘇、山西機組售電均將受益。公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 圖表圖表2727：2 2021021 年市場化改革后，江蘇年市場化改革后，江蘇月度交易成交均價較基準價基本維持頂格上浮月度交易成交均價較基準價基本維持頂格上浮 來源：江蘇電力交易中心、國金證券研究所 圖表圖表2828：2 2022022-20232023 年江蘇年度交易成交均價較基準價年江蘇年度交易成交均價較基準價均上浮均上浮 1 19%9%以上以上 圖表圖表2929：公司

59、火電機組上網電價及變化趨勢公司火電機組上網電價及變化趨勢 來源：江蘇電力交易中心、國金證券研究所 來源：公司公告、國金證券研究所 山西、江蘇均為電力現貨市場試點，火電參與現貨市場有望實現高電價?，F貨市場成交價格更貼近真實成本和供需。建設電力現貨市場是電改重點任務，我國已于 2017 年、2021 年設立了兩批電力現貨市場試點城市。不同于新能源因出力隨機而在現貨市場中仍存在一定價格風險，火電出力的可控性有助于在高負荷時期以高價售電、最高溢價甚至會超過 20%的電價上浮限制，從而利好火電企業在現貨市場交易中獲得更多溢價機會。山西是我國確定的首批 8 個電力現貨市場建設試點之一，已成為國家電網經營區

60、內啟動試運行時間最早、結算試運行時間最長、市場主體類型最全的電力雙邊現貨市場；公司山西機組除送蘇電量外，剩余電量參與山西省內電力中長期交易及現貨交易，山西電廠因現貨交易營銷策略得當而爭取了較高市場電價是助力其 2022 年煤價高企期間實現逆勢盈利的主要原因之一。江蘇為國家第二批電力現貨市場試點，目前仍處于試運行階段，隨著兩地現貨市場發展愈發成熟，公司火電機組售電有望爭取更多盈利空間。2.3 2.3 煤炭成本兼具經濟性優勢與邊際改善利好煤炭成本兼具經濟性優勢與邊際改善利好 2 2.3.3.1 1 成本經濟性：地理布局優勢成本經濟性：地理布局優勢+“煤電聯營”模式共同利好成本控制“煤電聯營”模式共

61、同利好成本控制 山西機組布局于晉北坑口、江蘇機組臨近水路，控本核心在于降低煤炭運輸成本。山西為資源豐富的產煤大省。2022 年山西原煤產量超 13 億噸、占全國產量近 1/3，領先內蒙古、陜西、新疆其他三個產煤大省，且 2021-2022 年對我國原煤產量新增貢0.300.320.340.360.380.400.420.440.460.480.50江蘇月度競價交易平均成交價格（元/度）江蘇煤電上網基準價（元/度）江蘇煤電基準價上浮20%上限值（元/度）19.35%19.36%0%5%10%15%20%25%0.340.360.380.40.420.440.460.48成交價格基準價較基準價上浮

62、比例-5%0%5%10%15%20%25%00.10.20.30.40.5公司火電上網電價（左軸，元/度）公司江蘇煤電機組上網電價（左軸，元/度）公司山西煤電上網電價（左軸，元/度）YoY-公司火電上網電價（右軸）YoY-公司江蘇煤電機組上網電價（右軸）YoY-公司山西煤電上網電價（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 獻率分別高達 57.2%、26.9%。公司山西機組位于山西省煤炭資源最為豐富的晉北地區，且均為緊鄰煤礦建設的坑口電廠，在供應量較為充足的同時還保證了較低的煤炭運輸成本。2022 年市場煤價持續高企下山西機組控股公司蘇晉能源實現扭虧為盈并錄得凈利潤 3.5 億元，除

63、電價上漲因素外，坑口煤價優勢也是重要助力因素之一。此外，公司于江蘇已投產的火電機組也主要分布于江蘇沿海、沿江一線，采用成本較低的水運為煤電項目建設提供了先天的成本優勢。圖表圖表3030：山西山西 2 2020020 年起原煤產量占比成為晉陜蒙新四省第一年起原煤產量占比成為晉陜蒙新四省第一 來源：Wind、國金證券研究所 圖表圖表3131：2 2021021-20222022 年山西原煤新增貢獻率在晉陜蒙新年山西原煤新增貢獻率在晉陜蒙新四省中領先四省中領先 圖表圖表3232：2 2022022 年山西機組控股公司蘇晉能源實現扭虧為年山西機組控股公司蘇晉能源實現扭虧為盈（億元）盈（億元）來源：Wi

64、nd、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 公司已發展出獨立的煤炭供應體系，火電業務與煤炭采購、港口物流深度融合，綜合能源服務商轉型利好成本控制。在煤炭物流方面，公司在靖江秦港和北方港分別建立了兩個煤炭物流基地。2022 年公司旗下靖江發電在建成了秦港港務省級煤炭戰略儲備基地的同時投運了江蘇省煤炭物流基地項目二期工程，港口吞吐量超 2000 萬噸、靜態儲煤能力超 100 萬噸，持續挖掘“等熱值置換”、“場地收煤”、“背靠背”等煤炭經營模式，在進行市場化售煤的同時更可以滿足公司旗下電廠用煤。在煤炭采購方面，為防止旗下發電企業各自為戰并有效控制煤炭采購價，公司以控股子公司國信能銷為平臺實

65、施煤炭統購統銷以提升經營效益，目前公司在江蘇省內電廠所用燃煤已全部來自集中采購。國信能銷持續加強與上游大型煤企的合作能力，2022年末公司已有 8 家長協煤供應商、30 余家市場煤供應商，通過電煤長協合同鎖定資源量 1089 萬噸，可有效緩解煤價大幅波動對業績的影響。通過部署能源采購和物流業務，公司形成了“能源一張網”的戰略布局，打通了煤炭采購、港口物流、供熱檢修、發電售電等電力產業鏈的關鍵環節，為煤炭供給和成本控制奠定了扎實基礎。24.8%25.2%25.9%27.7%29.3%29.1%4.8%5.4%6.3%6.9%7.9%9.2%16.5%17.6%16.9%17.7%17.2%16.

66、6%25.5%26.1%27.6%26.0%25.5%26.1%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%內蒙古陜西新疆山西16.7%23.7%9.0%57.2%31.8%21.9%10.9%26.9%0%20%40%60%80%20212022-10-8-6-4-20246凈利潤（億元）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 2 2.3.3.2 2 成本邊際改善：保供政策加持成本邊際改善：保供政策加持+供給持續改善，煤價回落利好公司降本供給持續改善，煤價回落利好公司降本 公司煤炭供應以長協為主，市場內貿煤與進口煤作補充。2022 年公司用煤結構中，長協煤量約占 50%，

67、其余采用市場煤，當進口煤比國內煤價低時會采購進口煤對內貿煤進行補充、進口采購量往年占耗煤總量的約 20%。從整體看，在煤炭物流和采購業務的調度優勢加持下，公司用煤結構可根據市場行情進行較為靈活的調整。保供政策助力長協比例提升，利好成本控制。國家發改委于 2022 年 2 月發布關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知，明確要完善煤、電價格傳導機制，保障能源安全穩定供應，推動煤、電上下游協調高質量發展，自 2022 年 5 月 1 日起執行；7 月發改委又安排部署了電煤中長期合同換簽補簽工作，展現出國家執行保供政策的力度和決心。隨著國家持續監督電煤中長期合同落地，公司作為地方國企受益于保供政策的

68、發力，23 年長協煤占比已提升約 30pct 至 80%，經測算僅考慮長協煤占比的提升即可為公司帶來約 14%的歸母凈利潤增厚。2022 年煤價高企本質是供應不足導致的供需緊張，23 年多維度供給端改善已帶來市場煤價中樞明顯下行。23 年國際供需轉松，進口煤價實現高位回落。22 年疫情延續、俄烏沖突等因素支撐國際煤價高位運行，但俄烏沖突進一步惡化空間有限，且 23 年煤炭生產端已基本抹平疫情影響，同時全球經濟增速放緩導致國際市場需求低迷，供需轉松使得國際煤價承壓；而中國為煤炭消費大國且疫后恢復速度領先，部分國際賣家開始低價轉向中國市場出售煤炭，疊加進口政策較為寬松，23 年以來進口量持續增長使

69、進口煤價呈下滑趨勢，1-5M23我國動力煤累計進口量同比增長176.8%，3-5月環比分別增長75.6%、23.3%、27.0%，且截至 6M23 廣州印尼煤庫提價已較年初下滑約 25%。圖表圖表3333：2 23 3 年動力煤月均進口量顯著增長（噸）年動力煤月均進口量顯著增長（噸）圖表圖表3434：進口煤價進口煤價 2 23 3 年實現高位回落年實現高位回落 來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 22 年國內供給端放量開啟，驅動 23 年市場煤價持續下行。受煤炭保供政策驅動，我國 2022 年 3 月、6 月、9 月、11 月、12 月原煤日產量超過 1250 萬噸

70、/天，但結合煤價，我們判斷國內煤炭增產取得實質性進展是在 11 月，此前的真實日產能瓶頸約為1200-1230 萬噸/天。根據能源局最新數據，1-5M23 原煤日產量均超過 1240 萬噸/天，累計原煤產量同比增長 5.4%；基于此，保守估計今年仍有 1 億噸左右的增產空間。國內煤炭增產驅動煤價從高位震蕩逐步回歸新的合理區間，秦皇島動力煤價從 22 年11 月開始呈現下行趨勢，6-7M23 煤價中樞已降至約 800 元/噸、較年初降幅約達 30%。020040060080010001200140016002021202220236008001,0001,2001,4001,6001,800廣州

71、港印尼煤庫提價（元/噸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表3535：11M2211M22以來原煤日產量基本能保持在以來原煤日產量基本能保持在12301230萬噸萬噸/天以上天以上 圖表圖表3636：秦皇島動力煤價秦皇島動力煤價 2 22 2 年年 1 11 1 月開始呈現下行趨勢月開始呈現下行趨勢 來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind，國金證券研究所 預計煤價 1H23 高位回落后，23-25 年將持續保持震蕩下行趨勢。從 23 年下半年市場煤價走勢看，盡管 6-7 月煤礦安監力度趨嚴驅使煤炭供應階段性收縮以及迎峰度夏期間電廠耗煤需求旺盛，使得煤價出現止跌并小幅回

72、升，但在保供煤及進口煤的補充下，電廠終端庫存去化并不明顯、現貨煤采購積極性未有顯著提升，疊加 8 月后預計臺風登陸帶來降雨、降溫以及夏末天氣轉涼，電廠日耗后續將有所回落，使市場煤價此輪小幅上行缺乏需求端的足夠支撐、可持續性較弱，并不改變 23年煤價下行的大趨勢。從 24-25 年煤價走勢看，供給端：11M22 起國內煤炭產能瓶頸已實現實質性突破，保供政策下未來煤炭產量或將延續小幅增長，且國際煤炭產能恢復、需求低迷下煤炭進口量較充裕；需求端：經濟弱復蘇下火電發電需求預計保持 1%-2%的小幅增長，但保供政策助力電廠長協煤簽約、履約率不斷提升，且房地產等行業運行低迷拖累下非電終端煤炭需求持續偏弱，

73、往后看市場煤 24-25 年供需仍將保持寬松格局，價格仍有下行空間。參考 關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知 中明確的秦皇島港下水煤 5500千卡中長期交易含稅價格合理區間 570-770 元/噸，預計 23-25 年市場煤價中樞將分別下行至 780/745/710 元/噸，長協煤價也將相應呈下滑趨勢、分別為 720/700/680元/噸。3.13.1 業績奠基業績奠基+業務協同，金融業務功不可沒業務協同，金融業務功不可沒 公司金融板塊業務主要由持股 81.5%的子公司江蘇信托開展，具備特有競爭優勢。江蘇信托是江蘇規模最大的本土信托機構之一。作為江蘇省唯一一家全國性信托公司，江蘇信托在用

74、益信托研究院發布的 2021-2022 年度信托公司排名中人均凈利潤位居行業第二、抗風險能力位居行業第四、盈利能力位居行業第六，在信托行業中具有一定的話語權和市場競爭力。公司信托板塊與同行相比具有地域優勢和股東背景優勢。一方面，江蘇信托地處經濟發達的長三角地區，區域經濟活躍度高、市場需求旺盛、民間資本富裕，尤其是江蘇經濟的快速發展、江蘇沿海開發戰略以及蘇南蘇中蘇北共同發展戰略的實施為信托業務發展提供了良好機遇。另一方面，江蘇信托股東均為江蘇省屬國有企業集團，實力雄厚且經營各具特色，在各集團背景支持下，江蘇信托擁有較高的凈資本和優質的資產，業務拓展空間寬裕。0200400600800100012

75、00140016002019202020212022202302004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000秦皇島動力煤(Q5500)平倉價（元/噸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 圖表圖表3737：江蘇信托股東均為江蘇省屬國有企業集團江蘇信托股東均為江蘇省屬國有企業集團 來源：江蘇信托年報、江蘇信托官網、國金證券研究所 江蘇信托主營信托業務和固有業務，2022 年營收占比分別為 34.8%、57.7%。在固有業務中，公司運用自有資本開展租賃、投資、存放同業、拆放同業等業務，主要分為金融股權投資、私募股權投資、資本市場投資等，其中金融股權投資

76、是江蘇信托的重要收益來源；在信托業務中，公司作為受托人按照委托人意愿對受托財產進行管理、處分并從中收取手續費，主要包括服務信托、資金信托、公益慈善信托等。圖表圖表3838：江蘇信托業務主要包括信托業務和固有業務江蘇信托業務主要包括信托業務和固有業務 圖表圖表3939：信托業務和固有業務占江蘇信托營收主體信托業務和固有業務占江蘇信托營收主體 來源：江蘇信托官網、國金證券研究所 來源：江蘇信托年報、國金證券研究所（投資收益收入代表固有業務收入）金融業務為公司提供穩定利潤，發揮業績“壓艙石”作用。近年來江蘇信托業績保持穩定，2020-2022 年營收總額保持在 24.5 億元以上，且在 2021-2

77、022 年公司能源板塊業務受到煤炭成本高企的沖擊而出現虧損時，也為公司貢獻了 22 億元以上的稅前利潤；在金融板塊業務的奠基下，公司凈利率在可比公司中持續保持較高水平。圖表圖表4040：金融業務為公司提供穩定利潤金融業務為公司提供穩定利潤 圖表圖表4141：公司凈利率在可比公司中保持較高水平公司凈利率在可比公司中保持較高水平 來源：公司公告、江蘇信托年報、國金證券研究所 來源：各公司公告、國金證券研究所 除貢獻利潤支撐外，金融業務還可在功能上為能源業務提供協同作用。電力、能源是基礎型產業，電廠的經營、收入會產生大規?，F金流，前期投資也有大39.3%32.5%34.8%52.7%59.8%57.

78、7%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%05101520253035總營收（億元，左軸）其他收入（億元，左軸）投資收益收入（億元，左軸）信托業務收入（億元，左軸）YoY-江蘇信托總營收（右軸）-40-30-20-10010203040金融板塊利潤總額（億元）能源及其他板塊利潤總額（億元）-15%-10%-5%0%5%10%15%20%江蘇國信皖能電力浙能電力上海電力粵電力公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 量的資金需求，而對資金的調配運用正是信托公司的強項，“能源+金融”的板塊布局存在相互融合與協同。江蘇信托作為持牌金融機構，在滿足獨立性要求和風險控制等監管要求

79、的前提下，可以向能源企業提供融資、閑置資金理財和財務顧問等服務，通過碳融資類信托、碳投資類信托、碳資產服務信托等信托產品，成立產業基金并參與碳市場，從而還可以為能源業務提供專業化的碳資產管理服務，助力能源業務可持續發展。3.2 3.2 固有業務受益于優質資產，信托業務走向趨穩和轉型固有業務受益于優質資產，信托業務走向趨穩和轉型 固有業務以長期股權投資為重點，所持江蘇銀行、利安人壽等金融資產質地優，助力實現穩定投資收益。江蘇銀行區位優勢顯著，對其投資貢獻江蘇信托股權投資收益主體。江蘇信托為江蘇銀行第一大股東，持有江蘇銀行 8.2%股權。作為江蘇省最大的法人銀行，江蘇銀行根植江蘇、機構已實現縣域全

80、覆蓋，具有鮮明的區位優勢和優質的客戶來源。2022 年江蘇銀行業績保持穩健增長趨勢，實現營業收入、歸母凈利潤分別 705.7、253.9 億元，分別同比增長 10.7%、28.9%，為江蘇信托貢獻投資收益 19.4 億元、占江蘇信托利潤總額的比重高達 87.5%，未來有望憑借資產優勢和穩健利潤增長為公司投資收益的提升持續提供驅動力。利安人壽股權結構變更后收益質量穩步提升。利安人壽是經中國銀行保險監督管理委員會批準設立的全國性人身保險公司，業務范圍覆蓋除總部江蘇外還覆蓋安徽、河南、北京、四川、上海等九個省及直轄市。2018 年 7 月江蘇信托完成股權受讓后對利安人壽持股比例提升至 22.8%、成

81、為第一大股東，此后利安人壽保費收益穩健增長，2022年保費收入同比增長 6.6%至 193.9 億元，占總營收比重增長至 92.5%；保費收入是保險公司最主要的資金流入方式和承擔保險責任最主要的資金來源，可見利安人壽業績可持續性已步入穩步提升通道。盡管 22 年利安人壽所持可供出售金融資產因資本市場波動引發虧損而造成了 27.6 億元的歸母凈利潤虧損，但隨著盈利質量提升以及市場影響逐步消除，利安人壽有望實現扭虧為盈和利潤穩健增長。圖表圖表4242：長期股權投資金額規模占江蘇信托固有業務板長期股權投資金額規模占江蘇信托固有業務板塊主體塊主體 圖表圖表4343：對江蘇銀行的投資貢獻江蘇信托股權投資

82、收益對江蘇銀行的投資貢獻江蘇信托股權投資收益主體主體 來源：江蘇信托 2022 年年報，國金證券研究所 來源：江蘇信托年報，國金證券研究所 長期股權投資62.674%其他投資37.287%自營股票0.036%基金0.003%51.0%64.9%87.5%0%20%40%60%80%100%-10-50510152025其他投資收益（億元，左軸）江蘇銀行投資收益（億元，左軸）江蘇銀行投資收益占江蘇信托利潤總額比重（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 圖表圖表4444：利安人壽保費收入穩步提升利安人壽保費收入穩步提升 來源：利安人壽公司公告、國金證券研究所 積極應對資管新規，靈活轉

83、型助力信托業務業績企穩。行業監管趨嚴，信托業務規模經歷了從下行到穩定的變化。信托行業自 2018 年資管新規頒布后進入調整期，資產規模和收益指標也逐年下滑，到 2021 年末開始行業規模和業績普遍實現止跌回穩。受此影響，江蘇信托主動調整業務結構，根據監管導向收縮了部分業務條線，營收在經歷 2 年連續下滑后，于 2022 年實現 1.4%的正增長，開始步入業績恢復軌道。積極尋求業務轉型，資產結構優化下盈利能力改善已見成效。面對資管新規帶來的挑戰，江蘇信托通過開展定制化主動管理業務轉型、集合類標品轉型、積極參與資產證券化業務等措施，資產主導類型逐步由單一類、被動型轉為集合類、主動型。2018年末至

84、 2022 年末，江蘇信托集合類標品占比提升 69.7pct 至 84.7%、主動管理型資產占比提升 74.5pct 至 89.2%，成功帶動信托報酬率實現了超 2 倍的提升，為未來業績持續修復奠定了重要基礎。圖表圖表4545：江蘇信托的信托業務江蘇信托的信托業務 20212021 年后收入企穩年后收入企穩 圖表圖表4646：江蘇信托資產結構轉型帶動報酬率提升江蘇信托資產結構轉型帶動報酬率提升 來源：江蘇信托年報，國金證券研究所 來源：江蘇信托年報，國金證券研究所 結合以上分析，即便考慮降息大背景，預計公司金融業務仍可保持穩健增長并持續發揮利潤奠基作用。首先，信托業務受到降息的影響較為有限，因

85、為信托業務管理的是表外資產且業務綜合性較強，疊加信托購買的債券類資產通常占比較低，使得降息對信托收益的直接影響較??；隨著信托業務逐步走出資管新規影響，預計未來可保持約 5%的收入增速。其次，盡管降息會對銀行存貸利差帶來的收益產生一定影響，但江蘇銀行近年來得益于區位和資源優勢而盈利能力持續增強，20-22 年凈利潤以 20%的平均增速穩步增長、22 年增速提升至 29%，降息影響下凈利潤增幅收窄后預計仍將保持在約 15%的水平。此外，23 年保險業務資產端修復帶來的扭虧為盈改善將顯著大于降息帶來的不利沖-30%-20%-10%0%10%20%30%40%050100150200250保費收入（億

86、元，左軸）其他收入（億元，左軸）YoY-保費收入（右軸）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%02468101214信托業務營收（億元，左軸）YoY-信托業務營收0.0%0.1%0.2%0.3%0.4%0.5%0.6%0.7%0.8%0.9%1.0%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%主動管理型信托占比（左軸）集合類信托占比（左軸）加權年化信托報酬率（右軸）公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 擊，24-25 年降息影響下利潤增速預計將放緩，但有望通過調整固收類資產比重減輕降息的影響并保持 5%的穩健增速。綜合三個子板塊利潤來看，

87、公司金融業務凈利潤23-25年增速預計可達15%/10%/10%，整體看金融業務的業績穩健增長受到降息的影響較為有限。4 4.1.1 核心假設及盈利預測核心假設及盈利預測 4 4.1.1.1.1 能源能源板塊業績預測假設板塊業績預測假設 火電裝機量預測相關假設：根據公司“十四五”期間裝機建設計劃，在江蘇有在建 5 臺 100 萬千瓦燃煤機組，其中 1 臺射陽港機組、2 臺濱海港機組、2 臺沙洲機組預計分別于 2023 年 9 月、2024 年底、2025 年投產，因此預計江蘇煤電機組 23-25 年增量為 100/200/200 萬千瓦，對應當年新增投產率分別為 25%/10%/10%。公司山

88、西煤電機組和江蘇氣電機組暫無在建和批準項目，預計 23-25 年保持原規模?；痣娎眯r數相關假設：從本文 2.2.2 部分對江蘇火電平均利用小時的預測結果看，23-25 年省內火電平均利用小時先增后降，據此可預計公司 23 年起保供作用的煤電出力需求加大、利用小時數小幅提升 3%；24-25 年隨江蘇清潔能源消納要求逐步提升，火電利用小時數小幅下滑，預計公司江蘇煤機利用小時對應下滑-1%/-2%。山西煤機發電有超過 90%的上網電量通過“雁淮直流”送往江蘇，因此利用小時受到江蘇用電需求的影響較大，預計整體變動趨勢與江蘇省內機組利用小時數變動一致，23-25 年分別同比 3%/-1%/-2%。

89、江蘇氣電機組近年利用小時持續下滑，2022 年利用小時同比下降 39.2%，主要受國際能源價格波動下天然氣價格高漲的影響；2023 年天然氣在供需轉松的背景下價格整體實現高位回落，且“十四五”期間國產氣、進口管道氣供應將持續增加，有利于23-25 年氣電成本控制，利用小時逐步小幅增長，增速分別為 1%/1%/1%?；痣婋妰r相關假設：市場化改革帶來的燃煤發電交易價格上限提高、市場化電量占比提升疊加電力供需趨緊共同驅動江蘇煤機上網電價 21-22 年分別實現 0.033/0.074 元/kWh 的提升，預計23-25 年煤電價格將維持高位運行；但考慮到江蘇省煤電交易價格已幾乎頂格上漲，疊加煤價 2

90、3 年實現較大幅度下滑，預計 24-25 年電價將出現小幅下滑。因此估計23-25 年江蘇煤機上網電價變動分別為+0.009/-0.002/-0.005 元/kWh。山西煤機發電送蘇電量占上網電量的 91%-94%，由于江蘇用電需求較山西更大且“雁淮直流”特高壓利用率逐步提升，預計 23-25 年送蘇電量占比逐步提升，為94%/94.5%/95%。此外，公司山西機組在山西本地消納的部分現已全部參與市場，預計按照山西煤電基準價 0.332 元/kWh 上浮 19%-20%的水平結算；而送蘇部分按照江蘇省內煤電市場交易電價扣減輸送費用結算，參考 2022 年 11 月國家發改委核定的“雁淮直流”輸

91、電價格 0.036 元/kWh 以及預估的送蘇電量比例，可預計 23-25 年山西機組平均上網電價分別為 0.428 元/kWh、0.426 元/kWh、0.422 元/kWh。江蘇氣電機組平均上網電價 21-22 年在成本高企下分別實現 0.041、0.128 元/kWh 的漲幅，考慮后期發電成本回落后難以支撐高電價漲幅，結合參考煤電電價走勢，預計23-25 年公司燃氣發電機組平均上網電價變動分別為+0.007/-0.004/-0.007 元/kWh。電力業務營業成本相關假設：從煤炭原料成本看，隨著供給端持續放量，煤價整體將保持下行趨勢，預計 23-25年動力煤 Q5500 市場價為 780

92、/745/710 元/噸、長協價 720/700/680 元/噸。此外，考慮公司 23 年長協簽約率同比提升 30pct 至 80%，隨著保供政策持續發力以及控股子公司國信能銷持續加強與上游大型煤企的合作，預計 24-25 年按長協煤占比分別提升至 83%、85%；按照 23-25 年長協履約率 80%/85%/88%測算，預計公司 23-25 年標煤入爐價格分別為 943.9/908.3/875.4 元/噸。從氣電成本看，天然氣價格高企使得 21-22 年單位氣電成本分別上漲 2.4%/23.2%。隨著“十四五”期間國產氣、進口管道氣供應持續增加扭轉供需緊張局面，預計 23-25公司深度研究

93、 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 年單位氣電成本逐步下滑，下滑幅度為 5%/3%/2%。從其他成本看，單位非燃料成本 2022 年提升 52.5%，隨著公司運營效率提升，控本能力逐步增強，預計 23-25 年增幅收窄至 13%/5%/3%。圖表圖表4747：火電業務盈利預測火電業務盈利預測 2 2021A021A 2 2022A022A 2 2023E023E 2 2024E024E 2 2025E025E 火電業務總營收火電業務總營收（百萬元）22951.0 25847.1 26,996.8 28,493.9 31,483.7 火電業務總營業成本火電業務總營業成本（百萬元）24752.4 2

94、6012.4 24120.8 24933.8 27082.8 火電業務綜合毛利率火電業務綜合毛利率 -7.8%-0.6%10.7%12.5%14.0%能源板塊綜合毛利率能源板塊綜合毛利率 -5.2%0.1%9.6%11.1%12.4%營收拆分-江蘇煤電 江蘇煤電控股裝機量（萬千瓦）788.5 788.5 888.5 1088.5 1288.5 江蘇煤電發電量（億千瓦時）405.4 400.4 411.8 455.3 544.4 江蘇煤電上網電量（億千瓦時）385.1 379.2 391.0 432.0 516.4 江蘇煤電上網電價（元/千瓦時）0.387 0.461 0.470 0.468 0

95、.463 江蘇煤電營收占電力業務之比 64.9%67.6%68.1%71.0%76.0%營收拆分-山西煤電 山西煤電控股裝機量（萬千瓦）396 396 396 396 396 山西煤電發電量（億千瓦時）202.5 215.03 221.5 219.3 214.9 山西煤電上網電量（億千瓦時）190.6 202.6 208.4 206.4 202.3 山西煤電上網電價（元/千瓦時）0.322 0.394 0.432 0.430 0.426 山西煤電營收占電力業務之比 26.7%30.9%33.4%31.2%27.4%營收拆分-江蘇氣電 江蘇氣電控股裝機量（萬千瓦）259.2 259.2 259.

96、2 259.2 259.2 江蘇氣電發電量（億千瓦時）80.9 49.2 49.7 50.2 50.7 江蘇氣電上網電量（億千瓦時）79.9 48.3 48.9 49.4 49.8 江蘇氣電上網電價（元/千瓦時）0.609 0.738 0.741 0.737 0.730 江蘇氣電營收占電力業務之比 21.2%13.8%13.4%12.8%11.6%成本拆分 煤電燃料成本煤電燃料成本（百萬元）19131.8 20146.1 17813.0 18227.9 19742.3 標煤入爐價格（元/噸）1027.94 1095.99 943.9 908.3 875.4 氣電燃料成本氣電燃料成本（百萬元）3

97、332.5 2498.4 2397.0 2348.4 2324.4 單位氣電燃料成本（元/千瓦時）4120.8 5078.1 4824.2 4679.5 4585.9 其他非燃料成本其他非燃料成本 2288.2 3367.9 3910.7 4357.4 5016.0 來源：公司公告、國金證券研究所 能源板塊中非電力業務占比較小，預計營收增速均保持 5%的穩健增長。其中煤炭板塊毛利率受煤價下滑影響而呈下降趨勢，23-25 年分別為 2%/1.9%/1.8%；熱力板塊與電力板塊具有一定業務協同性，預計 23-25 年毛利率逐步提升，為 2%/2.5%/3%。4 4.1.2.1.2 金融業務相關業績

98、指標預測假設金融業務相關業績指標預測假設 金融板塊業務主要由江蘇信托展開，主營業務為信托業務和固有業務，并不產生直接營業成本，因此這里不對其毛利率進行預測，主要預測收入和利潤相關指標。信托業務收入對應公司合并利潤表營業總收入中的“手續費及傭金收入”項。信托業務自 2018 年資管新規頒布后進入調整期，手續費及傭金收入 20-21 年分別下滑8.6%/19.3%。而行業 21 年末開始步入企穩期，江蘇信托的信托業務 22 年已實現 1.4%的營收增長，結合信托業務受降息影響較小，預計公司手續費及傭金收入 23-25 年同比增長 4%/5%/6%。此外，公司信托業務還產生少量利息收入和利息支出，預

99、計隨信托規模的增長均小幅增加。固有業務主要指江蘇信托對持股 22.8%的利安人壽和持股 8.2%的江蘇銀行的投資，對公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 二者的投資收益 21-22 年占公司總投資收益的 85%以上；其中江蘇信托對江蘇銀行的投資收益 20-22 年占公司總投資收益的 77%以上，是公司“投資收益”項預測的主要依據。一方面，江蘇銀行近 3 年凈利潤以 20%的平均增速穩步增長，降息影響下增幅收窄后預計仍將保持 15%的利潤增速；另一方面，22 年資本市場波動導致利安人壽持有可供出售金融資產出現虧損而產生了 27.6 億元的歸母凈利潤虧損，23 年預計保險業務資產端修復帶來

100、的扭虧為盈改善將顯著大于降息帶來的不利沖擊，24-25 年降息影響下利潤增長預計將放緩至 5%。此外，考慮到公司參股的其他發電企業 23 年盈利能力的改善，預計公司投資收益 23 年同比增長 37%，24、25 年平均增速降至 12%。圖表圖表4848：金融業務相關指標預測金融業務相關指標預測 2 2020A020A 2 2021A021A 2 2022A022A 2 2023E023E 2 2024E024E 2 2025E025E 手續費及傭金收入（百萬元）1053.5 849.9 861.8 896.3 941.1 997.6 手續費及傭金收入 yoy-8.6%-19.3%1.4%4.0

101、%5.0%6.0%利息收入（百萬元）21.2 18.8 20.0 20.0 21.0 22.0 利息支出（百萬元）118.8 89.4 98.8 99.0 100.0 101.0 投資收益（百萬元）1458.8 1818.0 1430.7 1950.0 2400.0 2450.0 來源：公司公告、國金證券研究所 4 4.1.3.1.3 費用率預測假設費用率預測假設 費用率方面，隨著公司逐步提升管理運營效率，預計 2022 年公司管理費率逐年小幅下滑；此外，公司發電量持續增加的同時需加大電力市場的開拓，預計銷售費用率穩中略升；公司持續致力于現有機組的優化改造，預計研發費用率同樣逐年小幅提升。圖表

102、圖表4949：2 2021021-2025E2025E 公司費用率公司費用率 20212021A A 20222022A A 2023E2023E 2024E2024E 2022025 5E E 銷售費用率 0.059%0.058%0.065%0.070%0.075%管理費用率 2.87%2.76%2.75%2.65%2.63%研發費用率 0.010%0.010%0.010%0.015%0.020%來源：公司公告、國金證券研究所 4 4.2.2 盈利預測盈利預測 結合以上假設，預計公司 2023-2025 年營業收入分別為 338.9、357.1、390.5 億元，凈利潤分別為 31.2、40

103、.1、47.0 億元，對應歸母凈利潤分別為 24.6、34.7、40.4億元。圖表圖表5050：核心業績預測指標核心業績預測指標 2022021A1A 2022022A2A 2022023 3E E 2022024 4E E 202E202E 營業總收入（百萬元）28879.3 32438.8 33888.7 35710.5 39050.4 營業成本（百萬元）29543.4 31623.6 29906.5 30984.0 33410.7 營業總收入 yoy 33.1%12.3%4.5%5.4%9.4%毛利潤（百萬元）664.1 815.2 3982.2 4726.5 5639.7 綜合毛利率-

104、2.3%2.5%11.8%13.2%14.4%凈利潤（百萬元）-781.6 301.1 3117.1 4010.2 4701.8 歸母凈利潤（百萬元）-342.8 68.2 2462.1 3465.2 4041.8 歸母凈利率-1.2%0.2%7.3%9.7%10.4%來源：公司公告、國金證券研究所 4 4.3.3 投資建議及估值投資建議及估值 我們采用市盈率法對公司進行估值，結合公司歸母凈利潤的預測，預計 23-25 年對應EPS 為 0.65/0.92/1.07 元，當前股價對應 PE 為 10.93/7.76/6.66 倍。鑒于公司同時擁有能源及金融板塊，且金融板塊利潤占比較高，因此我們

105、額外采用分部估值法進行分析。能源板塊：根據 4.1.1 部分對能源板塊營收及毛利率的預測，扣除期間費用、稅收以公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 25 及少數股東損益后對應 24 年歸母凈利潤約為 14 億元。參考電力行業可比公司估值水平，考慮到公司地處用電大省江蘇，且具備新增裝機投產帶來的成長空間及“購、儲、運、銷”一體化的控本優勢，給予公司能源板塊 24 年 14 倍 PE，對應市值 196 億元。銀行板塊：江蘇信托 22 年對江蘇銀行的投資收益為 19.4 億元，可測算為母公司江蘇國信貢獻歸母凈利潤約 12 億元。結合江蘇銀行近年來 20%的利潤平均增速，考慮降息影響后凈利潤增速 2

106、3-24 年可保持在 15%，則 24 年為公司貢獻歸母凈利潤約 15 億元。結合銀行板塊 24 年 Wind 估值一致預期 4.4XPE 及可比公司估值水平，考慮江蘇銀行受益于資源和區位優勢，給予公司銀行板塊 24 年 5 倍 PE，對應市值約 75 億元。非銀板塊：江蘇信托 20-22 年對利安人壽的投資收益為 1.00/0.29/-6.2 億元，可測算為母公司江蘇國信貢獻歸母凈利潤分別為 0.7/0.2/-4.3 億元，22 年虧損主要由于利安人壽可供出售金融資產虧損所致，23 年資產端有望實現修復，預計貢獻歸母凈利潤水平恢復至 0.3 億元；24-25 年有望通過調整固收類資產比重減輕

107、降息的影響并保持 5%的利潤貢獻增速，則 24 年預計貢獻歸母凈利潤 0.33 億元。此外，江蘇信托22 年錄得凈利潤 19.9 億元、計入歸母凈利潤約 16 億元，扣除銀行和保險板塊后剩余 5.3 億元歸母凈利潤基本為信托業務貢獻；由于信托業務受降息影響較小且進入業績修復期，預計 23-24 年利潤增速與 4.1.2 中的收入增速預期 4%/5%保持一致，則 24年對應歸母凈利潤 5.8 億元。結合非銀板塊 24 年 Wind 估值一致預期 12.5XPE 及可比公司估值水平，考慮江蘇信托資產較為優質，給予 24 年非銀板塊 15 倍 PE，對應非銀板塊市值約 92 億元。綜合能源、銀行、非

108、銀板塊市值，考慮分部估值后總市值按各部分市值加總水平的80%計算，則對應 24 年公司目標價為 7.7 元，首次覆蓋給予“增持”評級。圖表圖表5151：可比公司估值（市盈率法）可比公司估值（市盈率法）代碼 證券簡稱 收盤價（元/股）EPSEPS（元（元/股）股）PEPE 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 電力板塊可比公司電力板塊可比公司 600023 浙能電力 4.78 0.33 -0.07 0.48 0.57 0.65 14.27 N/A 9.90 8.36 7.34 000539 粵電力 A 7.11 -

109、0.50 -0.44 0.38 0.56 0.73 N/A N/A 18.84 12.65 9.78 000543 皖能電力 6.57 -0.27 0.21 0.48 0.59 0.67 N/A 32.00 13.82 11.16 9.74 600021 上海電力 10.21 -0.22 0.25 0.74 0.96 1.16 N/A 40.91 13.84 10.68 8.79 000600 建投能源 6.95 0.06 0.04 0.22 0.37 0.47 119.83 170.34 30.92 18.63 14.87 600642 申能股份 6.83 0.49 0.34 0.59 0.

110、71 0.80 13.96 20.38 11.61 9.56 8.51 電力可比公司電力可比公司中位數中位數 -14.27 36.45 13.83 10.92 9.26 電力可比公司電力可比公司平均值平均值 -49.35 65.91 16.49 11.84 9.84 銀行板塊可比公司銀行板塊可比公司 002966 蘇州銀行 7.07 0.92 1.06 1.29 1.54 1.82 7.70 6.66 5.46 4.58 3.88 002142 寧波銀行 28.41 2.79 3.52 4.09 4.89 5.85 10.17 8.08 6.94 5.81 4.86 600926 杭州銀行 1

111、2.12 1.47 1.96 2.38 2.87 3.45 8.25 6.17 5.10 4.22 3.52 601009 南京銀行 8.54 1.56 1.82 2.00 2.28 2.63 5.46 4.70 4.27 3.75 3.25 銀行可比公司銀行可比公司中位數中位數 -7.98 6.41 5.28 4.40 3.70 銀行可比公司銀行可比公司平均值平均值 -7.90 6.40 5.44 4.59 3.88 非銀板塊可比公司非銀板塊可比公司 000563 陜國投 A 3.36 0.18 0.16 0.21 0.26-17.49 18.49 15.75 12.70-601628 中國

112、人壽 36.45 1.92 1.29 1.65 1.97 2.26 18.99 28.18 22.12 18.49 16.16 300059 東方財富 16.14 0.76 0.67 0.63 0.75 0.87 21.34 23.98 25.57 21.54 18.51 600901 江蘇金租 4.38 0.71 0.80 0.65 0.74 0.83 6.16 5.48 6.71 5.91 5.29 601601 中國太保 30.60 2.95 2.59 3.21 3.69 4.07 10.36 11.80 9.54 8.29 7.52 非銀可比公司非銀可比公司中位數中位數 -14.68

113、18.55 15.75 12.70 11.84 非銀可比公司非銀可比公司平均值平均值 -14.21 17.60 15.94 13.39 11.87 公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 26 公司及公司及其其上市銀行上市銀行孫孫公司公司 002608 江蘇國信 7.12-0.09 0.02 0.65 0.92 1.07 N/A 330.30 10.93 7.76 6.66 600919 江蘇銀行 7.20 1.33 1.72 2.01 2.44 2.89 4.47 4.24 3.58 2.95 2.49 來源：Wind，國金證券研究所。注：截至 2023 年 7 月 28 日，除江蘇國信外其

114、余估值均來自 WIND 一致預期。（陜國投 A 暫無 2025 年的 WIND 一致預期）新項目進展不及預期新項目進展不及預期 公司在建機組原計劃于“十四五”期間完成投產，有望為公司控股在運火電機組容量帶來 48.5%的增長，是公司 23-25 年業績增長的重要驅動力。若機組無法按時投產，將對公司經營產生較大影響。省內火電需求不及預期造成的量價風險省內火電需求不及預期造成的量價風險 雖然江蘇為用電大省，但用電基數較大、未來增速能否保證存在一定不確定性；其次，江蘇省十四五能源發展規劃 提出加快江蘇清潔能源替代，若未來新能源裝機建設超預期將擠壓火電發電空間；此外，若江蘇省未來新推出特高壓建設計劃或

115、大幅增加現有特高壓送電能力，則外省送電量的提升會降低本地火電發電需求。以上火電發電需求的降低均可能導致火電價格難以維持當期水平而出現下滑，對公司業績帶來不利影響。煤炭長協簽約、履約不及預期以及煤價下行不及預期煤炭長協簽約、履約不及預期以及煤價下行不及預期 公司業績對燃料成本敏感性較高，且煤炭采購結構以長協煤為主、市場煤為輔。若未來公司與上游煤企合作程度降低或國家保供政策執行不及預期，可能導致公司長協煤簽約不及預期；此外，若未來煤炭供應不及預期則會使供需趨緊，推動煤價上行，且電煤長協價與市場價價差過大或導致履約率不及預期。以上因素均會導致公司成本端承壓，影響公司利潤。金融業務盈利穩定性不足金融業

116、務盈利穩定性不足 公司以能源與金融為雙核心主業，金融業務為公司凈利潤重要來源。而行業監管趨嚴下，控股企業江蘇信托未來業績仍具有一定風險，信托行業是否能從資管新規的影響中持續恢復、固有業務投資的江蘇銀行和利安人壽能否貢獻穩定投資收益均存在一定不確定性。公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 27 附錄：三張報表預測摘要附錄：三張報表預測摘要 損益表（人民幣百萬元）損益表（人民幣百萬元）資產負債表（人民幣百萬元）資產負債表（人民幣百萬元）2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 主營業務收入主營業務收入 21

117、,69121,691 28,87928,879 32,43932,439 33,88933,889 35,71035,710 39,05039,050 貨幣資金 5,349 7,665 7,522 5,887 6,101 6,592 增長率 33.1%12.3%4.5%5.4%9.4%應收款項 2,836 3,348 3,381 3,524 3,763 4,158 主營業務成本-17,702-29,543-31,624-29,906-30,984-33,411 存貨 591 2,471 1,880 2,027 2,119 2,317%銷售收入 81.6%102.3%97.5%88.2%86.8

118、%85.6%其他流動資產 12,633 11,647 13,534 12,936 12,943 12,992 毛利 3,988-664.1 815.2 3,982.2 4,726.5 5,639.7 流動資產 21,409 25,132 26,318 24,374 24,926 26,058%銷售收入 18.4%n.a 2.5%11.8%13.2%14.4%總資產 28.7%31.2%31.8%30.0%30.0%30.4%營業稅金及附加-210-202-216-220-214-234 長期投資 15,913 18,371 19,013 20,013 21,213 22,713%銷售收入 1.

119、0%0.7%0.7%0.7%0.6%0.6%固定資產 33,885 33,652 34,422 34,855 34,912 34,965 銷售費用-19-17-19-22-25-29%總資產 45.4%41.8%41.6%42.9%42.1%40.8%銷售收入 0.1%0.1%0.1%0.1%0.1%0.1%無形資產 1,089 1,244 1,388 1,385 1,384 1,382 管理費用-831-830-894-932-946-1,027 非流動資產 53,160 55,323 56,517 56,821 58,047 59,571%銷售收入 3.8%2.9%2.8%2.8%2.7%

120、2.6%總資產 71.3%68.8%68.2%70.0%70.0%69.6%研發費用-2-3-2-3-5-8 資產總計資產總計 74,56974,569 80,45480,454 82,83582,835 81,19581,195 82,97382,973 85,63085,630%銷售收入 0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%短期借款 10,492 15,085 12,420 13,944 13,051 12,542 息稅前利潤（EBIT）2,927-1,716-315 2,805 3,536 4,341 應付款項 9,428 8,575 8,050 8,028 7,903 7,

121、890%銷售收入 13.5%n.a n.a 8.3%9.9%11.1%其他流動負債 2,142 2,284 4,137 836 1,047 1,167 財務費用-788-963-1,076-1,135-1,342-1,389 流動負債 22,062 25,944 24,607 22,808 22,000 21,599%銷售收入 3.6%3.3%3.3%3.3%3.8%3.6%長期貸款 12,469 15,770 19,433 19,433 19,433 19,433 資產減值損失-49-118-223-63-26-21 其他長期負債 676 680 641 139 101 73 公允價值變動收

122、益 194 227 307 100 100 100 負債 35,208 42,395 44,681 42,380 41,534 41,106 投資收益 1,459 1,818 1,431 1,950 2,400 2,450 普通股股東權益普通股股東權益 29,387 28,603 28,458 28,464 30,543 32,968%稅前利潤 38.9%-223.5%568.1%53.2%50.9%44.3%其中：股本 3,778 3,778 3,778 3,778 3,778 3,778 營業利潤 3,759-731 145 3,657 4,668 5,481 未分配利潤 3,966 2,

123、734 2,674 4,151 6,230 8,656 營業利潤率 17.3%n.a 0.4%10.8%13.1%14.0%少數股東權益 9,974 9,457 9,695 10,350 10,895 11,555 營業外收支-9-82 107 10 50 50 負債股東權益合計負債股東權益合計 74,56974,569 80,45480,454 82,83582,835 81,19581,195 82,97382,973 85,63085,630 稅前利潤 3,750-814 252 3,667 4,718 5,531 利潤率 17.3%n.a 0.8%10.8%13.2%14.2%比率分析

124、比率分析 所得稅-690 32 49-550-708-830 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 所得稅率 18.4%n.a-19.6%15.0%15.0%15.0%每股指標每股指標 凈利潤 3,060-781.6 301.1 3,117.1 4,010.2 4,701.8 每股收益 0.602-0.091 0.018 0.652 0.917 1.070 少數股東損益 786-439 233 655 545 660 每股凈資產 7.778 7.571 7.532 7.534 8.084 8.726 歸屬于母公司的凈利潤歸屬于母公司的凈利潤 2,2742,274 -

125、343343 6868 2,462.12,462.1 3,465.23,465.2 4,041.84,041.8 每股經營現金凈流 2.177-0.453 1.249 0.712 1.289 1.430 凈利率 10.5%n.a 0.2%7.3%9.7%10.4%每股股利 0.000 0.000 0.000 0.261 0.367 0.428 回報率回報率 現金流量表（人民幣百萬元）現金流量表（人民幣百萬元）凈資產收益率 7.74%-1.20%0.24%8.65%11.35%12.26%2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 總資產收益率 3.05%-0.43%0.0

126、8%3.03%4.18%4.72%凈利潤 3,060-782 301 3,117 4,010 4,702 投入資本收益率 3.82%-2.38%-0.54%3.30%4.07%4.82%少數股東損益 786-439 233 655 545 660 增長率增長率 非現金支出 1,922 2,403 2,575 2,292 2,429 2,626 主營業務收入增長率 2.85%33.14%12.33%4.47%5.38%9.35%非經營收益-833-1,408-888-231-1,292-1,369 EBIT 增長率 12.94%-158.63%-81.63%-989.86%26.06%22.79

127、%營運資金變動 4,074-1,924 2,729-2,488-277-555 凈利潤增長率-5.43%-115.08%-119.89%3511.60%40.74%16.64%經營活動現金凈流經營活動現金凈流 8,2248,224 -1,7111,711 4,7174,717 2,6912,691 4,8704,870 5,4055,405 總資產增長率 6.23%7.89%2.96%-1.98%2.19%3.20%資本開支-1,854-2,600-3,544-2,484-2,380-2,580 資產管理能力資產管理能力 投資-4,141 1,370-1,936-1,490-1,100-1,4

128、00 應收賬款周轉天數 38.1 33.8 34.2 34.5 35.0 35.5 其他 742 600 681 1,950 2,400 2,450 存貨周轉天數 14.6 18.9 25.1 25.5 26.0 26.5 投資活動現金凈流投資活動現金凈流 -5,2535,253 -631631 -4,7994,799 -2,0232,023 -1,0801,080 -1,5301,530 應付賬款周轉天數 60.4 37.8 34.2 34.1 32.5 30.0 股權募資 984 15 155 0 0 0 固定資產周轉天數 530.9 393.7 340.5 327.4 315.3 293

129、.5 債權募資-1,570 7,879 998 1,409-894-508 償債能力償債能力 其他-1,733-3,336-1,205-3,660-2,644-2,848 凈負債/股東權益 17.95%36.72%34.15%41.71%36.40%31.63%籌資活動現金凈流籌資活動現金凈流 -2,3202,320 4,5584,558 -5252 -2,2512,251 -3,5383,538 -3,3563,356 EBIT 利息保障倍數 3.7-1.8-0.3 2.5 2.6 3.1 現金凈流量現金凈流量 651651 2,2162,216 -134134 -1,5831,583 25

130、3253 518518 資產負債率 47.21%52.69%53.94%52.20%50.06%48.00%來源：公司年報、國金證券研究所 公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 28 市場中相關報告評級比率分析市場中相關報告評級比率分析 日期日期 一周內一周內 一月內一月內 二月內二月內 三月內三月內 六月內六月內 來源：聚源數據 市場中相關報告評級比率分析說明：市場中相關報告投資建議為“買入”得 1 分，為“增持”得 2 分，為“中性”得 3 分，為“減持”得 4 分，之后平均計算得出最終評分，作為市場平均投資建議的參考。最終評分與平均投資建議對照：1.00 =買入；1.012.0=增持；

131、2.013.0=中性 3.014.0=減持 投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 612 個月內上漲幅度在 15%以上；增持：預期未來 612 個月內上漲幅度在 5%15%；中性：預期未來 612 個月內變動幅度在-5%5%；減持：預期未來 612 個月內下跌幅度在 5%以上。公司深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 29 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用

132、、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會

133、隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進

134、行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合

135、條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-60753903 傳真：021-61038200 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 7 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806