清洁转型，上海电力：国电投区域旗舰，兼具盈利弹性和远期成长

（报告出品方/分析师：华源证券 刘晓宁）

1. 国电投华东核心平台 清洁转型业绩新高

1.1 集团江浙沪常规能源平台 清洁转型发展稳健

国电投旗下电力上市平台，深耕上海，辐射周边，走向世界。

1998年，公司由国网上海市电力公司和华东电力集团发起设立；在2002年在电力体制改革初期，国网上海电力公司持有的公司76%股权转移给中国电力投资集团，公司控股股东变更为中国电力投资集团；2003年10月，公司在A股上市。2015年，本公司控股股东中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司重组成立国家电力投资集团公司。

截至2023年底，公司控股股东国电投集团拥有57.46%控制权（其中中国电力拥有12.9%股权），实控人为国资委；另外长江电力持有公司0.41%股权。

结合国电投集团战略，坚持绿色转型、高质量进军境外发展。

公司贯彻国家30·60双碳目标，结合国电投集团2035一流战略目标，坚持绿色发展、创新发展。

以深耕上海、站稳周边、推进海外，打造西部规模化清洁能源大基地为主线，全面开启千万千瓦级新能源航母新征程。截至2024年3月底，公司控股装机2249万千瓦，其中煤电985万千瓦、气电362万千瓦、风电387万千瓦、光伏516万千瓦。2020-2024Q1，新能源装机增加319万千瓦，增幅55%。

根据公告，截至2023年底，公司装机分布在全国24个省份，并以长三角江浙沪三省为主，其中长三角区域装机占国内装机86%，占公司整体79%；另在土耳其、日本、马耳他等六个国家，拥有海外装机181万千瓦，海外装机占公司整体8%。

集团旗下境内最大的电力上市平台，江浙沪常规能源整合平台。

2017年，国电投集团向上海电力转让江苏公司100%股权，并承诺上海电力为国电投集团在上海市、江苏省、浙江省等三个地区常规能源发电业务（即火电、水电等相关传统发电）的唯一境内上市平台。2017年至今，国电投持续转让江浙沪三地的新能源（海风为主）与火电资产。截至2023年底，上海电力总装机位列集团境内上市平台第一。

1.2 火电改善业绩新高 股权激励彰显信心

公司长期以电力为核心主业，并以火电为利润波动主导，但新能源在利润绝对值贡献上已占据主力。公司2023年424亿元营业收入中，电力营收394亿元，占比93%；电力板块中，火电营收288亿元，占电力板块74%，另外新能源占比26%。毛利方面，火电毛利59亿元，占电力整体48%，新能源毛利64亿元，占电力整体52%。根据上证路演，公司2021年实现利润总额-10.98亿元，其中煤电板块-26.53亿元、气电板块-2.81亿元，新能源板块24.93亿元，贡献主要业绩，稳固基本盘。

新能源稳步增长，煤价回落煤电业绩改善，公司业绩持续创新高。回顾公司过去五年业绩，与其他火电公司相似，在2021年遭遇高煤价成本冲击，造成公司上市以来第二次出现亏损，上一次为2008年，两次均为短期煤价快速上涨影响。2022-2023年，随着土耳其电站投产以及国内燃煤电价改革推进，公司实现扭亏为盈，并在2023年录得约16亿元归母净利润，仅次于2018年的28亿元（其中处置股权获得21亿元投资收益）；扣非归母净利润看，2023年创造历史新高。

单季度看，公司2024年一季度实现归母净利润6.34亿元，同比增加89.2%，为上市以来一季度最高。业绩大幅增长预计主要受益于煤价下降。

均衡火绿电源结构下，2023年至今股价修复弱于传统火电。复盘公司2023年至今股价走势，以华能国际代表主流火电运营商，三峡能源代表主流绿电运营商。整体而言，受电源结构与利润结构影响，公司股价趋势与火电、绿电强相关。

具体而言，2023H1与2024H1，由于公司火电业绩弹性不及华能国际等主流火电，公司股价当期涨幅不及华能国际；2023年下半年以来股价走势与三峡能源高度一致，或许市场更多将上海电力视作优质绿电公司。

发布股权激励彰显发展信心，利润与清洁能源转型为考核重点。公司于2022年5月完成首期股权激励计划首次授予，对公司152名高管及骨干授予2072万份股票期权，行权价格为12.81元/股。三个行权期分别为2024/7-2025/7、2025/7-2026/7、2026/7-2027/7，每期行权数量占比1/3。

行权条件来看，

三期分别要求2022~2024年扣非加权ROE分别不低于4.5%、5%、5.5%；自2020年起净利润（扣非）复合增长率不低于11%；清洁能源装机占比分别达到54%、56%、58%。2022-2023已成过往，其中2022年未达到考核要求，2023年达到考核要求。2024年要求归母净利润12.34亿元；根据2024年火电装机建设情况，预计2024年新增新能源装机100万千瓦即可完成58%清洁能源装机占比目标。

2. 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。

3.立足华东海风 稳扎稳打发展新能源

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。

4. 盈利预测与估值

2023年分红比例40%，央企改革分红比例仍有较大提升空间。不考虑2021年亏损，公司2019-2023年现金分红占归母净利润比例均在30%及以上。2023年公司拟现金分红5.63亿元，占归母净利润的35.3%，考虑到公司拥有97亿元永续债，扣除永续债利息后，现金分红比例占普通股股东净利润的40.4%。

结合当前电力市场环境、煤炭供需情况、公司十四五战略规划以及在建项目，分别对煤电、新能源两部分进行2024-2026年经营数据假设：

1）煤电部分：

假设2024年上海、江苏、安徽煤电上网电价分别变动-0.8、0.4、-0.3分/千瓦时，2025-2026年暂时维持不变；假设2024-2026年公司煤电机组利用小时数每年下滑20小时，单位燃料成本分别变动-7%、-2%、-1%。

2）新能源部分：

假设2024-2026年风电分别新增20、60、60万千瓦，光伏分别新增150、150、150万千瓦。

基于以上假设，我们预计公司2024-2026年营业收入分别为432、443、505亿元，分别同比增长2%、2.4%、14%；2024-2026年归母净利润分别为25、29、34亿元，分别同比增长57%、16%、17%。扣除永续债利息3.4亿元后，当前股价对应2024-2026年PE分别为12、10、9倍。

我们按照分部估值法对公司进行估值：

1）火电板块：

预计公司2024年火电归母净利润为11亿元，选取建投能源、华电国际、皖能电力为可比公司，参考可比公司2024年估值水平，考虑到公司火电装机增长，给予公司火电板块2024年15倍PE，对应公司火电板块价值165亿元。

2）新能源板块：

预计公司2024年新能源板块归母净利润实现14亿元，选取三峡能源、节能风电、太阳能为可比公司，参考可比公司估值，给予公司2024年新能源板块14倍PE，对应公司新能源板块价值196亿元。

除火电及新能源板块，公司另外参股融合租赁等资产，预计2024年其他板块（含总部费用）综合利润为0元；公司永续债利息约3.4亿元，10倍PE下扣减34亿市值。

综上，我们测算在中性假设下，公司内在价值为165（火电）+196（新能源）+0（其他板块）-34（永续债利息）=327亿元，较当前市值仍有24%上涨空间。当前央国企面临国企改革要求进一步升级，上海电力背靠国家电投集团，为集团重要的电力平台，假设2024年分红40%，对应股息率3.8%。

风险提示：

1）煤价上涨超预期。

尽管公司煤电机组与中国神华深度绑定，但若是煤价上涨超预期，仍将给公司燃料成本带来压力，进而影响公司业绩。

2）减值超预期。

公司拥有庞大的电力装机容量，在煤电淘汰小机组、低效机组，以及新能源因环保问题终止项目等因素下，公司或将面临减值的不确定性。同时在会计角度考虑，公司存在较多应收账款（或为新能源补贴拖欠），若是减值超预期，将影响公司业绩。

3）土耳其电价波动。

土耳其电力市场以现货市场为主，电价波动主要由短期供需决定，可能存在超预期的涨跌。

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