上海电力经营特征有哪些？

区域综合能源平台，积极推进清洁能源转型。

1.国家电投旗下电力平台，清洁能源装机占比过半

国家电投直接持股44.43%，三峡集团和长江电力合计持股6.12%。公司是国家电投 旗下区域电力平台，业务起于火电并布局风电、光伏发电等新能源，经营范围立足 上海、江苏等省份并向全国及海外拓展。截至2022年9月末，国家电投认购公司非 公开发行股份后，直接持股比例提高至44.43%，并通过中国电力（H股上市公司） 间接持股12.90%，三峡集团和长江电力合计持股6.12%。

公司控股总装机19.98GW，清洁能源装机占比达54%。截至2022年9月末，公司控 股总装机容量达19.98GW，其中：燃煤发电9.2GW、燃气发电2.9GW、风电3.9GW、 光伏发电4.0GW，清洁能源占比达54.02%，新能源装机占比达39.68%。“十四五” 末公司规划新增新能源装机11.60GW，新能源装机占比达60%以上，若暂不考虑火 电新增装机，则2025年公司控股装机有望达30GW。

公司电力业务立足上海及周边省份、辐射全国并拓展海外。从公司装机分布区域来 看，公司电力业务以上海及周边省份为基础，截至2022年9月末江苏、上海、安徽、 浙江装机分别为7.29、5.48、1.91、1.75GW，合计占总装机比例82.2%，国内其他 17个省份主要为风电和光伏装机，装机占比达12.7%；同时公司在土耳其、马耳他、 日本还分别拥有0.66、0.20、0.16GW。2022年10月10日，土耳其胡努特鲁项目2 号机组商运，投产装机增至1.32GW。

2022年前三季度完成上网电量444亿千瓦时，其中清洁能源电量占35%。受火电利 用小时数提升和新能源装机增长影响，2021年公司完成发电量597亿千瓦时（同比 +21.6%）、上网电量566亿千瓦时（同比+21.5%）；2022年前三季度完成发电量 465亿千瓦时（同比+3.9%）、上网电量444亿千瓦时（同比+4.3%），其中煤电上 网电量290亿千瓦时（占65.3%），气电、风电、光伏分别为50、64、40亿千瓦时， 合计占34.7%。

2022年前三季度上网电价达0.61元/千瓦时，同比提升22.0%。受益于新能源高上网 电价及装机占比提升，公司平均上网电价逐年提高，由2017年的0.47元/千瓦时（含 税，下同）提升至2021年0.52元/千瓦时。2022年火电电价上浮充分体现，前三季度 公司上网电价达0.61元/千瓦时，同比增长22.0%，计算Q1、Q2、Q3分别为0.58、 0.60、0.64元/千瓦时，同比分别增长13.7%、17.9%、32.6%。

2.年内煤价大涨火电亏损，投资收益贡献稳定盈利

2021年公司营收同比增长26.5%，业绩受煤价大涨影响亏损18.9亿元。2021年公司 实现营业收入306.31亿元，同比增长26.5%，主要系火电利用小时数提升及清洁能 源装机并网，发电量增加带动营收增长。同时由于煤价大涨，火电成本大幅提升导 致2021年公司归母净利润亏损18.93亿元。 2022年煤价仍居高位，叠加上半年上海疫情影响电量下降（2022H1上网电量同比 -4.6%），上半年公司业绩仍为亏损0.47亿元；三季度高温蔓延用电需求提振、而来 水偏枯，公司发电量大幅提升（2022Q3上网电量同比+20.5%），综合影响下前三 季度公司实现营收278亿元（同比+25.5%）、归母净利润2.21亿元。

电力业务贡献主要收入，2017-2021年新能源业务营收CAGR达36.7%。公司业务以 发电供热为主，2021年电力业务营业收入262亿元，占比85.5%。在电力业务中，火 电贡献主要收入，风电和光伏业务快速增长，2017-2021年，风电、光伏业务收入 CAGR分别达52.8%、22.3%。 同时由于新能源业务高上网电价带来高毛利率，伴随风光装机放量、营收体量不断 提升，公司毛利率由2017年20.0%提高至2020年27.2%，2021年由于煤价攀高影响 下降至15.0%。2022年受益于电价上浮、煤价较2021Q3回落，前三季度公司毛利率、 净利率分别恢复至18.8%、0.8%。

伴随在建项目陆续投产，公司资产体量不断提升，2017-2021年总资产CAGR达 16.6%。从资产端来看，截至2022年9月末公司总资产1621亿元，其中固定资产912 亿元，在建工程104亿元，二者占总资产比例达62.7%。2022年9月末较年初在建工 程大幅减少，主要系公司土耳其EMBA火电工程及江苏电力风电工程转固所致。

公司联营、合营企业众多，每年贡献较为稳定的投资收益。公司长期股权投资占比 较大，联营和合营企业中多为火力发电企业、同时参股35%集团融资租赁平台投资 收益稳定提升，2020、2021及2022上半年公司长期股权投资收益分别为7.13、4.70、 4.49亿元，2020、2021及2022年前三季度投资收益分别为6.60、3.74、7.02亿元， 显著增厚业绩。

近两年减值计提金额较大，主要为哈密燃气机组效益不佳影响。2019~2021年公司 计提减值损失分别为1.99、6.66、7.60亿元，其中资产减值损失分别为1.87、5.24、 5.98亿元。 具体来看，2019年公司对褐煤提质、巴基斯坦KE、坦桑尼亚燃气电站等多个在建工 程项目计提减值1.72亿元。2020年对哈密燃气机组项目计提固定资产减值4.25亿元， 主要为项目投运后，因净化设备无法正常运行、兰炭尾气加压形成大量含酚废水无 法排放，导致燃机运行经济性较差。2021年经专家对上电哈密项目调研后判断机组 停止运行发电，公司再次计提3.01亿元资产减值；同时由于哈密电厂两套9E联合循 环机组为向罗泾燃机电厂租赁使用、且为定制化产品无法再利用，因而对罗泾燃机 发电厂计提资产减值准备2.81亿元。 截至2022年6月末，公司暂时闲置的固定资产账面价值为0.79亿元，主要为两套9E 联合循环机组设备。

受负债规模持续提升影响，公司资产负债率维持在70%以上。出于发电项目建设需 要，公司长期借款持续增加，截至2022年9月末公司长期借款达555.73亿元、短期 借款达166.71亿元，资产负债率为75.0%。负债规模扩大导致公司财务费用持续增 加，2021年公司财务费用达32.60亿元，同比提升40.3%，财务费用率达10.6%；2022 年前三季度财务费用达31.13亿元，财务费用率达11.2%。

2020年以来公司资本性支出扩大，投融资规模提升。伴随公司在建项目投入扩大， 公司资本性支出增加，2021年用于基建和技改的资本性支出达209.51亿元，股权投 资36.24亿元，持续扩大的资本性支出致公司投、融资现金流增加，2021年公司投资 现金流净额-147.87亿元，筹资现金流净额133.68亿元。2021年经营现金流受主业亏 损影响，下滑至16亿元，2022年前三季度已恢复至83亿元（同比+104.2%）。

3.股权激励计划落地实施，行权价提高彰显发展信心

上市至今公司成功实施3次增发，其中2次为面向大股东的定增。2003年上市至今， 公司分别于2017年11月、2018年7月、2022年7月完成定增股份的上市发行，累计 募资52.59亿元。其中第一、第二次定增为面向大股东国家电投及东方证券、国金证 券等7名特定对象募资共计40.28亿元购买江苏公司100%股权（评估价值30.10亿元， 1.26倍PB）及4个海上风电、1个燃煤发电项目建设。2022年公司面向大股东发行2.00 亿股募资12.31亿元，用于建设4个海上风电项目及补充流动资金。

2022年7月公司实施首次股权激励计划，向152名员工授予2072万份股票期权，行 权价格12.81元/股，较初始方案行权价格提升超26%。2021年12月公司出台股权激 励计划草案，拟授予的股票期权总量为4979万份，行权价格10.12元/股，激励对象 不超过159人；2022年1月修改为拟授予的股票期权总量为2549万份，行权价格12.81 元/股（增幅达26.6%），激励对象不超过160人；2022年5月修改为拟授予的股票期 权总量为2549万份，激励对象不超过157人，价格未调整。

激励条件彰显公司发展信心，2024年ROE不低于5.5%为行权条件之一。本次激励 包含3个行权期，分别为授予登记完成后的24~36、36~48、48~60个月。从行权条 件来看，三期分别要求2022~2024年ROE（扣非）分别不低于4.5%、5.0%、5.5%； 同期净利润（扣非）CAGR不低于11%（较2020年）；同期清洁能源装机占比分别 不低于54%、56%、58%，与公司2025年清洁能源装机占比超60%目标基本一致。

从盈利角度来看，2020年公司扣非加权ROE为4.25%，若要达到行权条件，则公司 2022~2024年扣非ROE需要分别提升0.25、0.75、1.25pct。从装机角度来看，公司 土耳其EMBA 2*660MW燃煤电站1号、2号机组已于2022年6月、10月投产，假设不 再考虑新增煤电，则2022~2024年公司清洁能源装机每年至少增加1.04、0.97、 1.07GW。