2023年上海电力研究报告 区域综合能源平台，积极推进清洁能源转型

一、区域综合能源平台，积极推进清洁能源转型

（一）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%。

（二）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%）。

（三）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。

二、国内火电业绩预期改善，海外项目投产增厚业绩

（一）煤电盈利边际改善显著，供热业务成本疏导能力强

2022年9月末公司火电装机12.05GW，主要集中于上海、江苏、安徽等地。近年公 司新增火电机组主要为气电和海外煤电，2021年闵行燃机F级468MW燃机项目投产， 2022年6月、10月土耳其EMBA 2*660MW燃煤电站1号、2号机组陆续投产，公司控 股火电装机增至12.71GW。2022年前三季度公司完成煤电、气电上网电量分别为 290.04、50.45亿千瓦时，同比增速分别为-1.7%、+11.6%；单三季度用电需求提振， 煤电、气电上网电量分别达121.87、24.62亿千瓦时，同比+16.9%、+17.4%，环比 大幅增长69.4%、91.6%。

2021年火电量价齐升、营收同比增长15.5%，2022年电价上浮充分、收入有望继续 高增。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知》，原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动 范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。2021年公司火电上网电价小幅提升（火电 子公司加权平均电价），受益于利用小时数同比大幅增长620小时、火电上网电量同比增长16.4%。2022Q1公司火电上网电价达0.48元/千瓦时，同比提升23.8%。

公司自身无控股的煤炭资源，所用燃煤均需外购。公司以子公司上海电力燃料有限 公司作为煤炭集中采购平台，煤炭主要来源于国家能源集团、中煤和伊泰集团，同 时进口煤以印尼煤为主，2021年公司在沪电厂到厂进口煤约585.7万吨，约占上海地 区到厂煤量的64.93%。

天然气采购方面，公司与申能（集团）有限公司等建立了长期的购销关系，根据发 电量需求签订长期合同。受燃气机组发电量增加影响，2021年公司天然气采购量大 幅增长58.2%。2021年起，国际天然气价格持续上涨，上海市发改委也陆续上调了 天然气价格，但由于公司哈密燃机使用的是兰炭尾气，价格较低且哈密机组用气量 同比增加，使得公司天然气采购单价呈下降态势。

2022上半年部分煤电子公司已实现减亏，气电子公司盈利分化较大。煤电板块子公 司主要包括上电漕泾、淮沪电力、江苏阚山，2021年三者合计上网电量占全部煤电 上网电量的56.5%。2021年煤价高企，上电漕泾、江苏阚山净利润分别亏损6.17、 2.84亿元，度电亏损0.062、0.132元/千瓦时；2022上半年江苏阚山边际改善明显， 度电实现减亏；淮沪电力盈利稳健，2022上半年度电盈利已达0.067元/千瓦时。 气电板块子公司主要包括漕泾热电、浙江长兴、哈密燃机，2021年三者合计上网电 量占全部气电上网电量的90.6%。漕泾热电贡献主要利润来源，2021、2022H1净利 润分别为3.44、2.38亿元；哈密燃机由于2台机组运行效率不佳、计提大额减值，导 致亏损严重。

供热业务成本疏导能力强，煤价大涨下利润下滑相对有限。公司部分火电子公司从 事热电联产业务，2021年公司供热量1991.9万吉焦，同比增长15.4%。公司售热业 务主要集中于上海地区，是上海市最大的热能供应商，热力收入主要来自公司所属 漕泾热电、上电漕泾、吴泾热电、外高桥发电等电厂，主要服务对象为重点工业企 业。公司所属漕泾热电是国内最大的燃气蒸汽联合循环热电联供机组，在2021年煤 炭价格大涨的情况下，漕泾热电净利润仍保持增长。2022上半年受燃料成本继续攀 升影响，公司供热业务毛利率同比下滑8.2pct至10.7%。

市场煤及印尼进口煤价震荡回落，年度长协煤价小幅增至728元/吨。根据百川盈孚 数据，秦皇岛5500大卡动力煤港口价自8月下旬起再次攀升、至10月25日达到1599 元/吨高点后开始回落，12月27日已降至1253元/吨。进口煤价方面，印尼4200大卡 动力煤自8月中旬起攀升、至9月29日955元/吨高点后开始回落，12月27日降至880 元/吨。而长协煤基本保持稳定，11月、12月秦皇岛5500大卡动力煤年度长协煤为 728元/吨，仅增长7元/吨。

电价高位保持+长协严履约燃料成本改善下，测算2023年煤电毛利润环比大幅改善。 假设2022、2023年公司煤电利用小时数下滑至4700、4600小时，煤耗同比持平， 2022、2023年进口煤采购比例参考2021年水平保持不变（30%），进口煤价同比下 滑、内贸煤持平，则2022、2023年燃料采购成本同比+15%、-7%，测算2022年煤 电业务毛利润较2021年减亏9.25亿元左右，2023年煤电业务毛利润较2021年增厚 20.73亿元左右。

（二）海外业务开拓成效显著，期待项目落地释放业绩

海外业务开拓成效显著，2022年6月末境外总资产已超200亿元。早在2011年公司 即提出“实现由基本依赖国内资源向依托统筹国内海外两种资源转变”的工作方针， 在后续10年中积极推进海外业务，境外资产总额已从2017年的82亿元升至2022年6 月末的238亿元，占总资产比例达14.7%。伴随“走出去”战略的不断推进，公司国 际业务已经涉及日本、马耳他、土耳其等近20个国家。

2014年收购完成土耳其EMBA公司50.01％股权，2022年两台燃煤机组已投产商运。 为积极响应国家“走出去”战略，积极开拓土耳其能源市场，公司入股土耳其EMBA Electricity Production Inc.公司（简称“EMBA公司”），开展土耳其煤电项目前期 工作。2014年1月10日，公司完成对土耳其EMBA公司50.01％股权的股权收购，收 购价格为人民币99.75万元（1倍PB）。 2.45亿元收购匈牙利光伏项目100%股权，为公司在中东欧地区落地的首个新能源项 目。2022年12月公司全资子公司羲和新能源完成匈牙利Tokaj光伏项目100%股权的 交割手续，最终交易对价合计3305万欧元（约2.45亿元人民币）。匈牙利Tokaj项目 位于匈牙利东北部，资产包含5家项目公司，总装机容量约200MW。项目预计于2023 年开工，计划于2024年并网，投产后预计年发电量约2.88亿千瓦时。

2022H1土耳其EMBA公司净资产已达16.75亿元，机组顺利投产有望逐步释放业绩。 土耳其胡努特鲁项目建设两台660兆瓦超超临界参数燃煤机组，总装机容量1.32GW， 1号、2号机组分别于2022年6月、10月已实现投产商运，预计每年可向土耳其供应 电力约90亿千瓦时。

拟作价17.70亿美元收购KE公司66.40%股份，因新多年电价机制影响盈利、收购事 宜仍在谈判中。2016年11月公司发布关于现金收购KE公司66.40%股份的议案，交 易的可支付对价为17.70亿美元，上海电力将视KE公司经营情况给予交易对方或其 指定方不超过0.27亿美元的奖励。 KE公司是卡拉奇地区（巴基斯坦第一大城市）具有战略重要性的电力公司，从事发、 输、配售电业务的垂直一体化上市公司，拥有卡拉奇市及其毗邻地区的发电、输电 及配电业务许可。 巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）于2017年10月公布了KE公司新多年期电价机 制（MYT）的复议结果，复议结果仍未能达到预期。巴基斯坦政府相关主管部门就 KE公司的新MYT电价复议结果正式致函NEPRA，要求其对电价复议结果进行重新 考虑。NEPRA已公布了“重新考虑”后的MYT，“重新考虑”后的MYT与《股份买 卖协议》中约定的交割先决条件仍有差异，公司正在与交易对方基于“重新考虑” 后的MYT开展谈判。

三、十四五拟新增绿电 11.6GW，清洁能源占比超 60%

（一）江苏高质量海风并网，21-25 年拟新增风电 2.6GW

2022Q3公司风电装机3.88GW，其中海上风电2.20GW、陆上风电1.68GW。2017 年公司收购控股股东国家电投旗下江苏公司，开发建设江苏省海上风电项目，到2021 年海上风电项目基本投产。同时，根据公司十四五规划，拟新增陆上风电1.75GW、 海上风电1.70GW，2021-2025年陆风、海风装机CAGR分别达20.7%、8.0%。

公司已投产海上风电2.20GW，享受0.85元/千瓦时上网电价。公司海上风电项目位 于江苏省滨海、大丰、如东等地区，合计装机2.20GW，总投资366.7亿元，平均单 位投资16648元/千瓦，设计利用小时数在2400-3200小时之间，由于项目均在2021 年末前投产，可享受国家补贴，上网电价均为0.85元/千瓦时。同时公司联营企业在 上海奉贤、浙江嵊泗拥有海上风电项目。

截至2021年底，全国海上风电装机26.39GW，江苏省海风装机占比近50%。根据中 电联数据显示，2021年全国新增海上风电装机16.90GW，累计装机达26.39GW，其 中江苏省装机达11.81GW，占比46.6%，是国内海上风电第一大省。同时沿海省份 陆续出台海上风电装机规划，江苏省在《“十四五”海上风电规划环境影响评价第 二次公示》中规划28个海上风电场区，总规模达9.09GW。上海市规划十四五期间 新增1.80GW，浙江省规划十四五末海风装机达5GW。

江浙沪区域靠近东部沿海风能富集区，发展海上风电具备先天优势。江浙沪沿海地 区海上风能资源丰富，等效满负荷小时数可达到2800~3500小时（北极星风力发电 网，周小彦《海上风机价格降到5000元/kW 可以实现平价》），具备发展海上风电 的优越区位条件。

2022年新增海风平价上网略显劣势，部分沿海省份出台相关政策助发展。2022年起 中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海 上风电项目的建设。目前已有上海、广东、浙江、山东明确发布地方补贴/支持政策， 预计其余沿海省市地补有望跟进。

受益技术进步风电降本，海上风电平价在望。对海上风电从单位投资和利用小时数 两个指标进行敏感性测算。收入端假设海上风电上网电价0.4元/千瓦时（含税），成 本端假设折旧年限为20年，采用年限平均法折旧，同时考虑资本金为20%，贷款期 限15年，运维费用0.05元/千瓦时，风力发电增值税50%返还以及所得税1-3年免征、 4-6年减半情形。根据以上假设条件，在利用小时数3400小时下，海上风电单位投资 降至13元/W时IRR可达6.6%，可满足项目盈利要求。

（二）21-25 年拟新增光伏 8.2GW，对应装机 CAGR 超 30%

截至2022年9月末，公司光伏装机4.04GW、新能源装机共7.93GW。公司在上证路 演中心互动交流中提到，规划十四五新增光伏装机8.15GW、陆上风电1.75GW、海 上风电1.70GW，到2025年末清洁能源装机占比超60%，则预计2021-2025年公司年 均新增新能源装机2.44GW、其中光伏1.80GW，新能源装机CAGR达22.8%，其中 光伏装机CAGR达30.1%。根据规划值，我们预计十四五末公司光伏装机有望达 11.05GW、新能源装机达17.44GW。

截至2021年末国家电投光伏装机超38GW，规划十四五末光伏装机达80GW。截至 2021年末，国家电投总装机195GW，新能源装机超75GW（其中光伏装机超38GW）， 清洁能源装机占比达60%。根据国家电投十四五规划，十四五末集团电力总装机达 2.2亿千瓦，光伏装机达到80GW以上，清洁能源装机占60%，预计2022-2025年均 新增光伏装机超10GW，清洁能源装机占比目标已提前完成。公司作为集团主要发 电上市平台，预计将在集团规划中承担重要责任。

全国光伏装机快速增长，分布式光伏持续发力。2017-2021年光伏装机CAGR达 24.1%，截至2022H1，全国光伏装机已达337GW，同比增长25.8%。同时分布式光 伏高速增长，2017-2021年分布式光伏装机CAGR达38.0%，截至2022H1，分布式 光伏装机同比增长45.6%，达到127GW，预计在政策推动“整县推进”下，行业空 间有望进一步打开。根据CPIA预测，“十四五”期间，我国光伏年均新增装机或将 超过75GW。

以50MW光伏项目为例，假设光伏系统生命周期25年，系统效率80%，首年衰减2.5%， 首年以后每年衰减0.6%，生命周期内年均利用小时数1100小时左右，假设上网电价 为0.39元/千瓦时；成本端假设单位投资成本为4元/瓦，折旧年限为25年，采用年限 平均法折旧，同时考虑资本金为30%，贷款利率4.9%，贷款期限15年，使用等额本 息方式还款。 在以上假设条件下，测算光伏项目资本金IRR达8.7%。在光伏投产初期，毛利率接 近50%，随着效率衰减，毛利率有所降低，但伴随贷款逐渐偿还，利息支出逐年降 低，净利率逐年提高，在贷款偿还完毕后，净利率可超30%。

公司聚焦“新跑道”，积极发展氢能、储能业务。根据公司机构投资者交流会会议 纪要，新兴业务方面，公司目前一是推动上海市域的加氢站项目落地，预计2023年 应该有大的突破；二是在江苏等地布局大工业用户储能、并积极尝试省外独立共享 储能及新能源配储。预计未来有望通过发展氢能和储能，使其成为公司新的利润增 长极。

四、盈利预测

（一）关键业务核心假设

（1）火电业务： 装机：截至2021年底，公司煤电装机8.53GW、气电装机2.87GW。煤电方面，公司 在建土耳其燃煤电站项目于2022年6月、10月投产1.32GW；气电方面，公司在建闵 行燃气蒸汽联合循环机组项目已投产468MW，假设2022年投产其余745MW，假设 吴中综合能源80MW燃机创新项目于2023年投产。 发电量：参考上半年数据，假设煤电2022年利用小时数同比降低3%，气电利用小时 数同比提升2%；厂用电率保持稳定。 上网电价：2022Q1公司火电电价同比增长23.75%，假设煤电全年电价同比提升20%。

（2）风电业务： 装机：截至2021年底，公司风电装机3.80GW，公司规划十四五期间新增陆上风电 装机1.75GW、海上风电装机1.70GW。假设2022-2024年年均新增陆上风电0.44GW， 考虑公司无在建海上风电项目，假设2024年新增海上风电装机0.4GW。 发电量：假设新增陆上风电利用小时数2200小时，新增海上风电利用小时数3200小 时。厂用电率保持稳定。 上网电价：假设风电历史项目上网电价保持稳定，新增项目平价上网。

（3）光伏业务： 装机：截至2021年底，公司光伏装机3.86GW，公司规划十四五期间新增陆上风电 装机8.15GW。假设2022-2024年年均新增光伏装机1.80GW。 发电量：假设光伏历史项目利用小时数提高至1200小时，新增光伏项目稳定运营后 利用小时数1200小时。 上网电价：假设光伏历史项目上网电价保持稳定，新增项目平价上网。

（二）盈利预测

基于以上核心业务假设，预计公司2022~2024年： 电力业务：营业收入分别为320.17、352.01、363.04亿元，对应毛利率分别为17.5%、 23.9%、26.2%。 供热业务：营业收入分别为20.26、22.50、22.44亿元，随着煤价降低，预计毛利率 逐渐提高，分别为23.0%、25.0%、27.0%。 其他业务：假设营业收入每年增长5%，毛利率分别为21.8%、22.2%、21.8%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）