上海电力各项业务布局进展如何？

聚焦长三角 享受 6GW 煤电装机成长。

10GW 存量煤电装机聚焦长三角，享受区域电价高韧性与煤价高弹性。公司煤电机组 布局集中，截至 2023 年底，公司控股煤电装机 985 万千瓦，权益装机 875 万千瓦。根据 表 3，上海、江苏、安徽、土耳其控股装机分别为 390、322、140、132 万千瓦，60 万千 瓦以上装机占比 80%，2022 年供电煤耗 282.99 克/千瓦时，处于行业优秀水平。结合公 司机组布局，我们分析公司煤电机组将享受华东电网电价韧性与沿海电厂较高煤价弹性。 电价方面，华东地区为我国当前用电负荷最高且最紧张的区域，在紧张的用电负荷以 及较高的经济发展水平较好的电价承压能力下，2021 年至今，长三角区域燃煤电价均处于 较高水平。煤价方面，长三角沿海电厂相较于北方以及中西部区域，通常现货煤、进口煤 比例更高。根据上证路演，公司 2023 年前三季度国内长协煤占比约 79%，履约率 80%以 上；根据公司信评报告，2022 年上海电厂进口煤占比 46%。

部分存量机组历史悠久，更新替代有望释放业绩。上海为中国电力事业的发源地，发 展至今已有百年历史，期间上海电力承担了不可磨灭的作用，公司杨树浦发电厂厂址内曾 运营上海第一台电站——杨树浦电厂，杨树浦电厂为国家培养输送了一大批电力建设人材， 有着“中国电力工业摇篮”美誉。在承接城市发展需求的同时，早期受技术等因素限制， 上海电力也面临老旧电厂人员臃肿等问题。 根据公司年报，公司控股煤电机组中，除淮沪电力与土耳其电厂，2022 年其他控股机 组均亏损；2023 年在煤价改善下，大部分机组盈利情况得到较好改善，仅外高桥发电、吴 泾发电两个电厂亏损，二者均为 30 万千瓦级别机组。其中外高桥发电于 1998 年投产，计 划于 2026 年退出，并于当年完成两台百万机组的等容替换。吴泾发电 2 台 30 万千瓦机组 于 1991 年底投产，已于 2023 年到期退出。根据上海市十四五规划和 2035 年远景目标纲 要，吴泾煤电已纳入上海市等容量异地替代项目。待公司老旧低效机组改造更新完成后， 预计将有更大的利润释放。

现货市场下土耳其盈利稳定性难以预测，当地较为紧张的用电需求或提供盈利支持。 公司于 2022 年 6 月在土耳其投产 2 台 66 万千瓦煤电机组，2022-2023 年分别实现净利 润 12、10 亿元人民币，2022、2023 年不含税上网电价分别为 0.959、0.561 元/千瓦时。 土耳其电力市场化程度高，以现货市场为主，同时电价受到政府管控。我们分析土耳其电 站盈利能力主要受到电力供需、电价限价政策以及汇率影响。 根据电量和装机到算，公司土耳其电站 2023 年利用小时数为 8306 小时，几乎处于自 然利用小时数上限，电力供给非常紧张。而土耳其电站电费收入由里拉计价，2023 年里拉 兑人民币下滑 35%（以年底汇率考虑）。从 2024 年前五个月的电价考虑，预计土耳其电 力市场仍维持较为紧张的供需格局，其火电机组盈利情况仍需跟踪现货市场电价情况。

6 台百万煤电机组在建待建，高参数机组贡献增量业绩。截至目前，公司在建机组 400 万千瓦，另有 200 万千瓦预计今年开工，以上均为百万机组，分布上海、江苏两地。预计 到 2026 年，公司煤电控股装机 1457 万千瓦（上海外高桥一发计划 2026 年退出），较当 前（985 万千瓦）提升 48%。考虑到华东持续紧张的电力供需格局，以及上海电力充沛的 员工储备，预计新机组投产后公司老旧机组的盈利能力都将得到改善。 1）漕泾综合能源中心二期项目：位于上海市金山区漕泾镇，建设 2 台 100 万千瓦超 超临界清洁绿色高效煤电机组。项目动态投资 80.96 亿元，资本金 20%。 2）外高桥一厂扩容量替代项目：投产后，外高桥一厂原有 4 台 32 万千瓦煤电机组关 停转应急备用，预计总投资约 77 亿元。外高桥一厂现有机组 1998 年投产，2023 年亏损 4.56 亿元，或与老旧机组容量、效率有关，参考外高桥三厂（2*100 万千瓦）2023 年净 利润约 3 亿元。预计一厂扩容替代项目提产后显著提升效益。 3）江苏滨海火电扩建项目：位于江苏省盐城市滨海港邻港区，建设 2 台 100 万千瓦 超超临界清洁绿色高效煤电机组。项目动态投资 79.36 亿元，资本金 20%。滨海县将规划 打造 8×100 万千瓦全国最大火电基地，目前已投产一组 2×100 万千瓦机组，2023 年发电 量 102.8 亿千瓦时，实现开票销售 44.3 亿元、税收 2.2 亿元。

燃机主要布局上海、浙江，两部制电价与气电联动下盈利具有较强稳定与保障。气电 稳定收益。截至 2023 年底，公司拥有 363 万千瓦燃机，主要布局在上海、浙江两地，分 别拥有 238、80 万千瓦。上海、浙江两地天然气发电机组均执行两部制电价+气电联动政 策，气电机组盈利较为稳定。2021 年在高气价下公司气电板块亏损 2.8 亿元（利润总额口 径），预计在 2023 年气价回落下盈利有所改善。

深度绑定长三角，参股当地优质火电绿电，投资收益已成重要利润贡献。2023 年，公 司投资收益 12.51 亿元，其中联合营投资收益 12.29 亿元，主要为参股的燃煤、燃机、新 能源等。参股煤机与燃机仍然以长三角为主，参股燃煤权益装机 287 万千瓦，其中外高桥 二发、外高桥三发均与申能股份合作，淮沪煤电为煤电联营项目，以上三个项目 2023 年贡 献投资收益 2 亿元；气电权益装机 167 万千瓦，2023 年三个项目贡献投资收益 0.76 亿元； 公司持续加强优质新能源项目的收并购与参股，2023 年新能源类投资收益 2.77 亿元，其 他财务、地产等项目贡献投资收益 5.7 亿元。

扎根长三角，争取西部新能源基地，新能源规划稳健。根据公司年报，公司确定了“深 耕上海，站稳周边，推进海外，全力打造西部规模化清洁能源大基地，打造千万千瓦级新 能源航母”的发展思路。大力发展西部基地级新能源项目，积极推进华东区域清洁能源项目落地，加快县域能源资源开发，努力开拓国际能源市场。截至 2023 年底，公司控股风电 装机 387 万千瓦，控股光伏装机 511 万千瓦，其中风电项目集中在长三角，光伏项目全国 性布局，并且日本等地占比 6.1%。 根据上证路演，公司计划十四五清洁能源装机占比到60%，截至2024年3月底为56%。 根据现有装机情况，预计 2024-2025 年两年合计新增 217 万千瓦即可完成 60%清洁能源 占比目标。公司新能源发展稳扎稳打，预计能够高质量完成十四五目标。

依托长三角海上风电基地，在运拟建海风约 3GW。江浙沪处于长三角地区，为我国五 大海上风电基地重点建设集群之一，海风资源丰富。江苏省发改委 2021 年发布《江苏省“十 四五”海上风电规划》，计划新建 909 万千瓦海上风电项目；浙江省发改委 2023 年发布 《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（征求意见稿）》，计划建设 3 个以上百 万千瓦级海上风电基地；上海市政府 2022 年发布《上海市能源发展“十四五”规划》，力 争新增近海风电 180 万千瓦。 根据我们不完全统计，截至 2023 年底公司已投产海风项目超过 2.2GW，位于江苏盐 城、南通两大基地。2023 年 4 月，公司牵头的联合体获得上海金山二期项目、奉贤二期项 竞争性配置建设指标，合计 0.45GW。

国电投长三角海风核心平台，集团支持与多能互补获取资源。公司拥有国电投集团江 苏分公司 89%股权，国电投集团浙江分公司 100%股权，国电投集团在江苏、浙江、上海 发展的海上风电项目实质性交予上海电力。截至目前，公司新能源主体主要由江苏公司、 浙江新能源、新能源发展以及大丰海上风电四家公司运营。 新能源发展负责境内江苏、浙江以外新能源经营；大丰海上风电负责大丰 H3 项目；江 苏公司经营 2*100 万火电以及江苏区域海上风电，2017 年公司通过定增从集团收购；浙 江新能源由公司 2018 年从集团现金收购。四家公司 2023 年净利润达到 25.7 亿元，大丰 海上风电 2019-2023 年平均 ROE 为 13.4%。 结合国家多能互补发展导向，公司在上海、江苏在建的六台百万煤电机组有望助力公 司获得增量海风等新能源资源。另外公司计划在 2024 年在上海获得一个深远海项目。

当前新能源仍面临消纳与补贴回收双重压力。我们在 1.2 节复盘公司 2023 年至今股价 提到，2023 年下半年至今，公司股价走势与三峡能源贴近，趋势向下。表面上，新能源面 临业绩与估值的双杀，更根本的，我们判断 2023 年至今压制绿电行业的核心因素在于新能 源快速发展面临的消纳问题以及补贴拖欠问题。 在现货市场下，新能源收入=现货收入+中长期差价损益+分摊考核费用，从 2022-2023 年新能源进入现货市场后的表现看，呈现两大特征：1）部分省份结算电价略 有提升，主要受益于中长期交易电量占大比例，电价与火电同进退。2）现货电价分化，较 好反映当地电力供需形势。一方面，目前现货价格下降反映了部分地区新能源时段性过剩； 另一方面，政策多维度呵护下，新能源电价压力并未完全传导到发电侧。

发电侧改革政策持续推出，但绿电发展关键仍在需求侧。从新型电力系统机制框架来 看，电力的价值=能量价值+时间价值+环境价值，自 2023 年 7 月新一轮电改顶层文件过 会后，电力现货市场、煤电容量电价、电力辅助服务市场、绿证核发和交易等纲领性文件 分别于 2023 年 9 月、2023 年 11 月、2024 年 2 月、2024 年 4 月出台，各省实施细则相 继跟进，但上述文件都是针对供给侧的改革，但我们认为目前绿电行业发展更重要的是需 求侧机制理顺。 我们分析新能源消纳压力主要体现在弃电率于电价水平，尽管当前新能源机制尚未理 顺，但华东区域在偏紧的电力供需格局下，其弃电率与新能源交易电价水平或维持较高程 度。除电力交易层面的约束，新能源还面临电价补贴问题，截至 2023 年底，公司应收账款 197 亿元，主要为可再生能源电价补贴，较 2022 年底新增 48 亿元。